Проблема солеотложения – общие принципы и особенности конкретных решений

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Научный журнал КубГАУ, №87(03), 2013 года

УДК 622.692

Кубанский государственный технологический университет, Краснодар, Россия

Проблема солеотложения - общие принципы и особенности конкретных решений

Антониади Дмитрий Георгиевич

д.т.н., профессор, академик РАЕН

зав. кафедрой Нефтегазового дела имени профессора Г.Т. Вартумяна,

директор института Нефти, газа и энергетики

E-mail: antoniadi@kubstu.ru

Савенок Ольга Вадимовна

к.т.н., доцент кафедры Нефтегазового дела

имени профессора Г.Т. Вартумяна,

E-mail: olgasavenok@mail.ru

Аннотация

В статье рассматриваются общие принципы и алгоритм решения проблемы солеотложения. Представлен аппаратурный фактор как компонент общей схемы решения проблемы. Приведено совершенствование оборудования при решении проблемы солеотложения на УЭЦН и другом погружном оборудовании. Произведён автоматизированный подбор нефтедобывающего оборудования при прогнозировании солеотложения

Ключевые слова: СОЛЕОТЛОЖЕНИЕ, ОСЛОЖНЁННЫЕ УСЛОВИЯ ДОБЫЧИ, ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ, АППАРАТУРНЫЙ ФАКТОР, АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ, ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

солеотложение аппаратурный нефтедобывающий

Annotation

In the article, we considered general principles and the algorithm of the decision of the problem of salt deposits. We also presented the equipment factor as a component of the general scheme of the decision of the problem, as well as we brought the improvement of the equipment at the decision of the problem of salt deposit on UECN and other submersion equipment. The automatic selection of oil producing equipment at forecasting of salt deposits was made

Keywords: SALT DEPOSIT, COMPLICATEDCONDITIONS OF MINING, HARD EXTRACTION OIL STOCKS, EQUIPMENT FACTOR, AUTOMATIC SELECTION EQUIPMENT, FORECASTING SALT DEPOSITS

К признакам осложнённых условий и трудноизвлекаемых запасов относятся следующие положения 1.

К осложнённым условиям добычи могут быть отнесены факторы:

солеобразование и солеотложение;

пескообразование;

повреждение пласта;

отложения парафинов;

эмульгирование нефти в воде;

коррозия.

К признакам трудноизвлекаемых запасов относятся:

пласты с послойной и зональной неоднородностью по проницаемости и прерывистости;

c низкой начальной нефтенасыщенностью;

c малыми размерами чисто нефтяных площадей и участков;

c близостью давления насыщения нефти газом к начальному пластовому давлению с одновременным заметным или даже значительным содержанием в нефти твёрдых компонентов (асфальтенов, смол и парафинов);

c высоковязкой нефтью.

Среди перечисленных признаков к наиболее распространённым может быть отнесено солеотложение, которое в небольшой степени было нами рассмотрено в 2 при исследовании структуры и состава факторов осложнения условий добычи. Здесь проблема солеотложения будет представлена с точки зрения аппаратурно-методических подходов.

Общая схема решения проблемы солеотложения включает ряд основных этапов:

исследование механизмов формирования осадков;

исследование показателей эффективности и надёжности работы установок в условиях действия факторов осложнения добычи;

разработка методов и технологий предотвращения и устранения осадков;

разработка усовершенствованных и новых аппаратов и агрегатов;

исследование эксплуатационных параметров в условиях применения новых методов, технологий и аппаратуры.

Таким образом, аппаратурные решения представляют собой структурно связанный элемент сложной системы решения проблемы солеотложения.

Исключительно аппаратурные решения применяются редко, как правило, они сочетаются с методическими подходами, которые и составляют основу принципов решения проблемы солеотложения. Собственно, подробное рассмотрение методов и технологий борьбы с солеотложением будет рассмотрено ниже.

Общие принципы и алгоритм решения проблемы солеотложения.

Аппаратурный фактор как компонент общей схемы решения проблемы

Представляют интерес работы [6, 8, 10], в которых последовательно рассматриваются этапы общей схемы решения проблемы солеотложения.

Процесс формирования солевых отложений [8]

При солеобразовании главную роль играет вода, поскольку глубокие подземные воды насыщаются ионами ввиду обмена ими с осадочными породами. Вода, находящаяся в породах из карбоната или известковистого песчаника обычно содержит избыток катионов двухвалентного кальция (Са²⁺) и магния (Mg²⁺). Пластовые воды в песчанике обычно содержат катионы бария (Ва²⁺) и стронция (Sr²⁺).

Формирование осадка солей начинается с образования зародышей по двум механизмам - гомогенному и гетерогенному. В первом случае формирование зародышей начинается из насыщенного раствора в виде образования нестабильных кластеров атомов, а сам процесс называется гомогенным зародышеобразованием (рисунок 1, а). Солеотложения также способны накапливаться на уже существующих дефектах поверхности, таких как неоднородности на поверхности «жидкость / труба - гетерогенное зародышеобразование» (рисунок 1, б).

аб

Рисунок 1. Гомогенный (а) и гетерогенный (б) механизмы зарождения, роста и осаждения солей на поверхности трубы

Стадия развития процесса солевых отложений [8]

Практическое значение имеет задача выявления местоположения и состава солевых отложений - первый шаг в разработке эффективных методов их устранения.

В эксплуатационных колоннах НКТ и наземном оборудовании солевой осадок накапливается в виде слоя с толщиной в несколько сантиметров, плотно прилегающих к их внутренней поверхности. Рост солевых отложений приводит к снижению скорости добычи за счёт увеличения неровности поверхности труб, при этом в них снижается диаметр протока. Следовательно, давление растёт, а добыча падает. По мере увеличения роста кристаллов становится невозможным доступ к нижним секциям скважины, при этом поток через трубы стремительно падает (рисунок 2).

Рисунок 2. Солеотложения внутри труб

Солевые отложения в период длительных остановок скважины

Во время длительных остановок скважины из пород приствольной зоны (карбонатные или сульфидные отложения) формируются тонкозернистые слои с размером частиц в несколько микрон. В результате происходит закупоривание гравийной набивки и фильтров, а также пор в материнской породе. Характер осадка соответствует покрытию (рисунок 3). Применение методов химической обработки способно резко поднять добычу.

Рисунок 3. Тонкие фракции солевых отложений, прилегающие к стволу скважины, формирующиеся в течение продолжительных остановок скважины

Восстановление производительности добычи на примере месторождений Северного моря [8]

На месторождениях Северного моря солеотложения сосредоточены в породах вокруг ствола скважины и перфорационных каналах. Химический состав солеотложений - смесь сульфата бария и карбоната кальция. В результате обработки препаратом U104 добыча увеличилась на 450 барр/день [72 м³/день] (рисунок 4).

Нормализованный поток - хороший показатель изменений, обусловленных указанными воздействиями, поскольку это устраняет эффект подавления добычи, вызванный ограничениями наземного оборудования. Нормализованная кривая показывает большое и мгновенное воздействие кислотной обработки и связанные с этим потери производительности скважины в течение одного-трёх месяцев (повторяющееся солеосаждение).

Рисунок 4. Зависимость производительности добычи от времени эксплуатации скважин Северного моря

Аппаратурные решения управления производительностью

В развитии ранее описанных положений по механизмам солеотложения авторами [8] разработана универсальная система удаления солевых отложений из скважинных труб - струйный инструмент с вращающейся головкой с подачей регулируемого потока вязкой жидкости JetBlaster с использованием абразива «серебряный бисер» (рисунок 5).

В системе BlasterServices применяются три метода удаления отложений, которые могут использоваться для решения широкого спектра проблем в связи с отложениями:

1) метод ScaleBlasting (размыва отложений) предусматривает использование абразива «серебряный бисер» вместе с новой струйной головкой для удаления твёрдых отложений;

2) метод BridgeBlasting (размыва перемычек) предусматривает использование механизированной фрезерной головки и абразивной струйной обработки в тех случаях, когда отложения полностью закупоривают трубу;

аб

Рисунок 5. Универсальная система удаления солевых отложений из скважинных труб JetBlaster: а - схема установки; б - внешний вид

3) метод JetBlasting (струйного размыва) предусматривает использование нового струйного инструмента с неабразивными жидкостями для удаления мягких отложений.

На основании рассмотренной общей схемы решения проблемы солеотложения можно сделать вывод, что этап создания аппаратуры представляет собой итог всех предшествующих стадий научно-исследовательской и конструкторской работы.

Совершенствование оборудования при решении проблемы солеотложения на УЭЦН и другом погружном оборудовании

Вопросам борьбы с солеотложением на УЭЦН посвящены многочисленные работы [3-5, 7, 9, 11-14]. Общий подход при решении проблемы солеотложения соответствовал алгоритму, описанному в предыдущем разделе. Как правило, для борьбы с солеотложением используются методы физико-химической или химической природы, при реализации которых применяются некоторые аппараты и агрегаты.

Так, например, типичное решение подобного рода приводится в [3].

Причина солеотложения может состоять в перегреве оборудования, особенно в момент вывода на режим и в процессе эксплуатации, т.к. насосы работают «в левой зоне» (рисунок 6).

Рисунок 6. Солеотложение на корпусных деталях и рабочих ступенях УЭЦН

На предприятии ОАО «Томскнефть ВНК» применяются различные виды ЭЦН со ступенями из жидкокристаллических полимеров (ЖКП) (рисунок 7).

Рисунок 7. Полимерные рабочие ступени

Используются как комбинации из чугунного аппарата с колесом из ЖКП, так и комбинации из проточных каналов, выполненных из ЖКП с чугунным стаканом, вкупе и рабочим колесом из ЖКП.

В результате проведённых промысловых испытаний получен положительный эффект в части роста наработки насосного оборудования, причём все насосы монтировались в «тематические» скважины (рисунок 8).

Для борьбы с отложением солей на ЭЦН применены погружные скважинные контейнеры (ПСК) (рисунок 9). ПСК заряжен твёрдым ингибитором на битумной основе. Общая длина контейнера составляет 14 м (7 секций по 2 м). Срок действия ингибитора зависит от типоразмера УЭЦН, для примера УЭЦН-80 срок полезного действия составляет - 180 сут., в случае увеличения типоразмера срок действия соответственно уменьшается и наоборот.

На основе изучения фонда солепродуцирующих скважин был выполнен адресный монтаж в каждую скважину ПСК, что позволило увеличить наработку на отказ по этому фонду.

Рисунок 8. Результаты работы насосов производства «Ижнефтепласт» с полимерными рабочими ступенями

Рисунок 9 - Погружной скважинный контейнер (ПСК)

Автоматизированный подбор нефтедобывающего оборудования при прогнозировании солеотложения

Обобщение теоретических и экспериментальных работ по солеотложению позволяет спрогнозировать параметры солеотложения и оптимизировать подбор оборудования [12].

Прогнозирование скважинных условий

С помощью ряда программных продуктов (RosPump, «Насос», «Автотехнолог») возможно определение «рабочей точки», которая позволяет подобрать оборудование и условия эксплуатации - по глубине скважины: температуру, давление, свободный газ, плотность и др.

Могут быть выявлены зоны невозможного, зоны возможного и зоны гарантированного выпадения солевых отложений.

Производимый программой виртуальный перебор вариантов эксплуатации скважины позволяет спрогнозировать, будет ли скважина проблемной или работа системы «пласт - скважина - оборудование» в соответствующих режимах будет нормальной.

Подбор оборудования

В специальном блоке программы подставляются разные типы насосов и материалы ступеней. На приведённой форме программы «Автотехнолог + Соль» приведён фрагмент подбора установки центробежного насоса с материалом ступени «серый чугун» (рисунок 10).

Программа позволяет определить скорости нарастания твёрдых солей (например, в мм/сут.), и для расчётных условий определяется время до следующей обработки, обеспечивающей растворение и вымывание солей со скважинного оборудования.

При изменении условий эксплуатации для той же скважины будет подобран другой вид оборудования, другая глубина подвески, будут определены параметры работы, которые обеспечат необходимые условия эксплуатации. Однако при этом может измениться вероятность выпадения солей.

Рисунок 10. Форма подбора оборудования и скорости солеотложения в программе «Автотехнолог + Соль» до оптимизации работы скважины

На рисунке 11 приведён фрагмент подбора по программе «Автотехнолог + Соль» для той же скважины, но при увеличении дебита с 40 до 60 м³/сут. Программа выдаёт информацию о том, что осадок гарантированно будет выпадать.

Существенный эффект при решении проблемы солеотложения даёт применение ступеней с открытыми рабочими колесами из алюминиевых сплавов с защитным комплексным керамико-полимерным покрытием (ККПП). Стендовые испытания таких ступеней показали, что они не забиваются механическими примесями, хорошо работают на газожидкостной смеси, не подвержены отложению солей. Сравнение результатов стендовых испытаний ступеней из различных материалов - алюминиевого сплава с ККПП, никелевого чугуна типа «нирезист» и серого чугуна с покрытием (таблица 1) - показало значительные превосходство рабочих колес покрытием.

Рисунок 11 - Форма подбора оборудования и скорости солеотложения в программе «Автотехнолог + Соль» после оптимизации работы скважины

Таблица 1 - Результаты испытаний ступеней на адгезию и износ

Таким образом, применение современных методов прогнозирования отложения солей и программ на их основе позволяет оптимизировать режимы работы системы «пласт - скважина - оборудование» в зависимости от условий эксплуатаций, материалов и конструкций оборудования.

В заключении можно сделать следующие основные выводы:

1. Анализ общей схемы решения проблемы солеотложения и практических данных позволяет сделать вывод, что этап создания аппаратуры представляет собой итог всех предшествующих стадий научно-исследовательской и конструкторской работы.

2. Обобщение теоретических и экспериментальных работ по солеотложению позволяет спрогнозировать параметры солеотложения и оптимизировать подбор оборудования.

Литература

1. Антониади Д.Г., Савенок О.В. Факторы, затрудняющие добычу нефти (ФЗДН): классификация и систематизация // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 6. - С. 22-27.

2. Антониади Д.Г., Савенок О.В. Классификация и систематизация факторов, затрудняющих добычу нефти // Аналитический научно-технический журнал «ГеоИнжиниринг». - Краснодар, 2012. - № 1 (13) весна 2012. - С. 80-85.

3. Васильев А.И. Опыт работы сервисных подразделений ОАО «АЛНАС» с солеобразующим фондом скважин // Производственно-технический нефтегазовый журнал «Инженерная практика». Пилотный выпуск, 2009. - № 1.

4. Волочков А.Н., Уметбаев В.Г. Повышение надёжности эксплуатации глубинного оборудования скважин в условиях отложения солей на Кирском и Коттынском месторождениях // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. - № 1. - C. 99-106. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Volochkov/Volochkov_1.pdf

5. Габдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин оборудованных УЭЦН в осложнённых условиях // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 4. - С. 62-64.

6. Генералов И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложнённых условиях Самотлорского месторождения. Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. - Уфа, 2005.

7. Зейгман Ю.В., Колонских А.В. Оптимизация работы УЭЦН для предотвращения образования осложнений // Нефтегазовое дело. - 2005.

URL: http://www.ogbus.ru/authors/Zeigman/Zeigman_1.pdf

8. Крабтри М., Эслингер Д., Флетчер Ф., Миллер М., Лэнд Ш., Джонсон Э., Кинг Д. Борьба с солеотложениями - удаление и предотвращение их образования // Нефтегазовое обозрение, 2002. Осень.

9. Меркушев Ю.М. Электроцентробежные насосы с низким солеотложением // Нефтегазовая Вертикаль. - 2006. - № 12.

10. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложнённых условиях. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.

11. Рагулин В.В., Михайлов А.Г., Волошин А.И., Смолянец Е.Ф., Теплов В.М. Технологии предотвращения солеотложения в скважинном оборудовании. - М.: Технологии ТЭК, 2004. - № 4.

12. Топольников А.С. Прогнозирование солеотложения в скважине при автоматизированном подборе насосного оборудования // Производственно-технический нефтегазовый журнал «Инженерная практика». Пилотный выпуск. - 2009. - № 1.

13. Чернова К.В., Аптыкаев Г.А., Шайдаков В.В. Эксплуатация глубинных электроцентробежных насосных установок в условиях интенсивного солеотложения // Научный журнал «Современные наукоёмкие технологии». - 2007. - № 10. - С. 28-33.

URL: http://www.rae.ru/snt/pdf/2007/10/4.pdf

14. Шабля В.В. Опыт работы ТПП «Когалымнефтегаз» с солеобразующим фондом скважин // Производственно-технический нефтегазовый журнал «Инженерная практика». Пилотный выпуск. - 2009. - № 1.

Размещено на Allbest.ru