close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин в условиях намагниченности подземного оборудования (на примере Урманского нефтяного месторождения).

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
КУЗЬМИН Максим Игоревич
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ
НАМАГНИЧЕННОСТИ ПОДЗЕМНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
(на примере Урманского нефтяного месторождения)
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация
нефтяных
и
газовых
месторождений
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
САНКТ-ПЕТЕРБУРГ - 2013
Работа выполнена в федеральном государственном
бюджетном
образовательном
учреждении
высшего
профессионального образования «Национальный минеральносырьевой университет «Горный».
Научный руководитель:
доктор технических наук, профессор
Рогачев Михаил Константинович
Официальные оппоненты:
Молчанов Анатолий Александрович
доктор технических
наук,
профессор,
ФГБОУ ВПО
«Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»,
кафедра геофизических и геохимических методов поисков и
разведки месторождений полезных ископаемых, профессор.
Стрижнев Владимир Алексеевич
кандидат технических наук, ООО «Уфимский научнотехнический центр», заместитель директора по производству –
главный инженер.
Ведущая организация – государственное автономное научное
учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых
материалов».
Защита диссертации состоится 19 июня 2013 г. в 17:00 ч
на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при
Национальном минерально-сырьевом университете «Горный»
по адресу: 199106, г. Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд.
1166.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке
Национального минерально-сырьевого университета «Горный».
Автореферат разослан 17 мая 2013 г.
УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ
диссертационного совета
НИКОЛАЕВ
Александр
Константинович
2
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы исследований
Анализ работы внутрискважинного оборудования на нефтяных
месторождениях позволяет сделать заключение о высокой
актуальности выбранного направления исследований, особенно при
условии ухудшения структуры запасов нефтегазодобывающих
компаний, наряду с общей тенденцией старения фонда скважин.
Публикации по теме в отраслевой отечественной и зарубежной
литературе свидетельствуют, что проблема
преждевременного
отказа внутрискважинного оборудования по причине его
коррозионного разрушения существует практически во всех
нефтедобывающих регионах, несмотря на различия в условиях
добычи, эксплуатации оборудования,
состава добываемой
продукции. По отношению к определяющим коррозионным
факторам в условиях добычи в Западно-Сибирском и Северном
регионах мнения расходятся. Одним из существенных неучтенных
факторов, по нашему мнению, является намагниченность
подземного оборудования, приобретенная в процессе его
эксплуатации.
Актуальность исследований обусловлена ростом фонда
нефтяных скважин, работающих в осложненных условиях
коррозионного износа, связанного, в том числе с аномальной
величиной намагниченности внутрискважинного оборудования во
время его эксплуатации на нефтяных месторождениях. Кроме того
магнитное поле способно оказывать существенное влияние на
значение вязкости добываемого флюида, что в свою очередь должно
учитываться при подборе оптимальных режимов работы подземного
оборудования на подобных месторождениях.
В связи с этим актуальной научной и практической задачей
становится разработка методов повышения технологической
эффективности и эксплуатационной надежности внутрискважинного
оборудования на таких месторождениях.
Вопросами повышения эффективной эксплуатации работы
внутрискважинного оборудования в осложненных условиях
занимались отечественные и зарубежные ученые Абдуллин И.Г.,
Амиян А.В., Антипин Ю.В., Вахитов Г.Г., Гареев А.Г., Гариффулин
Ф.С., Гафаров Н.А., Гиббс Дж., Глущенко В.Н., Гоник А.А., Гопан
А.И., Гюккель Э., О.А.Гумеров., Дебай П., Дроздов А.Н., Дэвис Л.Е.,
Заводнов С.Г., Зверев В.П., Зейгман Ю.В., Ибрагимов Н.Г., Каплан
3
Л.С., Кашавцев В.Е., Лесин В.И., Ляпков П.Д., Мазепа Б.А., Маркин
А.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Намиот А.Ю., Оддо
Дж.Е., Персиянцев М.Н., Петров А.А., Рагулин В.А., Рогачев М.К.,
Стифф Х.А., Сулейманов А.Б., Тронов В.П., Томсон М.В., Уразаков
К.Р., Филиппов В.Н., Хабибуллин З.А. и др.
Актуальность темы диссертационной работы подтверждается
ее включением в план НИР по государственному контракту от «20»
сентября 2010г № 14.740.11.0430, осуществляемого в рамках
федеральной
целевой
программы
«Научные
и
научнопедагогические кадры инновационной России» на 2009-2013гг. по
теме «Обоснование и разработка высокоэффективных экологически
безопасных технологий повышения нефтеотдачи пластов на
месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти».
Целью диссертационной работы является повышение
эффективности эксплуатации нефтяных скважин, работающих в
осложненных условиях, связанных с намагниченностью подземного
насосного оборудования.
Идея работы заключается в повышении эффективности
эксплуатации нефтяных скважин, работающих в осложненных
условиях, может быть обеспечено путем комплексного подхода в
установлении факторов, влияющих на коррозионные процессы
внутрискважинного оборудования и изменение реологических
характеристик нефти, а также путем снижения негативного влияния
намагниченности подземного насосного оборудования на данные
процессы.
Задачи исследований:
1.
Исследовать возможные причины аномально высокой
намагниченности внутрискважинного оборудования в процессе
эксплуатации нефтяных скважин.
2.
Провести натурные исследования характера и величины
намагниченности насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважинах
коррозионного фонда.
3.
Исследовать влияние намагниченности металла на
скорость его коррозии, а также на защитное действие ингибитора
коррозии.
4.
Исследовать влияние магнитного поля на реологические
свойства нефти и температуру насыщения ее парафином.
4
5.
Разработать
рекомендации
по
повышению
эффективности эксплуатации нефтяных скважин в условиях
намагниченности подземного оборудования.
Методы решения поставленных задач
В работе использованы теоретические и экспериментальные
исследования. Экспериментальные исследования выполнены в
соответствии со стандартными и разработанными методиками
проведения экспериментальных исследований (исследование
коррозионных процессов, величины намагниченности металла,
оценка эффективности ингибирования процессов коррозии в
условиях
намагниченности
металла
и
др.).
Обработка
экспериментальных данных проводилась с помощью методов
математической статистики.
Научная новизна работы:
1.
Установлена
возрастающая
экспоненциальная
зависимость скорости коррозии металла (сталь 20) от величины его
намагниченности.
2.
Установлено снижение защитного действия ингибитора
коррозии металла (сталь 20), представляющего собой смесь
имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот, с ростом
величины намагниченности металла.
3.
Для нефти Урманского месторождения из карбонатных
отложений палеозоя установлено увеличение температуры
насыщения парафином и уменьшение вязкости при воздействии
магнитного поля.
Защищаемые научные положения:
1.
Применение установленных зависимостей скорости
коррозии металла (сталь 20) и защитного действия ингибитора
коррозии, представляющего собой смесь имидазолинов и
амидоаминов
высших
жирных
кислот,
от
величины
намагниченности металла позволяет повысить эффективность
технологий
ингибирования
коррозии
внутрискважинного
оборудования и тем самым повысить эффективность эксплуатации
скважин в условиях намагниченности этого оборудования.
2.
Применение установленных зависимостей температуры
насыщения нефти парафином и ее вязкости от напряженности
магнитного поля позволяет оптимизировать выбор режимов работы
нефтяных скважин и повысить эффективность применения
технологий борьбы с осложнениями (асфальтосмолопарафиновые
5
отложения (АСПО), вязкие нефти и водонефтяные эмульсии) в
условиях намагниченности внутрискважинного оборудования.
Достоверность
научных
положений,
выводов
и
рекомендаций
подтверждена
теоретическими
и
экспериментальными
исследованиями
с
использованием
современного высокотехнологичного оборудования (производства
компаний «Vinci Technologies» и «Anton Paar»), достаточной
сходимостью расчетных величин с экспериментальными данными,
воспроизводимостью полученных результатов.
Практическое значение работы:
1.
Установлены дополнительные факторы, оказывающие
значительное влияние на процессы коррозионного разрушения
внутрискважинного оборудования, эксплуатирующегося в условиях
Урманского нефтяного месторождения.
2.
Выявлены оптимальные технологии ингибирования
процессов коррозии на Урманском нефтяном месторождении, а
также предложены рекомендации по их применению.
3.
Рекомендовано
применение
технологии
принудительного
размагничивания
(уменьшения
величины
намагниченности) внутрискважинного оборудования при очередном
подземном ремонте для снижения его преждевременного
коррозионного разрушения.
4.
Выявлено снижение вязкости нефти и увеличение
температуры насыщения ее парафином при воздействии магнитного
поля,
что позволяет оптимизировать выбор режимов работы
скважин в условиях намагниченности их подземного оборудования.
5.
Результаты исследований используются в учебном
процессе для специальности 130503 «Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений» при изучении дисциплин
«Разработка нефтяных и газовых месторождений» и «Эксплуатация
нефтяных и газовых скважин».
Апробация работы
Основные
положения,
результаты
экспериментальных
исследований, выводы и рекомендации докладывались на
Межвузовской
научно-практической
конференции
«Оценка
месторождений полезных ископаемых с падающим объемом добычи
в условиях исчерпания запасов» (г. Санкт-Петербург, СПГГИ (ТУ),
2011); I Научно-технической конференции молодых ученых и
специалистов ООО «Газпромнефть НТЦ» (г. Санкт-Петербург, ГПН
6
НТЦ, 2012); Международном семинаре «Неньютоновские системы в
нефтегазовой
отрасли»
(г. Уфа,
БашНИПИнефть,
2012);
Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы
разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и
битумов» (г.Ухта, УГТУ, 2012).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, в том
числе 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства
образования и науки Российской Федерации.
Структура и объем диссертационной работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав,
заключения, списка литературы, включающего 105 наименований.
Материал диссертации изложен на 203 страницах машинописного
текста, включает 29 таблиц и 92 рисунка.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении приводится общая характеристика работы,
обосновывается ее актуальность, определяются цель, идея, задачи,
излагаются защищаемые положения, научная новизна и
практическая значимость.
В первой главе приводятся геолого-физические условия
разработки Урманского нефтяного месторождения. Описывается
состояние разработки, особенности режимов работы скважин и
применяемого внутрискважинного оборудования.
Урманское нефтяное месторождение уникально по своим
геолого-физическим свойствам. Его разработка осложняется
карбонатным содержанием продуктивных отложений, естественной
трещинноватостью коллектора, полиминеральным составом пород,
высоким газовым фактором, высокой обводненностью скважинной
продукции и аномалиями вязкости нефти, добываемой из
палеозойских отложений и коры выветривания.
На Урманском месторождении основные промышленные
запасы нефти залегают в карбонатных отложениях палеозоя (пласт
М1), осадочных отложениях коры выветривания (пласт М) и
терригенных пластах Ю14-15. Основная часть эксплуатационного
фонда пробурена и эксплуатирует один объект (пласты М+М1).
Анализ работы внутрискважинного оборудования на
Урманском месторождении выявил интенсивную коррозию
подземного оборудования скважин, в основном – НКТ, с
присутствием их аномальной намагниченности. Установлены
7
скорости коррозии металла намагниченных НКТ, скорость
коррозионного проникновения в отдельных случаях достигает 22 –
28 мм/год.
Установление истинных причин преждевременного отказа
намагниченного внутрискважинного оборудования и выявление
доминирующих коррозионных факторов включает в себя ряд
мероприятий, которые легли в основу факторного анализа по фонду
добывающих скважин.
В результате проведенных лабораторных и промысловых
исследований выявлено, что коррозия глубинно-насосного
оборудования носит электрохимический характер и протекает в
основном по механизму углекислотной коррозии. Усилению
коррозии способствует присутствие аномальной намагниченности
металла НКТ.
Основными факторами, определяющими аномально высокую
скорость коррозии, являются:
- высокое содержание в добываемой продукции коррозионноагрессивного СО2 (превышает 100 мг/л), приводящее в условиях
осадкообразования к мейза-коррозии;
- высокая обводненность добываемой продукции. Более 80%
фонда добывающих скважин имеют обводненность более 60%;
- высокая скорость газожидкостной смеси (ГЖС) в НКТ (до 25
м/с), обусловленная в основном высоким газовым фактором. Около
50% скважин транспортируют ГЖС со скоростью потока на устье
более 5 м/с. Почти 30% скважин – со скоростью более 10 м/с;
- высокая минерализация пластовых вод и большое
содержание в них хлорид-ионов, являющихся промоторами
питтинговой коррозии;
- аномально высокое значение величины намагниченности
металла НКТ на скважинах, эксплуатирующих карбонатные
отложения палеозоя (до 27 мТл).
Промысловые исследования на месторождении позволили
выявить фактор, оказывающий существенное влияние на процесс
коррозии металлических НКТ в скважинах, - высокая их
намагниченность, замеченная при подъеме из скважин Урманского
месторождения. При этом следует отметить, что данный эффект не
наблюдается на других месторождениях, эксплуатируемых ООО
«Газпромнефть-Восток».
Причины и условия формирования намагниченности
8
металлических труб, применяемых в системах транспорта
углеводородов и в бурении
скважин, а также скважинного
насосного оборудования, достаточно
подробно освещены в
литературе. Известно, что металлические трубы и детали
скважинных насосов в исходном состоянии могут иметь некоторую
остаточную намагниченность, сформировавшуюся естественным
образом при их изготовлении. В условиях эксплуатации эта
намагниченность может изменяться (достигать высоких значений) и
перераспределяться под действием рабочих нагрузок.
Все это в полной мере можно отнести и к металлическим
НКТ, эксплуатация которых в скважинах характеризуется действием
рабочих нагрузок, вызванных весом колонны труб, ее сборкой и
спуско-подъемными
операциями,
обусловленных
работой
скважинных
насосов,
действием
гидростатического
и
гидродинамического давлений.
Характерным является то, что на Урманском нефтяном
месторождении аномально высокая намагниченность отмечается для
НКТ, извлеченных из скважин, вскрывших продуктивные пласты
палеозойских отложений. Как известно, эти пласты представлены
сильно
перекристаллизованными
вторичными
доломитами,
содержащими в своем составе такие породообразующие
ожелезненные минералы как анкерит (Ca(Mg,Fe)[СО3]) и сидерит
(FeCO3),
которые
отличаются
своей
естественной
намагниченностью. Явление повышенной намагниченности НКТ в
скважинах Урманского месторождения, по нашему мнению, может
быть связано с содержанием этих минералов в составе
продуктивных отложений. Данные минералы при разрушении
призабойной зоны пласта во время эксплуатации скважины могут
выноситься по насосно-компрессорным трубам на поверхность
вместе с добываемой продукцией, соприкасаясь при этом со
стенками металлических насосно-компрессорных труб, вследствие
чего происходит намагничивание последних.
Проведены экспериментальные исследования по выявлению
намагниченности насосно-компрессорных труб на Урманском
месторождении, направления полярности их магнитных полей и
абсолютных величин магнитной индукции по длине подвески.
Исследования проводились с исключением воздействия внешних
источников полей как на новых насосно-компрессорных трубах, так
и на бывших в эксплуатации, извлеченных из скважин при
9
капитальном ремонте.
Измерения абсолютной величины намагниченности на концах
насосно-компрессорных труб по мере их поднятия при капитальном
ремонте скважин проводилось
дилось с помощью электронного прибора измерителя напряженности магнитного поля «ИМАГ – 400Ц».
В результате проведенных экспериментов была обнаружена
намагниченность бывших в эксплуатации НКТ. При этом
наибольшая магнитная индукция фиксировалась на концах труб. На
рисунке 1 показаны результаты измерений бывшей в эксплуатации
трубы. Остаточная намагниченность металла на новых НКТ в
результате замеров не установлена
установлена.
Рисунок 1 - Схема направления полярности магнитного поля и значения
магнитной индукции для бывшей в эксплуатации НКТ
По результатам замеров намагниченности по длине подвески
НКТ установлено увеличение ее абсолютной величины от башмака
колонны к устью скважины.
Кроме этого были выявлены максимальные значения
абсолютных величин намагниченности у металлических НКТ.
Максимальное значение у «черных
черных» труб она составила 27 мТл и
минимальные значения у труб с добавлением легированных
элементов (хром, цинк, ванадий, молибден) – до 2,5 мТл. Кроме
этого выявлена способность НКТ сохранять намагниченность на
протяжении длительного времени ((хранение на трубной базе).
В результате промысловых исследований по выявлению и
ранжированию коррозионных факторов Урманского месторождения
выявлено аномально высокое
ое значение величины намагниченности
металлических НКТ в скважинах, вскрывших продуктивные пласты
карбонатных отложений палеозо
алеозоя. В среднем по скважинам на
Урманском месторождении величина намагниченности составила
10
10-15 мТл, в отдельных случаях она достигла высокого значения
до 27 мТл.
Во второй главе приводятся результаты лабораторных
исследований по определению влияния магнитного поля на скорость
коррозии металла, а также на защитное действие ингибитора
коррозии
металла.
Кроме
того,
приводится
описание
использованных методик и оборудования.
Испытания по определению влияния магнитного поля на
скорость коррозии металла проводили гравиметрическим методом с
использованием образцов-свидетелей прямоугольной формы из
стали 10. Использовали один типоразмер образцов. Первоначально
образцы не были намагничены. Часть образцов подвергали
воздействию постоянного магнитного поля в течение 4 суток. Затем
коррозионные испытания проводили в течение 48 суток в
коррозионных ячейках на модели пластовой воды Урманского
месторождения, при перемешивании. Эффективность оценивалась
по потере массы образцов. Данные исследований представлены в
таблице 1. Существенное различие образцов-свидетелей после
экспозиции наблюдается даже при визуальном осмотре. Образцы с
магнитными свойствами были покрыты более плотными
отложениями, которые значительно труднее очищаются с
поверхности.
Таблица 1 – Результаты коррозионных испытаний различных
образцов-свидетелей
Типоразмер образца
(сталь 10)
Без магнитных свойств
С магнитными свойствами
Изменение скорости коррозии, %
Скорость коррозии,
мм/год
0,366
0,436
+16
Таким образом, образцы-свидетели (сталь 10) с магнитными
свойствами менее стойки в условиях испытаний, скорость их
коррозии повышается на 16 %, с 0,366 до 0,436 мм/год.
Отличие внешнего вида образцов свидетелей с магнитными
свойствами и без них связано с тем, что если продукты коррозии
ферромагнитны, то они в меньшем количестве будут смываться с
поверхности металла и переходить в водную фазу. Продукты
коррозии могут сами в какой-то степени защищать металл, а кроме
того служить центрами кристаллизации для солей, находящихся в
растворе, тем самым способствовать образованию на поверхности
11
металла пленки, например кальцитовой, что в свою очередь
позволит еще больше снизить скорость общей коррозии. В случае
неоднородного распределения по поверхности примагниченных
частиц, защитная пленка не будет однородной по всей поверхности
металла. Таким образом, возрастает вероятность возникновения
локальной коррозии. И в тоже время примагниченные частицы
будут являться центрами, провоцирующими выделение из
нефтегазовой среды пузырьков газа, что в свою очередь может
привести к локальному повышению концентрации углекислого газа,
а затем и к увеличению скорость коррозии.
Проведены коррозионные испытания при различных режимах
движения жидкости, результаты одного из которых представлены в
таблице 2. Исследования проводились на установке «колесо» с
экспозицией в течение 3 суток. Пластинки до испытаний
подвергались воздействию постоянного магнитного поля в течение
7 суток.
Таблица 2 – Результаты коррозионных испытаний на
установке «колесо»
Свойства
образцов-свидетелей (сталь 10)
Без магнитных свойств
С магнитными свойствами
Изменение скорости коррозии, %
Скорость коррозии,
мм /год
0,792
1,116
+41
Из таблицы 2 видно, что образцы-свидетели (сталь 10)
типоразмера 1 с магнитными свойствами менее стойки в условиях
испытаний, скорость их коррозии повышается на 41 %, с 0,792 до
1,116 мм/год.
Следующим этапом исследований по установлению влияния
намагниченности металлических НКТ Урманского месторождения
на скорость их коррозии явилось проведение испытаний при
различных абсолютных величинах намагниченности пластинок из
стали 20. Пластинки до испытаний подвергались воздействию
импульсного магнитного поля и были доведены до различных
величин
намагниченности.
Испытания
проводились
при
температуре 72 0С с экспозицией в течение 3 суток на модели
пластовой воды Урманского месторождения. Эффективность
оценивалась по потере массы образцов. Результаты испытаний
представлены на рисунке 2.
12
Рисунок 2 - Зависимость скорости коррозии металла (сталь 20) от величины
намагниченности
Заключительный этап исследований по установлению
влияния магнитного поля на коррозионные процессы металла испытания по выявлению снижения эффективности ингибирования
при определенной величине его намагниченности.
намагниченности
Ряд пластинок до коррозионных испытаний подвергались
воздействию импульсного магнитного поля и доведены до величины
намагниченности 5 мТл. Другая часть пластинок принудительно не
намагничивалась. Коррозионные испытания проводились при
температуре 70 0С с экспозицией в течение 76 часов на модели
пластовой воды Урманского месторождения с дозированием в нее
ингибитора коррозии (до 20 мг/л),
мг/л представляющего собой смесь
имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот. Результаты
коррозионных
испытаний
гравиметрическим
методом,
представленные на рисунке 3, показали существенное снижение
защитного действия ингибитора коррозии при воздействии на
стальную пластинку магнитным полем.
полем
Анализ полученных результатов показывает, повышение
абсолютной величины намагниченности металла приводит к
снижению его коррозионной стойкости,
стойкости а также к снижению
защитного действия ингибитора коррозии
коррозии.
13
Рисунок 3 - Зависимость защитного действия ингибитора коррозии (ИК) от его
концентрации в модели пластовой воды в условиях намагниченности металла
(сталь
сталь 20) и без нее
В третьей главе приводятся результаты лабораторных
исследований по определению влияния магнитного поля на
реологические свойства нефти и температуру насыщения ее
парафином, а также описание использованных методик и
оборудования.
Исследования реологических свойств нефти проводились на
образцах поверхностных проб скважинной продукции, отобранных
со скважин, вскрывших продуктивные пласты палеозойских и
юрских отложений, с помощью реометра серии «Physica MCR»
(австрийской компании «Anton Paar») с магнито-реологической
приставкой к нему (MRD).. MRD используется для исследования
влияния магнитного поля на реологические свойства жидкости
(MRF). Накладываемое магнитное поле с плотностью потока до 1
Теслы контролируется через программу RheoPlus . Датчики Холла и
температуры дополнительно провод
проводят измерения текущего значения
плотности магнитного потока и температуры.
температуры
14
Динамическая вязкость, мПа*с
1
2
3
Магнитн
агнитная индукция, Тл
Рисунок 4 - Зависимость величины вязкости нефти из карбонатных отложений
палеозоя Урманского месторождения от величины магнитной индукции (кривые
№1 и 2 – для образцов нефти с предварительным перемешиванием, кривая №3 – для
образца нефти без предварительного перемешивания)
Результаты
реологических
исследований
позволили
установить влияние магнитного поля на вязкость нефти из
карбонатных палеозойских отложений Урманского месторождения
(скважина 213, куст 5, вскрывшей
вскрывш
продуктивные пласты
палеозойских отложений) – вязкость нефти уменьшается с ростом
величины магнитной индукции (см
(см. рисунок 4). Однако для нефти из
юрских отложений (скважина 229,
229 куста 5, пласты Ю14-Ю15) влияние
магнитного поля на вязкость отмечено не было.
По нашему мнению, полученные результаты реологических
исследований можно объяснить различиями как в компонентном
составе исследованных нефтей, так и в минеральном составе пород
объектов разработки палеозойских
ских и юрских отложений. Согласно
исследованиям К.И.Багринцевой,
Багринцевой, А
А.Н.Дмитриевского, Р.А.Бочко, в
составе пород палеозойских отложений установлено содержание
таких породообразующих ожелезненных минералов, как анкерит
(Ca(Mg,Fe)[СО3]) и сидерит (FeCO3). Данные минералы способны
намагничиваться за счет воздействия на них магнитного поля, что
15
было представлено в эксперименте. Кроме того данные минералы
способны намагничиваться за счет естественного магнитного поля
Земли, а именно при остывании расплавленных минералов и горных
пород и переходе их температуры через точку Кюри они
намагничиваются окружающим магнитным полем, приобретая
начальную остаточную намагниченность. В юрских отложениях
Западной Сибири данных минералов не обнаружено. Это дает
возможность утверждать о явлении намагниченности скважинной
продукции палеозойских отложений за счет породообразующих
ожелезненных минералов (сидерит и анкерит). Установленную
зависимость влияния магнитного поля на вязкость скважинной
продукции необходимо учитывать при расчете напорных
характеристик скважин и определении режимов работы погружных
насосных установок.
Исследования условий образования и выпадения парафинов в
парафинистой нефти Урманского месторождения проводились на
современной
высокотехнологичной
установке
«FLASS»
(французской компании «Vinci Technologies»). Эта установка
предназначена для изучения процессов образования твердых
веществ (органических и неорганических) в пластовом флюиде с
моделированием
термобарических
условий,
максимально
приближенных к промысловым. Исследования могут проводиться в
широких пределах температур (от -20 °C до +180 °C) и давлений (до
68 МПа). Установка «FLASS» позволяет идентифицировать
кристаллы парафина и твердые частицы асфальтенов, следить за
изменением их размера и морфологии в зависимости от
температуры, давления и времени, а также оценивать эффективность
различных химических обработок. При проведении лабораторных
исследований комбинируются две различные системы регистрации
данных: система обнаружения твердых частиц (SDS) и микроскоп
высокого давления (HPM):
- система SDS позволяет определять момент образования
твердых органических веществ и оценивать интенсивность данного
процесса, основана на пропускании лазерного излучения низкой
интенсивности через окна ячейки с помощью смонтированных
оптоволоконных зондов;
- система HPM позволяет производить замеры изменения
размера и морфологии кристаллов парафина и асфальтенов в
зависимости от температуры, давления, времени и влияния
различных химических обработок.
16
Образец дегазированной нефти Урманского месторождения со
скважины 116Г куста 4, вскрывших продуктивные пласты
палеозойских отложений,
был отобран и подготовлен в
соответствии с указаниями и рекомендациями компании «Vinci
Technologies» и разделен на две идентичные пробы №1 и №2. Кроме
того, был произведено центрифугирование разогретых проб.
Для определения условий выпадения парафинов в скважине
был применен изобарический метод, при котором давление в
системе поддерживается постоянным, а температура меняется в
заданном интервале. Исходя из данных по скважине, была выбрана
одна точка 3,27 МПа – точка давления насыщения пластовым газом,
для изучения состояния нефти при снижении температуры при
подъеме по стволу скважины. В результате были получены
диаграммы зависимостей количества и площади частиц при
различных температурах. Точка начала выпадения парафина – это
температура, после которой показания системы SDS идут в виде
резкого уменьшения интенсивности проходящего света от лазерного
источника.
С целью сравнения данных анализа проб и изучения влияния
на нефть магнитного воздействия были проведены исследования
образцов нефти до (проба нефти №1) и после его воздействия (проба
нефти №2). Образец нефти намагничивался при помощи установки
ИЛ100-30 «Импульсный магнитный излучатель». Индукция
магнитного поля в центре индуктора составляла не менее 2 Тл.
В результате, экспериментально определена температура
начала образования твердых частиц парафинов (температура
насыщения нефти парафином) до и после магнитного воздействия.
До магнитного воздействия температура насыщения нефти
парафином составила 80,5 °C (при режиме изобарического снижения
температуры от 105 до 20 °C), а после магнитного воздействия она
составила 92,3 °C (при идентичном режиме изобарического
снижения температуры, как и в первом случае).
Таким образом, магнитная обработка влияет на процесс
образования парафинов, а именно повышает температуру начала
образования агрегатов АСПО, тем самым ускоряет процесс
выпадения парафинов при движении ГЖС от забоя к устью
скважины по НКТ. Это можно объяснить тем, что структуры
молекул АСПО способны ориентироваться при воздействии на них
магнитных полем, что вызывает увеличение температуры начала
образования парафинов. По результатам наших исследований
17
разница температур начала образования парафинов составила
10,7 °С.
В четвертой главе даются рекомендации по повышению
эффективности эксплуатации нефтяных скважин в условиях
намагниченности подземного оборудования.
Проанализированы
применяемые
на
Урманском
месторождении
технологии
защиты
внутрискважинного
оборудования от коррозионного воздействия. Используемые в
настоящее время ингибиторы коррозии в применяемых дозировках
не обеспечивают требуемую степень защиты. Технология их
применения – дозирование через затруб - не позволяет защитить
корпус погружного электродвигателя внутрискважинной насосной
установки. Не исключен преждевременный вынос части ингибитора
через перепускные клапаны – при этом основная часть подвески,
расположенная ниже перепускного клапана, остается без защиты. На
сегодняшний день оценка степени эффективности ингибиторной
защиты в скважинном оборудовании является проблематичной –
существующая на месторождении система оценки по остаточному
содержанию ингибитора является лишь косвенным методом. Кроме
того при подборе эффективной дозировки ингибитора коррозии, не
учтен весь существенный дополнительный фактор коррозионного
разрушения НКТ – явление их намагниченности во время
эксплуатации на Урманском месторождении. Необходимо создание
системы мониторинга коррозии – как подземного оборудования, так
и наземного.
Таким образом, для условий эффективного применения
технологии ингибиторной защиты от коррозии на Урманском
нефтяном месторождении в условиях намагничивания подземного
насосного оборудования, рекомендовано применение дозирования
ингибитора коррозии через капиллярную трубку на забой
скважины. Кроме того, необходимо увеличить эффективную
дозировку при подаче ингибитора коррозии через капиллярную
трубку на забой скважин Урманского месторождения.
Обнаруженные высокие значения намагниченности НКТ после
длительного их хранения на трубной базе предприятия требует
особого внимания. Необходимо исключить попадание в скважины
Урманского месторождения бывших в эксплуатации на данном
месторождении намагниченных НКТ. Предлагается применить
технологию принудительного размагничивания НКТ, которое
можно производить на трубной базе предприятия с помощью
18
стандартного модуля размагничивания до нормативных параметров
(после проведения контроля).
Выбор и обоснование применения на Урманском
месторождении технологии защиты от коррозионного разрушения, а
также принудительного размагничивания внутрискважинного
оборудования необходимо проводить с учетом экономической
рентабельности.
Заключение
1. Выявлена высокая намагниченность металлических НКТ в
скважинах Урманского нефтяного месторождения, вскрывших
карбонатные
отложения
палеозоя,
которая
является
дополнительным фактором, оказывающим существенное влияние на
процесс коррозии металла.
2. Установлено
увеличение
абсолютной
величины
намагниченности снизу-вверх по колонне НКТ в скважинах
Урманского месторождения. Перед повторным спуском в скважину
НКТ предлагается их принудительное размагничивание с помощью
стандартного модуля в связи с выявленной способностью сохранять
намагниченность на протяжении длительного времени
3. Установлены зависимости скорости коррозии металла (сталь
20) и защитного действия ингибитора коррозии, представляющего
собой смесь имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот,
от величины намагниченности металла, которые необходимо
учитывать при расчете эффективной дозировки ингибитора
коррозии для скважин, работающих в условиях намагниченности
подземного оборудования.
4. Выявленные эффекты увеличения температуры насыщения
нефти парафином и снижения ее вязкости при воздействии
магнитного поля необходимо учитывать при выборе режимов
работы
скважин
на
месторождениях
с
проявлением
намагниченности подземного оборудования.
Содержание диссертации отражено в следующих основных
печатных работах:
1.
Кузьмин М.И. Исследование влияния намагниченности
насосно-компрессорных труб на скорость их коррозии в скважинах
Урманского нефтяного месторождения / М.И.Кузьмин, Н.М.Катрич,
Р.Р. Гумеров, С.А. Шадымухамедов, А.Ю. Карпов, М.К. Рогачев//
Журнал «Нефтяное хозяйство», 2012. – №12. – С.66-68.
2.
Кузьмин М.И. Исследование влияния магнитного поля
на скорость коррозии металла насосно-компрессорных труб и
19
реологические свойства скважинной продукции / М.К. Рогачев,
М.И. Кузьмин, Н.К. Кондрашева // Записки Горного института. –
СПб: «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»,
2012. – Т.199. – С.379-383.
3.
Кузьмин М.И. Механизм влияния магнитного поля на
реологические свойства нефти палеозойских отложений / М.К.
Рогачев, М.И. Кузьмин // Материалы международного семинара
«Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли» посвящен
памяти А.Х. Мирзанджанзаде. – Уфа: АН РБ, 2012. – С.54-58.
4.
Кузьмин М.И. Исследования влияния магнитного поля
на реологические свойства нефти Урманского месторождения.
/М.И.Кузьмин, М.К.Рогачев // Проблемы разработки и эксплуатации
месторождений высоковязких нефтей и битумов. Материалы
межрегиональной научно-технической конференции. – Ухта: УГТУ,
2012. – С.123-126.
5.
Кузьмин М.И. О необходимости учета остаточной
намагниченности насосно-компрессорных труб при выборе
технологий
ингибирования
коррозии
внутрискважинного
оборудования
на
Урманском
нефтяном
месторождении.
/М.И. Кузьмин, М.К. Рогачев // Журнал «Инженер-нефтяник», 2013.
- №1. – С.62 – 65.
20
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа