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.

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.

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.

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.

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»).

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ
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.
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.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.