СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ НЕФТЕДОБЫЧИ
advertisement
1 УДК 622.276 На правах рукописи Куршев Алексей Вячеславович СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ НЕФТЕДОБЫЧИ (в условиях НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча») Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа 2012 2 Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»). Научный руководитель − Карамышев Виктор Григорьевич, доктор технических наук, профессор Официальные оппоненты: − Ямалетдинова Клара Шаиховна, доктор технических наук, доцент, ГУП «ИПТЭР», главный научный сотрудник отдела гидродинамического моделирования технологических процессов в добыче нефти − Андрианов Вячеслав Михайлович, кандидат технических наук, ООО «АНК», директор Ведущая организация Защита состоится − ООО «РН-УфаНИПИнефть» 31 мая 2012 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР». Автореферат разослан 27 апреля 2012 г. Учёный секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор Л.П. Худякова 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Повышение эффективности добычи нефти за счёт использования прогрессивных технологий и увеличения межремонтного периода работы скважин является главной задачей нефтедобывающей промышленности. Требуется дальнейшее совершенствование технологии и техники добычи нефти, особенно в осложнённых условиях эксплуатации обводнённых скважин, без дополнительных затрат. Необходимо отметить, что на эффективность эксплуатации скважин влияют, в основном, органические и неорганические отложения, которые образуются как в призабойной зоне скважин, так и на поверхности глубиннонасосного оборудования. Всё это приводит к преждевременному выходу из строя нефтепромыслового оборудования и ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий. Достигнуть установленного уровня добычи нефти в осложнённых условиях возможно за счёт внедрения более эффективных технологий, позволяющих обеспечить необходимый в условиях рыночных отношений уровень рентабельности. Одной из таких технологий является одновременно-раздельная добыча (ОРД) нефти из нескольких пластов. Известно, что метод ОРД широко использовался ещё в 60-70-х годах прошлого столетия на ряде месторождений США. Было разработано много вариантов установок ОРД для эксплуатации двух, трёх, четырёх и более пластов. Для этого бурились скважины специальных конструкций. Бурение таких скважин повышало не только стоимость самой скважины, но и требовало использования достаточно большого перечня дополнительного специального оборудования. Опыт эксплуатации показал, что использование данного метода было оправдано только на тех месторождениях, где затраты окупались за счёт высоких дебитов скважин. Это, естественно, ограничивало его распространение. В большинстве нефтедобывающих компаний России решается задача по адаптации данного метода для внедрения на существующем добывающем фонде скважин. Задача поддержания уровня добычи нефти на месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки, за счёт внедрения более эффективных технологий, позволяющих обеспечивать необходимый в условиях рыночных отношений уровень рентабельности, является одной из основных. Особенно актуальной задача оказалась для многопластовых месторождений, в частности разработка технологий по приобщению ранее неразрабатываемых запасов нефти верхнележащих горизонтов без бурения дополнительных скважин. Если ранее по геологическим условиям необходимо было вовлекать в разработку запасы, сосредоточенные в верхних горизонтах, только после истощения и полной выработки нижних горизонтов, то использование технологии ОРД позволяет осуществлять добычу по двум объектам одновременно. Разрабатываемая технология изначально была ориентирована на разработку трудноизвлекаемых запасов нефти в условиях органических и неоргани- 4 ческих отложений добывающих скважин НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча». Решению вышеуказанных проблем посвящены исследования В.Е. Андреева, Н.И. Хисамутдинова, Р.Я. Нугаева, В.Г. Карамышева, К.Ш. Ямалетдиновой, И.Т. Мищенко, А.Н. Адонина, Ю.В. Пчелинцева, А.С. Вирновского, В.Н. Ивановского, В.П. Максимова, Р.Я. Кучумова, М.М. Саттарова, Н.Н. Репина, Ю.В. Зайцева, Л.С. Каплана, Г.В. Молчанова, М.М. Загирова, Р.А. Максутова, С.Г. Бабаева, Я.М. Кагана, М.Д. Валеева, Ю.Г. Валишина, Х.Г. Давлетшина, К.Р. Уразакова, Б.Б. Крумана и многих других. В сложившейся ситуации возникла необходимость совершенствования используемых и разработки новых технологий интенсификации добычи с целью обеспечения рентабельной эксплуатации скважин в осложнённых условиях. Цель работы – разработка технологий и технических средств повышения производительности скважин осложнённого фонда Арланского нефтяного месторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча». Для решения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи: - исследование факторов, осложняющих эксплуатацию добывающих скважин, и существующих методов борьбы с осложнениями на Арланском нефтяном месторождении; - исследование механизма образования и предупреждения неорганических отложений на Арланском нефтяном месторождении; - разработка способов и технических устройств защиты электроцентробежных насосов (ЭЦН) от неорганических отложений; - разработка электрохимического метода и технических устройств для предупреждения образования неорганических и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), эмульсии и коррозии в подземном оборудовании добывающих скважин; - разработка способа и технического устройства защиты трубопроводов от внутренней коррозии; - испытание оборудования для одновременно-раздельной добычи нефти по схеме, состоящей из электроцентробежного и штангового глубинного (ШГН) насосов «ЭЦН + ШГН», на скважинах Арланского нефтяного месторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча». Методы решения поставленных задач Решение поставленных задач осуществлялось путём теоретических и экспериментальных исследований, с использованием статистических данных и информации, полученной с помощью стандартных средств и методов измерений в условиях эксплуатации. Эксперименты проведены на промышленных объектах. Обработка данных произведена с применением математической статистики, теории вероятностей при помощи вычислительной техники. Научная новизна результатов работы: - разработан способ защиты электроцентробежного насоса от отложений солей, основанный на гидрофобизации безводной нефтью рабочих органов насоса (патент 2422620 РФ); 5 - установлено, что негативное влияние блуждающих токов и статического электричества на глубинно-насосное оборудование может быть снижено за счёт использования устройства дренажной защиты, располагаемого ниже погружного электродвигателя (патент 93458 РФ); - разработаны способ и техническое устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии, заключающиеся в катодной поляризации защищаемого оборудования путём формирования источника постоянного тока с использованием «жертвенного» электрода (патент 93456 РФ); - экспериментально и практически установлена возможность использования установок электроцентробежных насосов с рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов (ПКМ) для предупреждения негативного влияния неорганических отложений в условиях Арланского нефтяного месторождения. На защиту выносятся: - способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей; - электрохимический метод и техническое устройство предупреждения образования неорганических и асфальтосмолопарафиновых отложений, эмульсии и коррозии в подземном оборудовании добывающих скважин; - технология защиты нефтепромысловых трубопроводов от внутренней коррозии с применением специального технического устройства; - результаты опытно-промышленных испытаний комплексного способа одновременно-раздельной добычи нефти по схеме «ЭЦН + ШГН» на примере скважин Арланского нефтяного месторождения. Практическая ценность и реализация результатов работы Впервые испытана установка одновременно-раздельной добычи нефти по схеме «ЭЦН + ШГН» применительно к скважинам многопластового Арланского нефтяного месторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча». Разработанные технологии и технические средства позволяют предупредить образование органических и неорганических отложений, сократить расход химических реагентов и увеличить наработку на отказ глубинно-насосного оборудования скважин осложнённого фонда в 2,3 раза. Разработанный комплекс технических решений по предупреждению коррозии глубинно-насосного оборудования добывающих скважин используется на Арланском нефтяном месторождении НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча». В результате применения разработанных технических устройств предупреждения коррозии межремонтный период работы скважин увеличен в 1,5 раза. Достоверность полученных результатов достигалась путём применения современных статистических методов обработки исходной геолого-физической и промысловой информации, сопоставления результатов аналитических, теоретических, лабораторных исследований и их сходимостью. Апробация результатов работы Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на научных советах и технических совещаниях в Самарском политехническом университете (г. Самара, 2005 г.), НК «Роснефть» (г. Москва, 2006 г.), 6 ОАО «Газпром» (г. Москва, 2006 г.), на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VІІІ Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2009 г.), на научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках IХ Российского энергетического форума (г. Уфа, 2009 г.). Публикации результатов и личный вклад автора Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 14 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 3 патента РФ. Автор искренне благодарит научного руководителя д.т.н., проф. В.Г. Карамышева, а также д.т.н., проф. М.Д. Валеева, д.т.н., проф. Р.Я. Нугаева за оказанные консультации при подготовке диссертационной работы. Структура и объём работы Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 108 наименований. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 25 таблиц и 42 рисунка. КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы её цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы. В первой главе рассмотрены факторы, осложняющие эксплуатацию добывающих скважин Арланского нефтяного месторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча». Арланское нефтяное месторождение находится на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводнённостью скважин, и осложнено образованием органических и неорганических отложений. Нефть месторождения высоковязкая, тяжёлая, сернистая с низким выходом лёгких фракций. Добыча нефти за 2010 год составила 3,889 млн т, из них более 20 % добывается из скважин, осложнённых органическими отложениями, и 11,8 % – из скважин, осложнённых неорганическими отложениями. Осложнённый АСПО фонд НГДУ «Арланнефть» ООО «БашнефтьДобыча» на 01.01.2011 г. составил 584 скважины (рисунок 1) с ежесуточной добычей 2,427 тыс. т нефти. Проблема борьбы с АСПО приобретает особую актуальность, так как в последние годы отмечается увеличение тяжёлых, высокомолекулярных композиций в составе добываемой продукции скважин. В 2010 году, согласно СТО 03-177-2005 и СТО 03-178-2005, для предупреждения образования АСПО применялись ингибиторы Сонпар-5401, Сонпар-5403, СНПХ-7941 при удельных дозировках 200 г/т, для удаления – растворители Сонпар-5402, СНПХ-7870. 7 Рисунок 1 – Фонд скважин, осложнённых органическими отложениями, по НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» (2008-2010 годы) Всего в 2010 году проведено 23 076 обработок по предупреждению и удалению АСПО, в том числе 824 обработки растворителями АСПО. Средний расход ингибиторов составил 6,4 кг, растворителей – 243 кг на одну обработку (таблица 1). Таблица 1 – Использование химреагентов для обработки скважин, осложнённых АСПО Виды химреагентов Ингибиторы АСПО Сонпар-5401 Сонпар-5403 СНПХ-7941 Растворители АСПО Сонпар-5402 СНПХ-7870 План 2010 года (т) 145,2 29,2 0 116,0 187,2 0 187,2 Факт 2010 года (т) 144,2 38,1 86,4 19,7 201,0 180,1 20,9 Отклонение, +/- (т) -1,0 8,9 86,4 -96,3 13,8 180,1 -166,3 Также проанализирован опыт, накопленный при эксплуатации оборудования в осложнённых скважинах. На основе результатов анализа разработана система мониторинга технического состояния проблемных скважин с учётом воздействия осложняющих факторов. В частности, эксплуатация глубинно-насосных установок в НГДУ «Арланнефть» осложнена образованием отложений неорганических солей в их рабочих элементах (514 скважин). По сравнению с 2009 годом произошло уменьшение количества скважин, имеющих отложения неорганических солей. Это связано с более качественным анализом фонда за счёт внедрения Программы шестикомпонентного анализа в комплексе с прогнозированием образования не- 8 органических отложений «Прогнозирование образования осадков сложного состава в добывающих скважинах «Прогноз-2009.xls»». Программа разработана на основе математической обработки результатов лабораторного анализа химического состава попутно добываемых вод и отложений добывающих скважин согласно РД 03-05752503-060-2000 «Прогнозирование образования осадков сложных составов и их вида в добывающих скважинах». Разработка продуктивных пластов Арланского месторождения отличается сложностью и некоторыми особенностями: - резкой зональной неоднородностью (отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10…15 % от площади месторождения); - наличием в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов (рисунок 2); - повышенной вязкостью нефти в пластовых условиях. Рисунок 2 – Продуктивные толщи Арланского нефтяного месторождения Около 92 % начальных балансовых запасов (НБЗ) и свыше 95 % суммарных начальных извлечённых запасов (НИЗ) приходятся на долю терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК); во второй по величине запасов толще карбонатов каширо-подольского горизонта среднего карбона содержатся 6,5 % НБЗ и 3,2 % суммарных НИЗ, а на долю остальных приходятся 1,8 % НБЗ и 1,5 % 9 суммарных НИЗ. Около 11 % запасов терригенной толщи нижнего карбона приурочены к тонким прерывистым пластам промежуточной пачки. Они, как и все запасы карбонатных толщ, относятся к трудноизвлекаемым. Распределение начальных запасов нефти по продуктивным пластам ТТНК Арланского месторождения представлено на рисунке 3 и в таблице 2. Рисунок 3 – Доля промежуточных пластов в общем объёме начальных извлекаемых запасов по ТТНК Арланского месторождения на начальный период разработки По ТТНК Арланского месторождения наибольший коэффициент извлечения нефти (КИН) достигнут по основным пластам: C-II – 50,2 %, C-III – 38,5 %, C-VI – 41,9 %; при среднем КИН 41,6 % (без Вятской площади); по промежуточным пластам значение КИН колеблется от 14,8 % до 30,2 %. Таблица 2 – Показатели запасов нефти ТТНК Арланского месторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» Показатели Пласты I II III IV0 IV V VI0 VI Начальные геологи19684 359778 68656 3352 48035 65657 25569 331217 ческие запасы, тыс. т Начальные извлекае7387 192142 33836 745 14770 21148 5639 156524 мые запасы, тыс. т Утверждённый 0,375 0,534 0,493 0,222 0,307 0,322 0,220 0,473 КИН, д. ед. Всего добыто 5957 180668 26455 498 12291 14929 4367 138660 нефти, тыс. т Σ без учеАлексинта Алекский госинского ризонт горизонта 11127 921946 6565 432139 0,590 0,469 5968 383826 Текущий КИН, д. ед. 0,302 0,502 0,385 0,148 0,256 0,227 0,170 0,419 0,539 0,416 Коэффициент использования НИЗ, % 92,4 76,8 69,3 87,0 90,9 88,8 79,2 65,7 81,8 76,1 Достижение высокого КИН по основным пластам возможно, если планомерно осуществлять их разделение (изоляцию пластов), не допуская отборов больших технологически неоправданных объёмов попутной воды, которая снижает экономически рентабельный КИН. 10 На Арланском нефтяном месторождении НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» с каждым годом увеличивается доля запасов нефти с низкопроницаемыми маломощными коллекторами (НПМК), которые содержатся и в так называемых промежуточных пластах месторождения. Общими для всех залежей и участков с НПМК являются низкая продуктивность скважин, сложность поддержания пластового давления, слабая изученность механизма фильтрации жидкостей в этих коллекторах. На рисунках 4 и 5 представлены карты начальных нефтенасыщенных толщин пластов C-IV и C-VI ТТНК Арланского месторождения. Рисунок 4 – Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта C-IV Рисунок 5 – Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта C-VI 11 Большие сложности возникают при разработке залежей нефти нижнего карбона Арланского месторождения. Это месторождение является многопластовым: в разрезе терригенной толщи нижнего карбона выделяются восемь продуктивных пластов (сверху – вниз) – С-I, C-II, С-III, C-IV0, C-IV, C-V, C-VI0, C-VI. Наиболее выдержанными и имеющими площадное распространение с высокими коллекторскими свойствами являются пласты С-II и С-VI (средняя нефтенасыщенная толщина 2,5…9,2 м, проницаемость 0,5…1,0 мкм2), причём один из них расположен в кровле ТТНК. На рисунке 6 представлена карта изобар по Стул ТТНК Арланского месторождения. Рисунок 6 – Карта изобар по Стул ТТНК Арланского месторождения Низкими фильтрационными свойствами, заглинизированностью и прирывистостью характеризуются так называемые промежуточные пласты (С-I, C-III, C-IV0, C-IV, C-V, C-VI0). Среднее значение нефтенасыщенной толщины этих пластов колеблется от 0,6 до 1,7 м, средняя проницаемость изменяется от 0,10 до 0,39 мкм2. Корреляционная схема по линии скважин 2978-2984-2891 Николо-Берёзовской площади Арланского нефтяного месторождения представлена на рисунке 7. Рисунок 7 – Корреляционная схема по линии скважин 2978-2984-2891 Арланского нефтяного месторождения 12 13 Для многопластовых месторождений с целью сокращения капитальных вложений на бурение скважин (отдельной сетки на каждый из эксплуатационных объектов), а также эксплуатационных расходов и срока освоения месторождения идут на укрупнение эксплуатационных объектов. При этом, как правило, не удаётся достигнуть заданного коэффициента нефтеизвлечения, и суммы потенциальных возможностей каждого из пластов эксплуатационного объекта и суммарное значение дебитов значительно меньше. Для повышения эффективности эксплуатации скважины с параллельным использованием энергетического потенциала, в том числе с целью сокращения воздействия осложняющих факторов, необходимо вовлечь в разработку менее продуктивные пласты. Во второй главе приведены разработанные методы и технологии интенсификации добычи нефти при эксплуатации скважин, осложнённых образованием органических и неорганических отложений. С целью повышения эффективности эксплуатации установок электроцентробежных насосов в условиях образования неорганических отложений в скважины НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» были спущены установки, укомплектованные рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов, с различными схемами комбинированной сборки насоса для предупреждения негативного влияния неорганических отложений, в первую очередь, в начальных 2-8 ступенях ЭЦН. Для определения эффективности внедрения УЭЦН с рабочими колёсами из ПКМ были выбраны 5 скважин НГДУ «Арланнефть» ООО «БашнефтьДобыча», в рабочих органах которых при подземных ремонтах скважин были обнаружены сульфидосодержащие отложения (таблица 3). Таблица 3 – Результаты внедрения УЭЦН с рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов Номер Местоскважины рождение 423 433 440 773 78АРЛ Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Тип ЭЦН 20-900 18-900 80-1000 250-800 60-900 Кол-во ступеней Материал в т.ч. из колёс ВСЕГО ПКМ 127+127 127+127 УП 217 217 УП 114+114 первые 114 УП 50+68+68 50+68+68 УП 192 192 ЖКП До ремонта После ремонта Qжид, Qнефти, МРП, Qжид, Qнефти, МРП, м3/сут т/сут сут м3/сут т/сут сут 16,2 3,10 335 19,8 4,40 1136 17,1 1,90 181 20,5 2,50 306 101,4 1,70 484 121,6 2,40 869 245,5 3,10 659 295,8 4,20 1318 49 1,48 358 63,0 1,93 1181 Примечание: УП – угленаполненный полиамид, ЖКП – жидкокристаллический полимер, МРП – межремонтный период. Как видно из таблицы 3, после внедрения рабочих колёс из полимерных композиционных материалов и исключения образования неорганических отложений МРП работы данных скважин вырос в среднем в 2,3 раза. Практически по всем скважинам заметного снижения дебита, равно как и осложнений, связанных с образованием неорганических отложений, не наблюдается. На 01.12.2011 г. все скважины находятся в работе. Также рассмотрен способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей. Одной из проблем, возникающих при добыче обводнённой нефти электроцентробежными насосами в НГДУ «Арланнефть» ООО «БашнефтьДобыча», является отложение неорганических солей на рабочих органах насосного оборудования. 14 Отложения солей являются причиной роста уровня аварийности, и в первую очередь «полётов». В результате анализа расследования аварий с ЭЦН за 2009-2010 годы сделан вывод, что причины «полётов» связаны с вибрацией. Одной из основных причин вибрации является дисбаланс из-за неравномерного отложения солей на рабочих органах. Общая точка зрения заключается в том, что «полёт» происходит вследствие повышенной вибрации и пульсации давления изношенного электроцентробежного насоса, которые способствуют нарушению надёжности конструкции насосного агрегата. Расследование причин отказов ЭЦН позволило выявить связь между распределением уровня вибрации и межремонтным периодом работы скважин, эксплуатируемых погружными установками. Вибрацию электроцентробежного насоса можно снизить, если исключить солеотложения на его рабочих органах. Учитывая необходимость повышения наработки на отказ установок электроцентробежных насосов в условиях образования неорганических отложений, был разработан способ защиты ЭЦН от отложения солей предварительной гидрофобизацией нефтью его рабочих органов (патент 2422620 РФ). Гидрофобизация производится путём прокачки через насос безводной нефти, для чего ЭЦН подсоединяют через специально смонтированный байпас к трубопроводу товарной нефти на время формирования на рабочих поверхностях асфальтосмолопарафиновых отложений толщиной не менее 50 мкм. После завершения обработки нефть из полости ЭЦН вытесняют водой. Схема осуществления данного способа представлена на рисунке 8. от водопровода 3 2 ЭЦН 1 в дренажную ёмкость 4 трубопровод товарной нефти Рисунок 8 – Схема гидрофобизации нефтью рабочих органов ЭЦН (патент 2422620 РФ) Трубопровод товарной нефти оборудуется байпасом с запорной арматурой 1 и 4 и трёхходовыми кранами 2 и 3. Электроцентробежный насос через байпас подсоединяют к трубопроводу товарной нефти. Гидравлическое сопротивление ЭЦН намного выше, чем у трубопровода, поэтому основной поток нефти проходит через трубопровод, а меньшая часть протекает через насос. При этом в его полость поступают вместе с нефтью свежие порции тяжёлых углеводородов (АСПО), которые формируют гидрофобную плёнку на рабочих поверхностях насоса. Процесс отсоединения насоса от трубопровода производится в следующей последовательности: электроцентробежный насос отключается от трубо- 15 провода перекрытием запорной арматуры 1 и 4, освобождается полость насоса от нефти открытием крана 2 и стравливанием давления в дренажную ёмкость, затем открывается кран 3 для сообщения с водопроводом и вытесняется нефть в дренажную ёмкость вплоть до появления воды на выходе из крана 2. После этого закрывается кран 3, сливается вода и ЭЦН отсоединяется от байпаса. Для повышения эффективности обработок от АСПО и эмульсии рекомендовано уменьшить время циркуляции путём заливки химреагента в виде раствора с попутно добываемой водой с целью преодоления нефтяного слоя затрубного пространства (за счёт повышения плотности жидкости, большей плотности нефти). Расчеты времени циркуляции ингибитора АСПО и деэмульгаторов Тцир проведены по формуле: * Н дин * Н дин 2 2 2 2 Т цир R 4 (d ок (d ок n) ) Qскв 4 / 24 (( d нкт n) d нкт ) , где R – коэффициент, учитывающий площадь покрытия поверхности насоснокомпрессорных труб (НКТ) и обсадной колонны, R = 1/3; n – толщина плёнки, покрывающей поверхность обсадной колонны и НКТ, n = 2 мм; Ндин – динамический уровень, м; dок – диаметр обсадной колонны, м; dнкт – диаметр НКТ, м; Qскв – дебит скважины, м3/сут. Результаты расчетов Тцир представлены в таблице 4. Таблица 4 – Результаты расчётов времени циркуляции Тцир (обсадная колонна Ø 146 мм) Динамический уровень, м 600 Время циркуляции, ч, при дебите скважины 1 2 5 10 15 20 50 3 3 3 3 3 3 3 м /сут м /сут м /сут м /сут м /сут м /сут м /сут 3,00 2,00 0,60 0,30 0,20 0,15 0,06 800 4,00 2,00 0,80 0,40 0,25 0,20 0,08 1000 5,00 3,00 1,00 0,50 0,30 0,25 0,10 При этом основной целью циркуляции является только смыв раствора с поверхности межтрубного пространства. При необходимом объёме жидкости для смыва отложений с условием покрытия поверхности межтрубного пространства на 1/3 площади и толщиной 2 мм время циркуляции многократно уменьшается. В третьей главе рассмотрен механизм электрохимического разрушения оборудования скважин, оснащённых УЭЦН, и трубопроводов системы сбора продукции скважин. Известно, что при соприкосновении двух разнозаряженных веществ на их поверхности происходит перераспределение электронов с образованием двой- 16 ного электрического слоя с противоположными знаками электрических зарядов. Следовательно, в результате при их трении возникает разность потенциалов, зависящая от таких факторов, как диэлектрические свойства материала, их взаимное давление при соприкосновении и температура поверхности этих тел. Электрические заряды, образующиеся на элементах скважинного оборудования, например протекторе и НКТ, могут взаимно нейтрализоваться, но в некоторых случаях, когда заряды велики и разность потенциалов также значительна, может произойти быстрый искровой разряд между наэлектризованными частями оборудования. Несмотря на то что сформировавшийся разряд является переносчиком весьма небольшого количества энергии, высокая разность потенциалов и скорость их изменения влекут образование токов, достаточных для инициирования изначально незаметных повреждений, следствием которых может произойти нарушение целостности металла скважинного оборудования. Негативные последствия влияния блуждающих токов и статического электричества, также ответственных за коррозионное разрушение трубопровода, проявляются во многих областях экономики. Применительно к нефтяной промышленности следует отметить такие, как возможность появления и накопления электрических зарядов при движении нефти, нефтепродуктов и газов по трубопроводам, при сливо-наливных операциях, заполнении или освобождении емкостей, разбрызгивании или распылении жидкостей, дросселировании потоков сжатых газов, пропаривании и других операциях. Учитывая необходимость рассеивания статического заряда и, следовательно, защиты скважинного оборудования от электрохимической коррозии, необходимо иметь возможность его постоянного и надёжного заземления через проводящие элементы в процессе добычи. Конструктивное решение по обеспечению стекания электрических зарядов с элементов скважинного оборудования представлено на рисунке 9. 1 – шпилька; 2 – шайба; 3 – ниппель; 4 – муфта; 5 – гайка; 6 – диск щёточный (лепестковый) Рисунок 9 – Устройство защиты установок ЭЦН от электрохимической коррозии (патент 93458 РФ) 17 Предупреждение коррозионного разрушения достигается за счёт того, что в нижней части УЭЦН размещается проволочный щёточный диск, материалом для изготовления которого является коррозионно-стойкая, высоколегированная витая сталь. Наружный диаметр диска превышает внутренний диаметр обсадной колонны. Данный диск обеспечивает гарантированный гальванический (металлический) подвижный контакт корпуса погружного двигателя с обсадной колонной. Устройство работает следующим образом. За счёт упругих деформаций эластичных элементов (проволок) щёточного диска обеспечивается электрический контакт корпуса погружного электродвигателя с обсадной колонной, уравнивая тем самым электрические потенциалы всего подземного оборудования, исключая его электрохимическое разрушение. Во время спуска УЭЦН в скважину щёточный диск обеспечивает стекание блуждающих токов. Также описано устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии. С целью увеличения срока службы промысловых трубопроводов НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» было разработано устройство, позволяющее повысить эффективность защиты внутренней поверхности трубопроводов от коррозии путём увеличения зоны действия защиты и комплексного воздействия на внутреннюю поверхность металлического трубопровода. Устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии заключается в катодной поляризации защищаемого оборудования путём формирования источника постоянного тока с использованием «жертвенного» электрода – металла с низкой электрохимической активностью по отношению к железу (магний и др.). Достижение положительного эффекта в предложенном устройстве обеспечивается повышенной плотностью тока вследствие использования в качестве электролита перекачиваемой жидкости (воды, эмульгированной в нефти), эффекта «катодной пассивности», так как внутренняя поверхность, трубопровода покрывается прочной плёнкой Fe3О4 (магнетит). В результате обеспечивается иммунитет к коррозии, происходит устранение дефектных зон вдоль трубопровода, не увеличивается гидравлическое сопротивление трубопроводов и отсутствуют препятствия для прохождения очистных устройств. На рисунке 10 изображена схема устройства защиты трубопроводов от внутренней коррозии, состоящая из защищаемого трубопровода 1, корпуса 2, «жертвенного» электрода 3, диэлектрических упоров 4, коммутирующих задвижек 5 и дренажного вентиля 6. Устройство устанавливается в нижней части защищаемого трубопровода. Устройство работает следующим образом. Под действием сформированного гальванического источника электрического тока (железо-магниевого элемента), протекающего через транспортируемую минерализованную жидкость, происходит электролиз воды, эмульгированной в нефти. За счёт электрохимических реакций, кроме катодной поляризации защищаемого оборудования, обеспечиваются условия для образования защитной плёнки магнетита, что описывается выражением: 3Fe+2+4OH-1=Fe3O4+2H2↑. 18 1 5 5 2 4 6 3 4 Рисунок 10 – Устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии (патент 93456 РФ) Вещества, способствующие возникновению на металле защитной плёнки, носят название пассивирующих агентов. Для железа хорошим пассивирующим агентом служат ионы ОН. В результате электролиза на поверхности металла образуется тончайшая плёнка слоя окиси, препятствующая дальнейшему окислению. Существование таких «оксидных плёнок» доказано различными методами: поляризацией отражённого света, рентгенографическим способом и др. При некоторых условиях возможно образование плёнок магнетита и известковых отложений в таком сочетании, что дефекты трубопровода будут полностью заблокированы. Блокировка этих дефектов означает, что нет доступа электролита к защищаемому сооружению, а это говорит о том, что нет условий для развития коррозии, и электрическое воздействие способствует появлению газовых пузырьков малого радиуса на поверхности глубинно-насосного оборудования. Создание проводящего гладкого покрытия определённой толщины сокращает силы притяжения до такой степени, что сдвиговые напряжения обеспечивают срыв парафинов, продуктов коррозии, частиц солей и гидратов с внутренней поверхности трубопровода, обеспечивая разрушение загрязнений, их отрыв от внутренней линейной части поверхности трубопровода и облегчая их удаление потоком транспортируемой жидкости. На очищенной поверхности образуется плёнка магнетита Fe3О4, защищающая поверхность оборудования от коррозии. За счёт разности электрических сопротивлений оксидной плёнки и чистого металла большая часть тока, шунтируя участки внутренней поверхности трубопровода, защищённые оксидной плёнкой, направится к другим участкам стальной поверхности, обеспечив защиту более удалённых от места расположения устройства участков. 19 В четвёртой главе рассмотрено применение оборудования для одновременно-раздельной добычи при эксплуатации промежуточных пластов терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения. С целью внедрения технологии ОРД из двух пластов с разными коллекторскими характеристиками в 2009 году для испытания в НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» было приобретено спецоборудование (производства ООО «СП-БАРС»), в компоновке которого используется погружной электроцентробежный насос для добычи нефти из нижнего пласта и скважинный штанговый насос для добычи из верхнего пласта. Схема установки изображена на рисунке 11. Установка содержит электроцентробежный насос 1 с входным модулем 2, в котором размещён герметичный ввод 3 кабеля 4 для электродвигателя 5 в кожух 6, охватывающий электродвигатель 5 и соединённый хвостовиком 7 с пакером 8, разделяющим верхний 9 и нижний 10 пласты. Выход насоса 1 через клапан 11 соединён каналом 12 с колонной лифтовых труб 13. Вход штангового насоса 14 соединён каналом 15 с межтрубным пространством 16, а выход – с колонной насоснокомпрессорных труб 13. Насос 14 приводится в действие штангами 17. Продукция нижнего пласта 10 поступает через пакер 8 и хвостовик 7 в кожух 6 с электродвигателем 5 через входной модуль 2 на приём электроцентробежного насоса 1 и перекачивается им через обратный клапан 11 и канал 12 в полость насосно-компрессорных труб 13 и далее на поверхность. Продукция верхнего пласта 9 поступает через межтрубное пространство и канал 15 на приём штангового насоса 14 и перекачивается им в колонну насоснокомпрессорных труб 13, по которой она, смешиваясь с продукцией нижнего пласта 10, поднимается на поверхность. Насос приводится в действие штангами 17. Рисунок 11 – Схема установки для одновременно-раздельной добычи 20 Собирают электродвигатель 5 с кожухом 6, входным модулем 2 и частью кабеля 4 в цеховых условиях ООО «Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования». Присоединение насоса 1 и остальной части кабеля 4 осуществляется на устье скважины. Режим работы установки определяется параметрами используемых насосов. Для смешивания продукции пластов, разобщённых пакером, применяется смеситель скважинной жидкости (рисунок 12). Рисунок 12 – Смеситель скважинной жидкости Смеситель скважинной жидкости состоит из корпуса 1, снабжённого на обоих концах присоединительными резьбами НКТ Ø 89 мм (ГОСТ 633-80), для монтажа УЭЦН с кожухом. Корпус 1 содержит три осевых канала диаметрами 20, 20 и 30 мм для транспортировки продукции из нижнего пласта до насоснокомпрессорных труб, а также боковой клапан – для добычи продукции верхнего пласта с ШГН, при этом вход бокового канала выполнен наклонным вниз под углом 15…60о к оси для исключения его засорения твёрдыми частицами. В вертикальную часть бокового канала на резьбе монтируется технологический патрубок 2 (для установки манжетного якоря), нижняя часть которого оборудована клапанным узлом, состоящим из шара 7, седла 6, герметизированного уплотнителем 5, клапанной клетки 4, седло 6 закрепляется гайкой 3. Параметры работы скважины № 2984 до внедрения оборудования ОРД представлены в таблице 5. 21 Таблица 5 – Параметры работы скважины № 2984 до внедрения оборудования для ОРД Параметры Насос Глубина спуска насоса, м Объект разработки Средний дебит жидкости, м3/сут Средний дебит нефти, т/сут Обводнённость, % Среднее давление на приёме насоса, атм Данные 73-ННБ-57-45-12-2 908 ТТНК C-VI 34,0 0,6 98 85…90 26 марта 2009 года на скважине № 2984 было проведено внедрение технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов одного объекта с разными коллекторскими характеристиками. В результате после приобщения пласта терригенной толщи нижнего карбона С-IV в скважину было спущено глубинно-насосное оборудование специальной конструкции. Пласт C-VI ТТНК эксплуатируется установкой ЭЦН5-45-1300, из пласта C-IV ТТНК отбор осуществляется насосом НВ-32. Параметры работы скважины № 2984 с оборудованием для одновременно-раздельной добычи представлены в таблице 6. Таблица 6 – Параметры работы скважины № 2984 с оборудованием для ОРД Параметры Насос Глубина спуска насоса, м Объект разработки Средний дебит жидкости, м3/сут Средний дебит нефти, т/сут Обводнённость, % Среднее давление на приёме насоса, атм ШГН ЭЦН 73-НВ1Б-А-32-35-15-2-И ЭЦН 45-1300 1178 ТТНК С-IV 1,8 0,7 56 10…30 1272 ТТНК C-VI 58,5 1,0 98 85…90 Сравнивая данные таблиц 5 и 6, видно, что после внедрения оборудования для ОРД средний дебит скважины вырос: по нефти – с 0,6 до 1,7 т/сут, по жидкости – с 34 до 60 м3/сут. Результаты технико-экономических показателей внедрения оборудования для ОРД в скважину № 2984 Арланского месторождения представлены в таблице 7. Рекомендуемый объём внедрения оборудования для ОРД в скважины Арланского месторождения представлен в таблице 8. Таблица 7 – Технико-экономические показатели внедрения оборудования для ОРД в скважину № 2984 Арланского месторождения Показатели Объем добычи нефти Себестоимость одной тонны нефти Стоимостная оценка результатов Стоимостная оценка затрат Экономический эффект Чистая прибыль Отклонение После внедрения абсолютное % 114 447 239 Ед. изм. тонн До внедрения 208 руб. 2017,85 2013,99 -3,86 -0,1916 тыс. руб. – 1 513,15 – – тыс. руб. тыс. руб. тыс. руб. – – – 943,00 570,15 456,13 – – – – – – 22 После проведения мероприятия объём добычи нефти увеличился на 239 тонн, себестоимость добычи нефти уменьшилась на 3,86 руб./т, прибыль составила 456,13 тыс. рублей. Таблица 8 – Рекомендуемый объём внедрения оборудования для ОРД в скважины Арланского месторождения Показатели Ед. изм. Количество скважин скв. Средний дебит т/сут одной скважины Средний дебит т/сут всех скважин Объекты внедрения Пласты кашироВсего Промежуточные подольских отложеНГДУ «Арланнефть» пласты ТТНК ний «транзитных» скважин 61 403 464 2,50 3,00 2,75 152,5 1 209,0 1 361,5 Внедрение оборудования на всех запланированных 464 скважинах позволит увеличить добычу нефти на 1361,5 т/сут. Основные выводы и рекомендации 1. Установлено, что основным источником образования неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании скважин Арланского месторождения является попутно добываемая минерализованная вода. 2. Выявлен механизм образования неорганических отложений в ЭЦН, заключающийся в распределении отложений по рабочим ступеням насоса на Арланском нефтяном месторождении. 3. Определена возможность использования установок электроцентробежных насосов с рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов для предупреждения негативного влияния неорганических отложений в условиях Арланского нефтяного месторождения. 4. Выполненные стендовые эксперименты показали, что способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей предварительной гидрофобизацией нефтью его рабочих органов (патент 2422620 РФ) позволяет формировать на рабочих поверхностях насоса защитную плёнку толщиной не менее 50 мкм. 5. Разработаны электрохимический метод и техническое устройство предупреждения образования неорганических и асфальтосмолопарафиновых отложений, эмульсии и коррозии в подземном оборудовании добывающих скважин (патент 93458 РФ). 6. Разработаны способ и техническое устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии, заключающиеся в катодной поляризации защищаемого оборудования путём формирования источника постоянного тока с использованием «жертвенного» электрода (патент 93456 РФ). 7. Установлено, что оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти по схеме «ЭЦН + ШГН» на примере скважин Арланского нефтяного ме- 23 сторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» позволяет увеличить дебит скважины, вовлечь в разработку ранее неработавшие интервалы и повысить коэффициент нефтеотдачи. 8. По результатам испытаний предложено оборудовать 464 скважины НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» оборудованием для ОРД с целью эксплуатации «промежуточных» пластов, что позволит увеличить добычу нефти на 1361,5 т/сут. Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах: Ведущие рецензируемые научные журналы 1. Гумеров А.Г., Рахимкулов А.И., Куршев А.В. Устройство и работа оборудования для одновременно-раздельной добычи нефти из двух объектов с использованием штангового глубинного и электроцентробежного насосов // Научно-технический журнал «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – 2010. – Вып. 4 (82). – С. 49-53. 2. Рахимкулов А.И., Куршев А.В., Хужин М.Н. Установка для одновременно-раздельной добычи нефти на скважине № 2984 Арланского месторождения // Научно-техничесий журнал «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – Уфа, 2011. – Вып. 1 (83). – С. 21-26. Патенты 3. Патент на полезную модель 93456 РФ, МПК Е 21 В 37/00. Устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии / А.В. Куршев, В.А. Тубаяков, А.Р. Эпштейн, Л.Р. Хасаншин, В.Р. Мурзагулов (РФ). – 2009146837; Заявлено 16.12.2009; Опубл. 27.04.2010. Бюл. 12. 4. Патент на полезную модель 93458 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Устройство защиты погружной насосной установки от коррозии / А.В. Куршев, В.А. Тубаяков, А.Р. Эпштейн, Л.Р. Хасаншин (РФ). – 2009146833; Заявлено 16.12.2009; Опубл. 27.04.2010. Бюл. 12. 5. Патент на изобретение 2422620 РФ, МПК Е 21 В 43/00, Е 21 В 41/00. Способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей / А.В. Куршев, Р.Р. Ахметова, О.М. Юсупов, В.Г. Карамышев (РФ). – 2010106949; Заявлено 24.02.2010; Опубл. 27.06.2011. Бюл. 18. Прочие печатные издания 6. Куршев А.В. Повышение эффективности работы электроцентробежного насоса в условиях образования неорганических отложений // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VІІІ Конгресса нефтегазопромышленников России. – Уфа, 2009. – С. 167-169. 24 7. Куршев А.В. Исследование характера и механизма осадконакопления в электроцентробежных насосах // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VІІІ Конгресса нефтегазопромышленников России. – Уфа, 2009. – С. 174-175. 8. Куршев А.В. Влияние неорганических отложений на основные показатели работы установок электроцентробежных насосов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VІІІ Конгресса нефтегазопромышленников России. – Уфа, 2009. – С. 176-178. 9. Хайбуллин Р.М., Куршев А.В., Подъяпольский А.И. Технологии оптимизации работы УЭЦН в условиях высокого газосодержания // Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Матер. научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VІІІ Конгресса нефтегазопромышленников России. – Уфа, 2009. – С. 309-314. 10. Куршев А.В., Хайбуллин Р.М., Костенюк С.А. Совершенствование технологии добычи нефти на основе микрозародышевой технологии // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». – 2009. – Вып. 3. – С. 28-31. 11. Подъяпольский А.И., Тубаяков В.А., Куршев А.В., Эпштейн А.Р. Контроль проходимости агрегатов в эксплуатационной колонне // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IХ Российского энергетического форума. – Уфа, 2009. – С. 58-59. 12. Подъяпольский А.И., Тубаяков В.А., Куршев А.В., Эпштейн А.Р. Устройство предотвращения коррозионного разрушения скважинного оборудования нагнетательных скважин // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IХ Российского энергетического форума. – Уфа, 2009. – С. 151-153. 13. Подъяпольский А.И., Эпштейн А.Р., Куршев А.В., Мурзагулов В.Р. Электрохимический метод снижения коррозионного износа внутренней поверхности промысловых трубопроводов // Трубопроводный транспорт – 2009. Матер. V Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. – Уфа, 2009. – С. 327-330. 14. Куршев А.В., Юсупов О.М., Карамышев В.Г., Хасаншин Л.Р. Способ защиты электроцентробежного насоса от отложений солей // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». – 2010. – Вып. 5. – С. 68-70. Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 18 апреля 2012 г. Бумага писчая. Заказ № 98. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.