сам реферат.. Интенсификация добычи нефти привела к значительным изменениям условий эксплуатации скважинных насосных установок, при этом постоянно растет число различных осложняющих факторов

• Название: Интенсификация добычи нефти привела к значительным изменениям условий эксплуатации скважинных насосных установок, при этом постоянно растет число различных осложняющих факторов
• Дата: 15.02.2023
• Размер: 66.84 Kb.
• Имя файла: сам реферат..docx
• Тип: Реферат; #938177

Введение

Интенсификация добычи нефти привела к значительным изменениям условий эксплуатации скважинных насосных установок, при этом постоянно растет число различных осложняющих факторов. К таким факторам относятся: искривление скважин, АСПО, содержание механических примесей в откачиваемом флюиде. Увеличение глубины подвески оборудования в скважине соответственно повлияло на изменения термобарических условий в скважинном оборудовании. В свою очередь, изменение давления, температуры, химического состава воды и прогрессирующее обводнение продукции добывающих скважин вызвало интенсивное солеотложение на оборудование.В процессе добычи нефти возможно отложение нескольких видов солей, которые можно классифицировать по различным признакам: растворимости, скорости образования, трудности удаления, частоте присутствия.Отложение в нефтепромысловом оборудовании неорганических солей при добыче нефти приводит к образованию осадков на поверхности рабочих колес и направляющих аппаратах в УЭЦН, что приводит к заклиниванию насоса. Отложения солей наблюдаются, хотя и в меньшей степени, и в скважинах, эксплуатируемых штанговыми скважинными насосам. Солеотложение во многих регионах страны становится основной причиной отказа оборудования, что приводит к значительному ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

В составе отложений входит гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы.

В настоящее момент решение задачи предотвращения солеобразования усложняется за счет образованием в скважинах отложений солей сложного состава, содержащих в различных соотношениях сульфид железа. Причиной этого является появление так называемого «вторичного» сероводорода вследствие заражения пластов на микробилогическом уровне.

Основными компонентами большинства промысловых отложений являются карбонат кальция, сульфат кальция и (или) сульфат бария. В скважинах отложения чистых сульфата или карбоната кальция встречаются редко. Обычно они представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Без удаления органической составляющей солеотложений невозможно успешно провести обработку скважин.

1. Выпадение в осадок сульфата или карбоната кальция.

Процесс выпадения в осадок сульфата или карбоната кальция протекает в три стадии.

1. На первой стадии ионы кальция соединяются с сульфатными или карбонатными ионами и образуют молекулы.

2. Далее молекулы объединяются в микрокристаллы, служащие

центрами кристаллизации для остального раствора.

3. Агрегаты кристаллов растут и при достижении определенных размеров выпадают в осадок или прикрепляются к стенкам оборудования.

Неорганические отложения встречаются в трех формах:

в виде тонкой накипи или рыхлых хлопьев, в слоистой форме, в кристаллической форме. Отложения первого вида имеют рыхлую структуру, проницаемы и легко удаляются. Слоистые отложения, такие как гипс, представляют собой несколько слоев кристаллов, иногда в виде пучка лучин, заполняющих все сечение трубы. Кристаллические структуры, такие как барит и ангидрит, образуют очень твердые, плотные и непроницаемые отложения. Барит настолько плотен и непроницаем, что с помощью химических обработок удалить его со стенок оборудования не представляется возможным.

2. Солеобразование при добыче нефти

Отложение солей — одна из многих проблем, возникающих при добычи нефти. Отложения солей на стенках трубопроводов уменьшают эффективный диаметр, а значит и пропускную способность последнего, нередко приводя к полному закупориванию. Солеотложения различных кислот приводят к засорению скважины, выходу из строя насоса, снижению притока жидкости и т.д. Эта проблема становится особенно актуальной в случае совместной добычи нефти и воды.

Виды солеотложения.

В процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений возникают солевые отложения с преобладанием следующих типов солей: кальцита — СаО3, гипса — CaSO4·2H20, ангидрита — CaSO4, бассанита — CaSO4·0,5H2О, барита — ВаSO4, баритоцелестина — Ва(Sr)SO4, галита — NaCl. На поздних стадиях разработки залежей проявляются отложения сульфидных солей, главным образом, сульфида железа. В целом осадки солевых отложений не являются мономинеральными и имеют сложный петрографический состав, включающий как минеральную, так и органическую часть, которая при химических анализах квалифицируется как «потери при прокаливании».

Наряду с углеводородными компонентами и продуктами коррозии, по данным исследований, в составе солевых

отложений могут присутствовать десятки различных минералов.

3. Ингибирования в процессе солеотложения солей.

Ингибирование предполагает подачу в поток нефти с водой специальных веществ — ингибиторов, предотвращающих отложение солей. Механизм работы этих ингибиторов следующий. Основная часть ингибиторов представляет собой поверхностно активные вещества, которые, сталкиваясь с кристалликами соли в потоке флюида, концентрируются на его поверхности, тем самым не давая другим молекулам той же самой соли закрепиться на зародыше.

Наряду с созданием ингибирующих составов предупреждения отложения солей важное значение приобретают технологические способы их реализации. В зависимости от условий ингибиторы могут применяться по следующим технологиям:

– путем непрерывной или периодической подачи в систему с помощью дозировочных устройств;

– периодической закачкой раствора в скважину с последующей его задавкой в призабойную зону.Последовательно могут использоваться комбинированные способы подачи ингибитора, например, вначале периодическая закачка, затем — через 2-6 месяцев — непрерывная дозировка или периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины.

Дозированная подача ингибитора в скважину (систему) считается надежным методом, хотя требует постоянного контроля и обслуживания дозировочных насосов и устройств.

Распространение получил метод периодической подачи ингибитора в затрубное пространство скважины, однако он не всегда эффективен, так как при низких динамических столбах реагент быстро уносится потоком жидкости. В наиболее благоприятных условиях при высоких динамических столбах периодичность подачи ингибитора составляет 15-20 суток.

Метод дозирования ингибитора применим при отложении солей в подземном оборудовании и трубах лифта, но при отложении солей в призабойной зоне пласта необходима его задавка в пласт.

4 Солеотложение при эксплуатации газоконденсатных скважин.

Интенсификация притока флюидов из высокотемпературных скважин с АВПД, низкой проницаемостью карбонатного коллектора и наличием агрессивных компонентов (сероводорода и углекислого газа) в добываемом флюиде требует особого серьезного подхода и всестороннего анализа при обосновании метода обработки призабойной зоны пласта и состава реагентного раствора. Для этого необходимо знать процесс солеотложений при эксплуатации месторождений и основные его причины, а также возможные пути борьбы с этими явлениями.

Образование осадков, происходящее в эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважинах при транспорте пластовых флюидов на дневную поверхность, значительно осложняет и удорожает добычу углеводородов. Уменьшается сечение труб, увеличиваются потери давления, нарушается температурный режим, становится невозможным прохождение в скважину приборов и инструментов. Проблема солеобразования и солеотложения в промысловом оборудовании является общей для всех месторождений, особенно на заключительной стадии эксплуатации. Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации месторождений нефти и газа показывает, что солеотложения отмечаются на всех стадиях добычи, транспорта, переработки углеводородных флюидов.

В мировой практике считается общепризнанной целесообразность прогноза и предотвращения образования солей, чем борьба с солеотложением, когда оно уже произошло.

Анализ разработки газоконденсатных месторождений Северного Кавказа показывает, что одной из основных возможных причин снижения производительности эксплуатационных скважин является образование осадков в наземном и подземном промысловом оборудовании, а также на забое скважины, в том числе и призабойной зоне.

Рассмотрим основные факторы, определяющие физико-химические процессы солеотложения на Кошехабльском газоконденсатном месторождении (ГКМ).

Сложные геолого-промысловые условия залегания пласта: аномально высокие пластовые давления; высокая температура; большие депрессии на пласт; выдавливание в призабойную зону пласта минерализованных вод из водонасыщенных пропластков.

При нарушении химического равновесия могут выпадать соли и тяжелые углеводороды на забое и в призабойной зоне пласта.

Содержание в составе газа месторождения «кислых» компонентов: сероводорода (до 2,0 % об.) и диоксида углерода (до 6,0 % об.). Высокая растворимость «кислых» компонентов в конденсационной воде (рН 5,1 ÷ 5,9) создает условия для протекания электрохимической сероводородной и углекислотной коррозии. Совместное присутствие сероводорода и диоксида углерода приводит к синергетическому эффекту, увеличивая коррозионную активность в 4 раза. Продуктами сероводородной коррозии является сульфид железа, выпадающий в осадок, и углекислота – растворимый гидрокарбонат железа, переходящий в нерастворимый карбонат железа.

Наличие в продукции скважин тяжелого газоконденсата плотностью 0,84 – 0,85 г/см3, смол и парафинов. Нефтяные смолы – высокомолекулярные вещества темно-бурого цвета, коллоидно распределенные в нефти, присутствуют во всех нефтях (до 25 %, среднее 2,1 %).

При перегонке не переходят в дистилляты, остаются в неперегоняющемся остатке. Остаток после разгонки Кошехабльского газоконденсата составляет > 4 %. Парафины растворяются в нефти неограниченно при температурах выше 40 °С. Температура плавления индивидуальных компонентов парафина зависит от их молекулярного веса и изменяется от 18 °С (низкомолекулярные) до 137 °С (высокомолекулярные). Парафины нефтей представляют смесь нескольких углеводородов и поэтому не имеют резкой температуры плавления. Четкая кристаллизация парафинов отмечена в дистиллятах, где отсутствуют смолистые вещества, препятствующие кристаллизации парафинов.

В процессе подъема флюида в НКТ происходит дистилляция газового конденсата, выпадают смолы, из дистиллятов – парафины, которые осаждаются на стенках труб.

Попутные воды, добываемые вместе с углеводородами, содержат в своем составе солеобразующие ионы, которые при нарушении химического равновесия (снижение давления, перепад температуры, несовместимость) переходят в состояние пересыщения и выпадают в осадки. Практически это все соли шестикомпонентной системы: NaCl, CaCl2, MgCl2, Na2SO4 – хорошо растворимы в воде; CaCO3, CaSO4 х 2H2O, CaSO4, BaSO4, SrSO4 – малорастворимые образования.

Несовместимость ингибиторов коррозии с попутными водами также является одним из определяющих физико-химических процессов солеотложений при эксплуатации Кошехабльского ГКМ. За годы разработки месторождения (с 1982 года) в процессе эксплуатации оксфордской залежи произошли изменения составляющих потока компонентов. В составе газа снизилось содержание метана, идентифицированы тяжелые изомеры (ΣiС6 – 2,31 %), n – гексан, гептан, которых раньше в газе не было.

В составе газоконденсата также отмечается тенденция к утяжелению. По результатам анализов газоконденсата 90 % фракция отгоняется при температуре 345°С (в предыдущие годы – при 308 °С), содержание парафинов – 3,1 % с температурой плавления 44 °С; содержание парафинов – 2,8 %, температура плавления – 45 °С. До 5 – 6% повысился остаток после разгонки газоконденсата.

При использовании этого конденсата в качестве основы для приготовления ингибитора коррозии происходит его вторичная дистилляция. При этом следует учесть, что в поверхностных условиях газоконденсат теряет легкие фракции, окисляется, обогащается смолами.

Одним из поставщиком солеотложений является попутная вода. Поскольку разработка оксфордской залежи Кошехабльского месторождения происходит без внедрения пластовых (законтурных) вод, то вода, добываемая вместе с газом («попутная»), представляет собой смесь конденсационной и выжатой из неколлекторов за счет создания высоких депрессий. При нарушении химического равновесия солеобразующие ионы переходят в состояние пересыщения и выпадают в осадки. Вода содержит также коррозионно-агрессивные компоненты. Воды конденсационные мало отражают какие-либо изменения, их состав зависит от количества выпавшей в сепараторе влаги. Однако кислый характер вод (рН 4,2 – 6,1) свидетельствует о их высокой коррозионной активности.

Результаты анализов проб воды из различных глубин показывают, что их состав отличается. Наиболее информативными являются пробы, отобранные на устье скважины и перед входом в сепаратор индивидуального отбора. На границе газоконденсата и воды – незначительная взвесь сульфидов железа в конденсате.

Прогноз осаждения карбонатов кальция проведен расчетным путем по методике Стиффа – Девиса. Согласно полученным результатам, индекс насыщения IS = -2,5, индекс стабильности ISt = 10,1. Вода оценивается как очень агрессивная, способная растворять CaCO3.

Процесс образования гипса в водных системах контролируется присутствием Ca2+ и SO42- и других ионов и зависит от дефицита насыщения растворов CaSO4, который определен по расчетным формулам и номограммам. Дефицит насыщения составил 21516 мг/дм3. Таким образом, в рассматриваемой системе образование карбоната и сульфата кальция не прогнозируется.

5Борьба с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин

К основным осложнениям при эксплуатации скважин относятся: отложения парафина, отложения солей, отложения смол и асфальтенов, вынос песка из пласта, прорыв воды.

Отложения парафина на стенках НКТ, устьевой арматуре приводит к снижению производительности скважины.

В результате парафинизации внутренних стенок труб уменьшается их внутреннее сечение. Запарафинивание поверхностных коммуникаций приводит к удорожанию внутрипромысловой перекачке нефти.

Борьба с отложениями парафина введется следующими способами [2]:

1) Механическим, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. В скважину, оборудованную ЭЦН, скребки опускают на проволоке в НКТ. В скважинах оборудованных ШГН применяют непрерывную очистку труб скребками, устанавливаемыми на штангах.

2) Применение НКТ, с гладкой внутренней поверхностью (покрытие внутренней поверхности эмалями, лаками, стеклом).

3) Тепловым, при котором скважина промывается парами или горячей нефтью (закачка в затрубное пространство, при этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ). Для получения водяного пара используют ППУ, для нагретой нефти – агрегат депарафинизации передвижной АДН.

4) Химический – впрыск в поток пластовой жидкости ингибиторов, предотвращающих кристаллизацию парафина в НКТ и их закупорку – ингибитор ХТ-48.

5) Закачка ПАВ (водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества).

6) Закачка растворителей (бензин, толуол, керосин),

7) Физический – применение магнитного поля (увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложения парафина).

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо - и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

АСПО увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО - актуальная задача при интенсификации добычи нефти. АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти. Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения.

Парафины - углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66): малопарафиновые - менее 1,5 % мас.; парафиновые - от 1,5 до 6 % мас.; высокопарафиновые - более 6 % мас..Мероприятия по борьбе с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже имеющихся осадков АСПО. Известно несколько способов борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании.

Термические методы борьбы с АСПО применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путём поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей, горение термита в призабойной зоне пласта и т.д. Но наиболее распространённым способом борьбы с АСПО является промывка скважин горячей нефтью. Недостаток – большие тепловые потери.

Механические методы борьбы с АСПО используют в основном для периодического удаления АСПО - компонентов с поверхностей нефтяного оборудования, а также с внутренних поверхностей нефтепроводов, коллекторов и т.д. Для этого применяют скребки различных конструкций, эластичные шары, перемешивающие устройства.

Химико-механические методы борьбы с АСПО предусматривают совместное механическое и физико-химическое воздействие водных растворов технических моющих средств (ТМС) на АСПО и очищаемую поверхность. Данные методы применяются для струйной очистки от АСПО ёмкостей, резервуаров; циркуляционной очистки от отложений АСП скважин, трубопроводов; струйной, пароструйной, пароводоструйной, погружной очистки деталей нефтепромыслового оборудования.

Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний, ультразвука, а так же новейшего радиочастотного магнитогидродинамического резонансного воздействия на обрабатываемую среду, покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.

6. Химические методы борьбы с АСПО

Химические методы борьбы с АСПО включают в себя использование различных реагентов, полимеров, ПАВ: ингибиторы парафиноотложений, смачивателей, ПАВ - удалителей, растворителей и т.д. Из химических методов борьбы с парафином применяется промывка скважин растворителями. Наряду с высокой эффективностью данный способ имеет большие экономические затраты, поэтому обработка химическими реагентами используется в основном на скважинах, где применение других способов борьбы с АСПО не является возможным или более эффективным.

При выборе метода борьбы и предупреждения или профилактического удаления АСПО, следует учитывать, что эффективность метода зависит от способа добычи, а также от состава и свойства добываемой продукции. Следует отметить, что при выборе способа обработки скважины необходимо учитывать такие основные параметры, как: интервал возможного парафинообразования и интенсивность отложений на стенках оборудования.

Изучение опыта предупреждения отложения солей при добыче нефти в промысловых условиях позволило систематизировать методы предотвращения образования отложений солей в скважинах. Выделяются физические, технологические и химические методы предотвращения отложения солей.

К физическим методам предотвращения отложения солей относятся: воздействие на перенасыщенные солями попутно добываемые воды магнитными или акустическими полями, использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов. Магнитные силовые поля создаются скважинными магнитными установками предотвращения солеотложения (МУПС-1, МУПС-2), в которых основными рабочими элементами являются постоянные магниты.

Для предотвращения образования отложений солей применяются специальные покрытия стенок оборудования контактирующих с добываемой жидкостью. Имеется положительный опыт применения НКТ с покрытием внутренней поверхности стеклом, эмалями, лаками. Продолжительность защиты от отложений солей снижается в тех случаях, когда солевые осадки формируются в стыках НКТ, образуя прочный каркас, снижающий проходное сечение труб.

К технологическим методам предотвращения образования отложений солей относятся мероприятия, основанные на изменении технологических параметров процесса добычи нефти. Важным технологическим методом предотвращения солеобразования является проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР). Существующие способы исследования позволяют надежно определять источник притока чуждых вод и провести восстановление герметичности цементного кольца или ремонт обсадной колонны и ликвидировать поступление вод, несовместимых с попутными.

Уменьшить интенсивность отложения солей можно путем правильного выбора режима работы скважины и установления соответствующего забойного, поскольку величина равновесной концентрации сульфата или карбоната кальция зависит от давления в насыщенной этими солями воде.

Замедление интенсивности отложения солей достигают также путем конструктивного изменения в компоновке глубинно-насосного оборудования. Для затруднения слияния мелких капель перенасыщенных солями воды в нефти применяют диспергаторы в УЭЦН.

К группе технологических методов предотвращения образования отложений солей относят закачку естественных выше-нижележащих минерализованных вод месторождения, опресненных попутно добываемых вод совместимых с пластовыми водами продуктивного пласта через систему ППД.

Из известных методов предотвращения образования отложений неорганических солей наиболее эффективными и реализуемыми в промысловых условиях являются химические. Применение для ППД специально подготовленных вод, химически совместимых по своему составу с пластовыми, позволяет практически полностью исключить солеобразование при эксплуатации скважин. Это достигается приготовлением совместимых вод непосредственно на месторождении путем смешения пластовых, попутно добываемых вод с высокоминерализованными хлорнатриевыми.

В настоящее время для предотвращения отложения солей в процессе добычи нефти самое широкое применение нашли химические методы, основанные на использовании ингибиторов отложения солей. Ингибитор отложения солей должен: обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при малых концентрациях реагента; быть совместимым с пластовыми, попутно добываемыми и закачиваемыми водами и хорошо растворяться в них; при применении быть безопасным для обслуживающего персонала, безвредным для окружающей среды, а его содержание в различных водах надежно определяться в промысловых условиях; при хранении и транспортировке сохранять свои свойства.

Применяемые ингибиторы отложения солей не должны: оказывать вредное воздействие на процессы добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти; отрицательно влиять на технологический процесс переработки нефти и снижать качество продуктов переработки; увеличивать коррозионную активность среды, в которой они растворены.

Методы борьбы с отложениями солей подразделяются на химические, физические и технологические.

Химические методы борьбы с солеобразованием в скважинах и системе сбора применяют, главным образом, при выпадении карбонатных (CaCO3, MgCO3) и сульфатных (CaSO4, MgSO4) солей, т.е. водонерастворимых. В данном случае применяют ингибиторы отложения солей: гексаметафосфат натрия (NaPO3)6 и триполифосфат натрия (Na5P3O10) как в чистом виде, так и с добавлением различных присадок. Сущность метода в том, что при образовании кристаллов солей они тут же сорбируют из раствора ингибитор, в результате этого на поверхности кристаллов возникает коллоидная оболочка, препятствующая прилипанию их к поверхности труб.

Перспективными физическими методами являются воздействия магнитного поля и ультразвуковых колебаний. При обработке воды магнитным полем создаются условия для образования большого количества мелких кристаллов, которые затем выпадают в виде аморфного шлама, легко удаляемого из трубопровода потоком.

Для борьбы с отложениями неорганических солей применяют: механический способ; химический способ; термогазохимическое воздействие (ТГХВ).

Механический способ. Этот способ в основном применяется на первых этапах борьбы с отложениями неорганических солей. При механическом способе производят разбуривание мощных гипсовых пробок, затем эксплуатационную колонну прорабатывают расширителями, скребками или другими устройствами. Этот способ можно применять в тех случаях, когда перфорационные каналы не перекрыты отложениями солей.

Химический способ. При обработке скважин по удалению отложений неорганических солей необходимо: определить состав отложений солей и в зависимости от этого выбрать тип реагента; ориентировочно возможное количество, место и характер накопления отложении; подготовить устье скважины таким образом, чтобы можно было осуществлять прямую и обратную промывку с обеспечением циркуляции жидкости по замкнутому циклу емкость - насос - скважина - емкость.Термогазохимическое воздействие. Термогазохимическое воздействие (ТГХВ) применяется для очистки перфорационных каналов и призабойной зоны пласта от отложений солей, иногда используют после химической обработки скважин. Способ очень эффективен. Сущность метода заключается в том, что в интервал перфорации опускают скважинный аккумулятор давления, содержащий порох, при сгорании которого на забое создаётся большое давление и развивается высокая температура.

К химическим методам удаления солеотложений относится в первую очередь подготовка и химическая обработка закачиваемых в нефтяные пласты вод. В комплекс работ по подготовке вод входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях, добавление к воде соответствующих ингибиторов, реагентов, предотвращающих выпадение осадков.

Известны два основных направления химических методов удаления гипса с нефтяного оборудования — преобразование осадков с помощью различных реагентов, с последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой и промывкой водой, и обработка скважин комплексообразующими реагентами. В качестве таких реагентов применяют карбонатные и бикарбонатные растворы и гидроокиси. Выбор реагента осуществляется в зависимости от свойств и структуры осадков.

При использовании бикарбоната на поверхности труб в скважинах откладывается осадок карбоната кальция, который в свою очередь препятствует отложению сульфата кальция. Если же гипс все-таки откладывается, то его можно удалить с помощью кислотной обработки. В некоторых случаях к реагенту добавляются смачивающие присадки. При этом преследуется двойная цель — присадка способствует смачиванию реагентом осадка и уменьшению слоя карбоната кальция, образующегося во время реакции и откладывающегося на кристаллической поверхности.

Однако подобные обработки не дают эффекта на скважинах с плотными, плохо проницаемыми осадками. В таких случаях применяются химические обработки растворами гидроокисей, особенно раствором каустической соды. Обработки гидроокисями вызывают разрушение большей части отложений.

7 Применение станций катодной защиты

Из всех методов защиты основанных на изменении электрохимических свойств металла под действием поляризующего тока, наибольшее распространение получила защита металлов при наложении на них катодной поляризации (катодная защита). Принцип катодной защиты основан на том, что как только поляризация катодных участков внешним током достигает потенциала анода, на всей поверхности металла устанавливается одинаковый потенциал, и локальный ток больше не протекает, то есть пока к металлу приложен внешний ток, он не может коррозировать.

Защита металла катодной поляризацией применяется для повышения стойкости металлических сооружений в условиях подземной (почвенной) и морской коррозии, а также при контакте металлов с агрессивными химическими средами. Она является экономически оправданной в тех случаях, когда коррозионная среда обладает достаточной электропроводностью, и потери напряжения (связанные с протеканием защитного тока), а следовательно, и расход электроэнергии сравнительно невелик. Катодная поляризация защищаемого металла достигается либо наложением тока от внешнего источника (катодная защита с использованием станций катодной защиты), либо созданием макрогальванической пары с менее благородным металлом (обычно применяются алюминий, магний, цинк и их сплавы). Он играет здесь роль анода и растворяется со скоростью, достаточной для создания в системе электрического тока необходимой силы (протекторная защита). Растворимый анод при протекторной защите часто называют “жертвенным анодом”.

Применение для катодной защиты метода приложения тока облегчает регулирование системы и часто дешевле, чем использование анодов - протекторов, которые, конечно, нуждаются в регулярных заменах.

На практике катодная защита редко применяется без дополнительных мероприятий. Требуемый для полной защиты ток обычно бывает чрезмерно велик, и помимо дорогостоящих электрических установок для его обеспечения следует иметь в виду, что такой ток часто будет вызывать вредный побочный эффект, например чрезмерное защелачивание. Поэтому катодная защита применяется в сочетании с некоторыми видами покрытий. Требуемый при этом ток мал и служит только для защиты обнаженных участков поверхности металла.

При рассмотрении вопроса о применении активных видов электрохимической защиты погружного оборудования, у ряда авторов возникают оправданные сомнения в эффективности использования традиционных станций катодной защиты.

На первый взгляд он представляется достаточно простым и эффективным. Рядом исследователей были получены положительные результаты. До сих пор с помощью СКЗ осуществлялась лишь защита обсадных колонн, и авторами исследований была предпринята попытка защиты с ее помощью погружного оборудования.

Для питания УЭЦН в межтрубное пространство скважины спущен четырехжильный кабель, одна из жил которого свободна. Через нее было принято решение бросить дренаж на корпус УЭЦН от наземной СКЗ, при соответствующей обвязке с традиционным анодным заземлением в стороне от устья скважины. Т.е., в принципе, обычная катодная защита, только обеспечена дополнительная точка дренажа на корпус погружного оборудования (рис. 1).

Рисунок 1 – Схема подключения катодной защиты к узлам скважины: 1 -обсадная колонна; 2 - НКТ; 3 - УЭЦН; 4 - питающий кабель ПЭД; 5 - свободная жила питающего кабеля; 6 - дренаж от СКЗ.

Впоследствии, кода эксперимент показал положительные результаты, устранив признаки электрохимической коррозии на узлах УЭЦН при их повторном поднятии, помимо использования четвертой жилы питающего кабеля был спущен самостоятельный дренажный кабель.

Идея позволила объективно продлить наработку до отказа погружного оборудования, что показывает практика. Однако этот метод может содержать не очевидный, на первый взгляд, но достаточно серьезный недостаток. По причине отсутствия данных по распределению потенциалов на дне скважины, есть вероятность, что защита погружного оборудования происходит за счет обсадной колонны скважины.

Согласно данных эксперимента, замеры потенциалов производились на поверхности у устья скважины. В первом случае СКЗ отключена и дренажный кабель к УЭЦН использовался в качестве сигнального. Во втором случае замер производился на дренажном кабеле при включенной системе ЭХЗ. В обоих случаях, а особенно во втором, данные замеров не являются достоверными, и судить по ним о защитном потенциале на дне скважины можно лишь косвенно, но не окончательно. Причина на то значительные потери в проводнике (порядка 2 км), а так же экранирующее влияние обсадной колонны.

Распределение потенциала по эксплуатационной колонне зависит от глубины и качества бетонного кондуктора, который, если и есть, то расположен, как правило, в верхней части скважины. В любом случае при погружении потенциал снижается и достигает минимума ко дну сооружения. На НКТ же, по причине дополнительного дренажа через корпус УЭЦН, минимальный уровень потенциала находится в средней области сооружения. Потенциал на самой УЭЦН близок или равен потенциалу НКТ в конечной точке по причине их технологического контакта.

Данное распределение строится на предположении и требует натурного подтверждения, однако здравый смысл, знание теоретических основ в области электрохимзащиты и большой опыт проведения электрометрических исследований позволяют авторам утверждать, что приведенное распределение максимально близко к реальности.

Из приведенных аргументов следует, что погружное оборудование при включенной системе ЭХЗ имеет более высокий потенциал относительно колонны, которая становится анодом и за ее счет осуществляется защита УЭЦН (а так же НКТ в нижней части скважины). Так как площадь поверхности колонны несоразмерно больше погружной установки, процесс отказа скважины по причине электрохимической коррозии проявится гораздо позднее, тогда как эффект от защиты погружного оборудования наблюдается раньше по причине его относительно небольшого срока эксплуатации.

По мнению автора, данной проблемы можно было бы избежать, если обеспечить на дне скважины надежный электрический контакт между сооружениями, который уравновесит их потенциалы. Однако технологически этого добиться не представляется возможным. Существующие случайные места соприкосновения конструкций по причине искривления скважины или отклонения погружной установки от оси имеют высокое сопротивление и не позволяют уравновесить потенциалы. Напротив, в этих местах наблюдается усиленная коррозия за счет большой плотности токов.

Уравновесить потенциалы с поверхности так же не представляется возможным по причине отсутствия контроля на дне скважины, и даже если технологически обеспечить контроль (доставить ко дну электрод сравнения и контрольные проводники на смежные конструкции), уравнять их потенциал и поддерживать в период эксплуатации достаточно проблематично. А по причине малого кольцевого зазора между конструкциями достаточно незначительной разности потенциалов для протекания интенсивного электрохимического процесса.

Из вышеизложенного авторы советуют ограничиться активной катодной защитой (от СКЗ) лишь обсадных колонн скважинных сооружений. Для защиты же погружного оборудования наиболее оправдано применение протекторной защиты. В этом случае электрохимический процесс происходит в цепи протектор-сооружение и обсадная колонна в нем не участвует.

Протекторная защита в области нефтепромыслового оборудования применяется на практике и имеет несомненный положительный результат, однако требует дополнительных исследований и экспериментов для достижения максимальной эффективности.

Заключение

В процессе выполнения работы была достигнута ее основная цель, которая заключалась в закреплении теоретических знаний и умений по дисциплине. Для выполнения поставленной цели были решены задачи:

- определены гидродинамические, геофизические, промысловые и статистические способы определения эффективности методов воздействия на ПЗП; охарактеризованы особенности борьбы с осложнениями при эксплуатации ?

Список источников

Балаба В.И. Оценка соответствия при строительстве скважин // журнал «Управление

Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин, М.: Недра, 2000г., 677 с.

качеством в нефтегазовом комплексе», - 2010. - № 1. - С. 41-46. Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник - М.: Недра, 1990. - 303 с. Нормативные документы предприятия ОАО «Сургутнефтегаз» за 2005 - 2006 г.г.