Современные химические методы насосного дозирования в нефтедобыче


В. В. Шайдаков, К. В. Чернова, А. В. Пензин









СОВРЕМЕННЫЕ ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ НАСОСНОГО ДОЗИРОВАНИЯ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

Учебное пособие

















Инфра-Инженерия Москва-Вологда 2018

УДК 622.276
ББК 361.79
  Ш 17

  ФЗ    Издание не подлежит маркировке
№436-Ф3  в соответствии сп.1ч.4ст.11  

Рецензент:
заведующий кафедрой машины и оборудования нефтяных и газовых промыслов Уфимского государственного нефтяного технического университета, д-р. техн. наук, проф. В. У. Ямалиев




       Шайдаков В. В., Чернова К. В., А. В. Пензин А. В.
Ш 17 Современные химические методы насосного дозирования
       в нефтедобыче. Учебное пособие. / В. В. Шайдаков, К. В. Чернова,
       А. В. Пензин. Под общей ред. В.В. Шайдакова. -М.:
       Инфра-Инженерия, 2018.-120 с.

ISBN 978-5-9729-0218-7


       Рассмотрены проблемные вопросы осложнений при добыче нефти и газа. Предложены технические и технологические методы предотвращения отложений солей, парафинов, образования стойких эмульсий, снижения коррозионной активности добываемой продукции. Акцент сделан на инновации в области совершенствования химического метода. Изучаются установки дозирования. Приведены основные виды полимерных армированных трубопроводов, используемые в качестве напорных в дозировочных системах. Представлено вспомогательное оборудование, обеспечивающее соединение трубопроводов, спуск в скважины, защиту. Рассмотрены математические модели процессов гидратообразования, течения попутного нефтяного газа в трубопроводе малого диаметра в нефтедобыче.
       Для студентов, магистрантов, аспирантов вузов различного профиля, специализирующихся на проблемах добычи нефти и газа.







© Шайдаков В. В., Чернова К. В., Пензин А. В., авторы, 2018
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2018


ISBN 978-5-9729-0218-7

        ВВЕДЕНИЕ


     По мере разработки нефтяных месторождений ухудшаются условия добычи. Как правило, снижается температура и давление в пластах, изменяются геохимические условия пластовой среды: кислотностно-щелочные, окислительно-восстановительные свойства, минерализация и ионный состав пластовых вод, и т.д. С увеличением степени обводненности продукции скважин возрастают удельный вес, вязкость и оптическая плотность нефти [1]. Эксплуатируемые нефтяные месторождения России существенно истощены. Вводимые новые, особенно в Восточной Сибири, на шельфе даже на начальной стадии обладают целым «букетом» осложнений. Поэтому потребность в нефтепромысловых реагентах будетпостоянно расти.
     Современный уровень развития нефтедобывающей отрасли характеризуется разнообразием применяемых методов и технологий борьбы, предупреждения образования осложнений. Несмотря на это проблема борьбы и предупреждения осложнений продолжает оставаться актуальной. Причинами этого является разнообразие геолого-физических условий процессов разработки и эксплуатации объектов. Поэтому повышение эффективности методов и технологий разработки месторождений требует постоянного совершенствования применяемых методов, реагентов и технологий их применения.
     Результатом эксплуатации скважин в осложненных условиях является преждевременный выход из строя элементов насосной установки, конструкции скважины и ухудшение показателей «наработка на отказ», межремонтный период работы (МРП).
     По официальным данным, затраты на добычу нефти в России по сравнению с другими странами необычайно высоки, причем не только в абсолютных показателях, но и в темпах прироста затрат. Наибольшее

3

Современные химические методы насосного дозирования в нефтедобыче

распространение нашел химический способ предотвращения осложнений. Объем рынка химических реагентов в России оценивается около 10 млрд. руб. [2], при этом в среднем в скважину за год закачивается реагентов на сумму 100.. .300 тыс. руб. Поэтому весьма актуален вопрос снижения затрат на предотвращение осложнений без снижения эффективности защиты. Около 40 российских компаний производят химические реагенты для добычи нефти и газа. Будущее за компаниями, оказывающими комплексный сервис, весь спектр услуг: разработка, производство и поставка химических реагентов и технических средств их подачи в скважину, сервисное обслуживание и технических контроль.
     Пособие ставит своей целью в доступной форме ознакомить студентов, магистрантов, аспирантов с новыми технологиями и техническими средствами, разработанными авторами, для осложненных условий нефтедобычи.

4

            ГЛАВА 1. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЛУБИННО-НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ


   Образование отложения неорганических солей на внутренней поверхности нефтегазопромыслового оборудования имеет место при добыче обводненной нефти в процессе разработки большинства месторождений России [2-3].
   К числу основных технологических факторов, влияющих на обводнение скважин, относится режим эксплуатации скважины или, точнее, темп отбора жидкости из нее [4-7].
   Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации скважин, однако наиболее отрицательные последствия от солеотложения возникают при добыче нефти штанговыми глубинными насосами (ШГН) и установками электропогружных центробежных насосов (ЭЦН). Кристаллические образования неорганических солей на рабочих органах глубинных насосов приводят к повышенному их износу, заклиниванию и слому вала погружного центробежного электронасоса, заклиниванию плунжера ШГН ит.п.

Рисунок 1.1 - Отложения солей на рабочем колесе ЭЦН и на приемной сетке

5

Современные химические методы насосного дозирования в нефтедобыче

Рисунок 1.2 - Отложение солей на деталях ЭЦН

Отложение солей на лопатках рабочего колеса насоса

Отложение солей на валу насоса

Отложение солей на корпусе насоса

6

ГЛАВА 1

    По преимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенного вида выделяется три группы солей: хлоридные, карбонатные и сульфатные.
     С каждым годом растут затраты на защиту оборудования от соле-отложений. Это связано с проводимыми геолого-техническими мероприятиями по интенсификации добычи нефти, происходит рост действующего фонда скважин за счет проводимых мероприятий по извлечению труднодоступных запасов нефти, разработке пластов и ввода новых скважин. Требуется усовершенствование методов подачи химреагента в скважину, так как затраты на борьбу с солеотложениями несравненно ниже затрат, возникающих из-за выхода оборудования из строя, его ремонта или замены.
    Проблема солеотложения в последние годы получила особую актуальность ввиду прогрессирующего роста обводненности пластовой жидкости на большинстве активно разрабатываемых нефтяных месторождениях России.
    Например, на Самотлорском месторождении с 2004 года солеотлагающий фонд увеличился в 2 раза и в настоящее время продолжает расти [8,9]. Тенденция к росту числа скважин, оборудование которых осложнено отложением солей, отмечается всеми компаниями, осуществляющими добычу нефти в Западно-Сибирском регионе.
    Асфальтосмолопарфиновые отложения (АСПО) относятся к наиболее проблемным видам осложнений с точки зрения предотвращения и ликвидации последствий.
    Накопление АСПО происходит в основном в насосно-компрессорных трубах (НКТ), трубопроводах системы сбора нефти. Это приводит не только к снижению дебита, возрастанию давления в системе сбора, но и резкому уменьшению межремонтного периода (МРП) работы скважинного оборудования.

7

Современные химические методы насосного дозирования в нефтедобыче

    К осложненным по АСПО относят скважины, в нефти которых более 5 % парафинов и динамической вязкостью нефти, эмульсий более 10 сПауз, в стандартных условиях.
    По данным промысловых исследований [10], при малой обводненности нефти характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования и достигает максимума на глубине 50-200 м, затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области устья.
    На поздней стадии разработки отмечен рост глубины начала формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет закачки большого количества воды, следовательно, общим снижением теплового потока [10].
    За 10 лет эксплуатации число скважин, в которых глубина формирования АСПО составляет более 900 м, увеличилось почти в 3 раза.
    В процессе разработки месторождений ухудшаются свойства остаточной нефти. Это можно связать с образованием и накоплением в пласте окисленной, малоподвижной и неподвижной, биодеградированной и высокосернистой нефти.
    Увеличение содержания асфальтенов и парафинов приводят к уменьшению температуры насыщения нефти парафином а, следовательно, расширению зоны возможного формирования асфальтосмолопарафиновых отложений, смещению интервала АСПО в зону более высоких температур, то есть, начало отложения парафинов наблюдается на большей глубине.
    Кроме того, увеличение в составе отложений смол и асфальтенов приводит к изменению консистенции отложений, они становятся более пластичными, мазеподобными.
    Снижение пластовой температуры, вызванное длительным воздействием закачиваемых пресных холодных вод, обуславливает увеличение 8

ГЛАВА 1


глубины формирования АСПО. В связи с этим все чаще встречаются отложения парафинов в насосах (27 % - в насосе, 73 % - в НКТ).
    Твердые углеводороды, парафины, присутствуют практически во всех нефтях, оказывая влияние на технологию и технику добычи, сбора и транспорта, подготовку и переработку нефти. Их содержание может колебаться от следов до 20-28 %.
    Практически все нефтяные компании России проводят интенсификацию добычи, увеличивают отбор жидкости из скважин. Это приводит к повышению обводненности, усугубляет процессы АСПО и солеотложе-ний. Например, для ряда скважин Самотлорского месторождения интенсификация привела за короткий срок к повышению обводненности добываемой нефти с13до79%
    Анализируя осложненный по парафинам фонд скважин Самотлорского месторождения можно отметить, что с ростом обводненности до 30 % количество осложненных по парафинам скважин составляет 38 %. С увеличением обводненности до 50 % количество скважин с АСПО значительно растет. И в дальнейшем при увеличении обводненности до 65 % и выше количество скважин с отложениями парафинов снижается. Но с ростом обводненности значительно усложняются условия предотвращения и удаления АСПО.
    Так как из-за повышения обводненности и происходит смещение зоны формирования АСПО в нижние интервалы. Возрастает вероятность отложений в глубинно-насосном оборудовании. Изменяется состав нефти, что в свою очередь приводит к изменению состава АСПО. Увеличивается стойкость отложений, для удаления которых требуются современные технологии и новые химические реагенты.
    То есть на основании вышеизложенного можно сделать вывод, что на поздней стадии разработки целесообразным становится предотвращения АСПО, а не только их удаление.

9

Современные химические методы насосного дозирования в нефтедобыче

                    □ 0-30% обводненности
                    ■ 30-50% обводненности
                    □ 50-65% обводненности
Рисунок 1.3 - Распределение действующего парафинового фонда скважин УШГН по обводненности

     Коррозия приводит ежегодно к миллиардным убыткам, и разрешение этой проблемы является важной задачей. Основной ущерб, причиняемый коррозией, заключается не в потере металла как такового, а в огромной стоимости изделий, разрушаемых коррозией. Вот почему ежегодные потери от неё в промышленно развитых странах столь велики. Истинные убытки от неё нельзя определить, оценив только прямые потери, к которым относятся стоимость разрушившейся конструкции, стоимость замены оборудования, затраты на мероприятия по защите от коррозии. Ещё больший ущерб составляют косвенные потери. Это простои оборудования при замене прокорродировавших деталей и узлов, утечка нефти и газа, нарушение технологических процессов, экологический аспект.
     Для скважин характерны более высокие, чем в системе сбора нефти, парциальные давления СО₂ и градиент РСО₂ от забоя к устью скважины [11]. Основной вид коррозионного повреждения скважинного оборудования - локальная коррозия внутренней поверхности НКТ и установок погружных электроцентробежных насосов при механизированной добыче нефти. Результатом в обоих случаях являются дорогостоящие

10