Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Механизированная добыча
  • Применение оборудования и технологий ООО НПФ «ПАКЕР» для улучшения условий эксплуатации скважин и уменьшения коррозионной активности добываемой продукции

Применение оборудования и технологий ООО НПФ «ПАКЕР» для улучшения условий эксплуатации скважин и уменьшения коррозионной активности добываемой продукции

Коррозионная агрессивность среды определяется физико-химическими свойствами и фазовым составом добываемого флюида, наличием растворенных газов, условиями движения жидкости в трубе и температурным режимом.

Уменьшить коррозионную активность среды можно с помощью оборудования и технологий НПФ «Пакер», в частности, за счет установки ЭЦН с перепускными клапанами. В этом случае происходит изменение границ раздела фаз, с периодической смазкой поверхности металла углеводородной фазой. Дополнительно уменьшить скорость коррозии можно, изменяя скорость потока жидкости и снижая ее температуру.

07.06.2010 Инженерная практика №06/2010
Миннуллин Булат Мударисович Инженер-технолог службы развития новой техники и технологий ООО НПФ «Пакер»

Потери народного хозяйства от коррозии исчисляются миллиардами рублей ежегодно. Коррозия металла представляет собой его разрушение в результате его физико-химического взаимодействия с окружающей средой. При этом металл окисляется с образованием продуктов, состав которых зависит от условий коррозии. В этой связи главную цель борьбы с коррозией можно обозначить, как сохранение ресурсов металлов.

КПО для эксплуатации скважин с закрытым затрубным пространством
КПО для эксплуатации скважин с закрытым затрубным пространством

ИЗМЕНЕНИЕ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ФАЗ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ КЛАПАНОВ

Коррозионная агрессивность среды определяется физико-химическими свойствами системы фаз, их составом, количественным соотношением, наличием растворенных газов и в значительной степени зависит от условий разработки и эксплуатации месторождений, типа скважины, способа добычи нефти, температуры, давления, скорости движения углеводородного сырья и других параметров.

Один из основных факторов, оказывающих влияние на коррозионную активность среды, — наличие в среде сероводорода, агрессивность которого проявляется лишь в присутствии воды, то есть в основном на границе раздела фаз. При регулировании границы раздела происходит смачивание потенциально опасных в коррозионном отношении зон углеводородной фазой, которая, благодаря наличию в ней ПАВ (в основном, нафтеновых смол), способна ингибировать коррозию, образуя тонкие защитные пленки на поверхности металла.

Для оптимального использования энергии растворенного в нефти попутного газа предлагается установка клапанов КПЭ-115 в компоновке подземного оборудования (КПО), предназначенной для эксплуатации скважин с закрытым затрубным пространством (см. «КПО для эксплуатации скважин с закрытым затрубным пространством»).

Рассмотрим, как в этом случае будет работать подземное оборудование. Скважинная продукция через хвостовик, расположенный выше установки и оборудованный перепускными клапанами, попадает в область спуска насосной установки. После того как давление газа, скапливающегося в затрубном пространстве, достигает определенного значения, он сбрасывается через перепускной клапан в колонну НКТ. Затрубное давление снижается, а вместе с ним снижается и давление на забое скважины. В момент, когда затрубное давление газа сравняется с давлением жидкости внутри НКТ на уровне установки клапана, последний закрывается, а процесс накопления газа начинается вновь и продолжается в циклической форме.

Отметим, что в моменты открытия и закрытия верхнего клапана возникают импульсы давления. В циклически работающей системе эти импульсы будут стремиться перейти в гармонические колебания, воздействие которых будет передаваться на призабойную зону скважины. Сила этого воздействия будет оказывать влияние на внутрипоровое давление в капиллярных каналах пласта, имеющих с противоположной стороны практически неограниченный контур питания. В большинстве случаев это приведет к тому, что ранее закольматированные — то есть не работающие, но содержащие нефть — капиллярные каналы откроются, и через них начнет протекать жидкость. Это, в свою очередь, приведет к увеличению общего объема поступающей в ствол скважины жидкости.

При проведении ОПР по внедрению компоновки на скважине № 10301 Тальникового месторождения ТПП «Урайнефтегаз» были установлены манометры ГС-АМТУ и проведены замеры динамики изменения давления в кольцевом пространстве и на буфере скважины при работе компоновки (см. «Динамика изменения давления в затрубном пространстве и на буфере скв. № 10301»). Перепад давления в кольцевом пространстве составляет не менее 20 атм., что соответствует циклическому изменению динамического уровня в пределах 200 м. Перепад давления в НКТ составляет 8 атм., что соответствует циклическому изменению уровня в НКТ в пределах 70–80 м.

Динамика изменения давления в затрубном пространстве и на буфере скважины № 10301
Динамика изменения давления в затрубном пространстве и на буфере скважины № 10301

Добавим, что клапан обратный трехпозиционный КОТ-93, выполняющий роль обратного клапана при работе насосной установки, в случае необходимости позволяет производить прямую промывку рабочих органов погружного оборудования различными реагентами, в том числе и ингибиторами коррозии.

СНИЖЕНИЕ СКОРОСТИ И ТЕМПЕРАТУРЫ ПОТОКА ЖИДКОСТИ

Второй фактор, который способствует снижению коррозии, — изменение скорости потока жидкости, наблюдаемое при периодических перепусках скважинной продукции из кольцевого пространства в полость НКТ. Скорость потока при этом циклически меняется, что вызывает периодические изменения давления и, в конечном счете, снижение выраженности данного фактора коррозии оборудования.

Зависимость скорости коррозии от скорости движения коррозионной среды
Зависимость скорости коррозии от скорости движения коррозионной среды

При движении по колонне НКТ поток скважинной жидкости приобретает характер ламинарного, при котором возможны очаговые образования коррозии в так называемых застойных зонах. При циклических увеличениях и снижениях скорости потока жидкости образование подобных зон маловероятно (см. «Зависимость скорости коррозии от скорости движения коррозионной среды»).

Третий фактор, способствующий снижению коррозии, — снижение температуры потока жидкости. Однако при проведении работ снижение температуры наблюдалось не более чем на три градуса в циклах перепуска газа и не более чем на восемь градусов в ночное время. Это дало основание считать, что данный факт не играл существенной роли в изменении скорости коррозионного процесса.

Таким образом, применение оборудования и технологии НПФ «Пакер» представляет собой комплексный подход к решению вопросов повышения нефтеотдачи пласта с одновременным снижением коррозионной активности среды, что подтверждается результатами ОПР (см. «Результаты ОПР по внедрению КПЭ-115 с УЭЦН в ТПП «Урайнефтегаз»).

Результаты ОПР по внедрению КПЭ-115 с УЭЦН в ТПП «Урайнефтегаз»
Результаты ОПР по внедрению КПЭ-115 с УЭЦН в ТПП «Урайнефтегаз»
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Булат Мударисович, вы говорили в основном о преимуществах этой технологии. Не могли бы вы теперь рассказать о ее минусах и о том, с какими сложностями можно столкнуться при ее использовании?

Булат Миннуллин: В качестве минуса можно отметить то, что при высоком уровне выноса мехпримесей клапаны могут забиваться. Эта проблема решается временным снятием пакера и обратной промывкой скважины через кольцевое пространство.

В качестве минуса технологии также можно отметить ограниченность ее применения газовым фактором: он должен составлять не меньше 30 м3/т, чтобы от внедрения технологии был ощутимый эффект. Интересно, что в связи с этой особенностью в ТПП «Урайнефтегаз» были замечены случаи, когда скважины под энергией пластового флюида переходили в режим фонтанирования через клапаны.

Что же касается монтажа оборудования, то здесь сложности минимизированы.
Вопрос: При использовании клапанов на скважинах с ЭЦН возникает риск накопления газа на приеме насоса. Применялись ли в связи с этим какие-то дополнительные конструкции, повышающие безопасность эксплуатации оборудования. В частности, изменяли ли вы конструкцию устьевой арматуры?
Б.М.: Мы внедрили специальную конструкцию кабельного ввода, в частности, сделали проточку под клапаны КПЭ-115 и КПГ-108.
Что касается устьевой арматуры, то этот элемент мы пока не усиливали. Максимальное давление в затрубе достигало 50 атм., перепад давления, необходимый для открытия клапана и перепуска из кольцевого пространства в полость НКТ составляет 0,1 атм., клапан располагался на глубине примерно 1400 м. Эти параметры, на наш взгляд, не требовали усиления устьевой арматуры.
Здесь я хотел бы отметить, что, несмотря на уже доказанный положительный эффект,
над этой технологией еще предстоит немало поработать. Напомню, технология в первую очередь была направлена на то, чтобы запустить скважины, которые простаивали из-за высокого газового фактора. После установки клапанов скважины были запущены, но технология позволила также увеличить МРП и снизить активность коррозии. Теперь мы планируем дальнейшие работы по исследованию и совершенствованию этой технологии.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Эксплуатация погружного нефтепромыслового оборудования в коррозионноактивной среде скважин Урманского месторождения
Применение низкоадгезионных ЭЦН на малодебитном фонде скважин
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2019

Инженерная практика

Выпуск №08/2019

Механизированная добыча. Ремонт скважин. Наземная инфраструктура
Защита внутрискважинного оборудования и трубопроводов от воздействия коррозии и других осложняющих факторовВнутрискважинные компенсаторы реактивной мощностиЦифровые тренажерные комплексы для оптимизации эксплуатации скважинГидромеханическая насадка для ликвидации гидратно-парафиновых пробок в НКТПовышение качества замеров АГЗУИнтенсификация массообменных процессов при обессоливании нефти
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд – 2019
X Юбилейная производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2019

19-20 ноября 2019 г., г. Москва
Задача Юбилейной Конференции состоит в анализе и обмене опытом лучших практик, которые зарекомендовали себя как экономически и технически эффективные для эксплуатации осложненного фонда скважин с различными скважинными и инфраструктурными условиями. Обсуждение наилучших технологий и оборудования, показавших свою эффективность в последние годы, будет дополнено планами по реализацию мероприятий при работе с осложненным фондом в ближайшем будущем. Основной акцент в этом году буден сделан на работу с фондом, осложненным солеотложением и АСПО. Кроме того, планируется обсудить вопросы по кабельной продукции, используемой при работе на осложненном фонде. Итоги работы Конференции будут опубликованы в одном из выпусков журнала «Инженерная практика». С целью всесторонней проработки актуальных тем мы приглашаем к участию как руководителей, сотрудников управлений добычи нефти и газа, так и специалистов направления разработки месторождений, деятельность которых связана с планированием и контролем эффективности геолого-технических мероприятий и контролем эксплуатации фонда скважин. В Конференции также примут участие представители сервисных предприятий и научных центров, компаний-производителей оборудования, химреагентов и программного обеспечения и других заинтересованных предприятий и организаций.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – ноябрь 2019
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

18-22 ноября 2019 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг-курс будет проводиться в рамках авторского курса С. Балянова.