Среди способов подачи химреагентов в пласт можно назвать следующие: задавка в пласт добывающих скважин, закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибитора с жидкостью глушения, подача капсулированного реагента. Кроме того, в зарубежной печати упоминается закачка ингибитора в состоянии пара. Технология отличается высокой эффективностью: позволяет доставить вещество во все микротрещины на поверхности оборудования, в результате чего образуется очень тонкое и плотное защитное покрытие, но при этом сложна для реализации с технической точки зрения.

Для подачи ингибиторов также применяются погружные скважинные контейнеры (ПСК). Это устройство заполняется твердым или капсулированным реагентом и крепится к основанию ПЭД. Конструкция ПСК отличается простотой, а при использовании устройства не осложняется монтаж УЭЦН. Вместе с тем ПСК в процессе эксплуатации обнаруживает и недостатки: низкую эффективность в период вывода на режим; необходимость постоянного контроля выноса реагента; ограничение срока действия примерно одним годом и дебита жидкости для твердого реагента — до 150 м³/сут.

Одна из технологий подачи капсулированного реагента Encaptron 95: ингибитор помещается в микрокапсулы, закачивается в затрубное пространство, после чего капсулы оседают на забой. При эксплуатации скважины полимерная мембрана растворяется и, смешиваясь с пластовой
жидкостью, защищает ГНО. К преимуществам технологии, на наш взгляд, можно отнести длительное время выноса ингибитора, а также то, что ПЗП не кольматируется вследствие отсутствия задавки ингибитора. Среди недостатков технологии можно назвать то, что ингибитор легко адсорбируется на поверхности мехпримесей, при использовании капсулированного реагента необходим определенный диапазон соотношения дебита по воде к объему зумпфа, требуется свободный объем зумпфа для размещения капсул. Кроме того, при большом выносе мехпримесей возможно засыпание зумпфа с капсулами, а также в скважинах с высокими дебитами жидкости снижается время действия реагента.

2. 
   Физические методы подразделяются на:
   

2.1 Применение коррозионно-стойких материалов. Коррозионностойкие материалы включают в себя низко и среднелегированные стали

---

, а также сплавы. При использовании низколегированных сталей рекомендуется дополнительно применять ингибитор коррозии.

Преимущества рабочих органов, изготовленных из этих материалов, — стойкость к агрессивным средам, высокая износостойкость и снижение отложения солей. Вместе с тем применение «Нирезиста-4» и 5530 заметно удорожает оборудование.



Рисунок 3 – Виды сталей и сплавов.

Еще один пример использования физических методов для борьбы с коррозией — изготовление рабочих органов ЭЦН из полимерных материалов. К преимуществам рабочих органов ЭЦН из полимеров можно отнести следующие:

• 
  коррозионная стойкость материала;
  
• 
  малый вес, снижающий массу ротора и пусковые токи;
  
• 
  высокая чистота проточных каналов, низкая адгезия материала, что обеспечивает увеличение КПД на 3–5%;
  
• 
  отсутствие гальванических пар между материалами;
  
• 
  относительно низкая стоимость;
  
• 
  возможность изменения материала втулки направляющего аппарата.
  

Среди минусов стоит упомянуть неотработанную технологию повторного применения полимерных рабочих органов ЭЦН после эксплуатации в условиях Западной Сибири и их низкую стойкость к мехпримесям. Еще один пример оборудования, изготовленного из коррозионностойкого материала, — сталеполимерные лифтовые трубы/шлангокабели. Эти трубы производятся из полимерных материалов (полиэтилен, полипропилен, фторопласт) и армируются металлической проволокой. Внутренний диаметр составляет 45 мм, наружный — 71 мм. Возможно «вживление» в оболочку электрических проводников для решения различных задач.

К преимуществам этого оборудования относятся:

• 
  высокая коррозионная стойкость материала;
  
• 
  меньшая масса по сравнению с металлическими трубами;
  
• 
  низкая теплопроводность материала, которая способствует снижению отложений АСПО;
  
• 
  меньшие гидравлические сопротивления по сравнению с обычными НКТ вследствие отсутствия муфтовых соединений и непрерывности трубопровода. Недостаток сталеполимерных труб состоит в их меньшей, по сравнению с металлическими трубами, прочности.
  

2.2 Технологические методы защиты от коррозии подразумевают корректировку коррозийных факторов в скважине, в том числе — ограничение водопритока, предотвращение попадания кислорода

---

, снижение скорости потока и температуры жидкости и др.

Для каждого метода, применяемого для борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования, характерны свои особенности, преимущества и недостатки.

2.6 ВЛИЯНИЕ СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ И КОНСТРУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА ВИД КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН

Исходя из способа эксплуатации и конструкции нефтяных скважин рассмотрим, где и какому виду коррозионного разрушения подвергается подземное оборудование скважин.

Наиболее простую конструкцию имеет фонтанная. Если в скважине добывают не содержащую сероводород нефть, то коррозия подземного металлического оборудования проявляется в ней незначительно. Лишь при наличии в добываемой продукции сероводорода и сильной обводненности нефти, общая коррозия труб проявляется в первую Очередь в кольцевом пространстве скважин. Возможен и коррозионный эрозионный износ внутренней поверхности насосно-компрессорных труб под действием поднимающегося из пласта потока нефти. Однако в этом случае металл разрушается лишь при достаточно высокой обводненности нефти и наличии в ее потоке песка.

В фонтанных скважинах, у которых межтрубное (кольцевое) пространство изолировано специальным пакером для улучшения условий подъема нефти из скважин, область коррозионного воздействия сероводородсодержащей газовой среды на обсадную и насосно-компрессор-ную колонны в случае негерметичности пакера значительно расширяется.



Рисунок 4 - Схема подъема газоводонефтяной смеси в скважинах:



а — при фонтанном способе эксплуа­тации, б — при обустройстве фон­танной скважины пакером, в — при газлифтном способе эксплуатации; г — при обустройстве газлифтной скважины пакером; / — продуктив­ный пласт, 2 — насосно-компрессор-ная колонна; 3 — вышележащий пласт; 4 — обсадная труба, 5 — уро­вень нефти, 6 — пакер

При подаче в компрессорную скважину в качестве рабочего агента нефтяного или другого угле­водородного газа без агрессивных примесей распределение и характер коррозии в компрессорной скважине почти не будут отличаться от корро­зии оборудования в фонтанных сква­жинах. Если же в скважину подают агрессивный газ или сжатый воздух, возможны серьезные ос­ложнения в отношении коррозии (см. рис. 4). При подаче сжа­того воздуха, содержащего влагу и кислород, коррозия развива­ется в кольцевом (межтрубном) пространстве скважины в присут­ствии кислорода воздуха и в условиях непрерывной конденсации влаги на металлической поверхности. Происходит интенсивный процесс накопления продуктов коррозии, называемых желези­стыми сальниками. Они затрудняют, а иногда приводят к пол­ному прекращению подачи воздуха в скважину. С этой пробле­мой столкнулись впервые на нефтепромыслах Баку, где этот способ эксплуатации широко применялся. Если вместо воздуха подают углеводородный газ с примесью сероводорода и влаги, это приводит к аналогичным, если не более серьезным послед­ствиям в отношении коррозии.

---

Кроме кольцевой части скважин сильной коррозии в компрес­сорных скважинах подвергается внутренняя поверхность насосно-компрессорных труб, по которым движется аэрированная жидкость. В отношении проявления коррозии опасно примене­ние сжатого воздуха для добычи сероводородсодержащей нефти или применение сероводородсодержащего газа для добычи не­агрессивной нефти.

Глубиннонасосный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется в том случае, когда пластовая энергия недоста­точна для подъема жидкости из пласта и обеспечения перво­начальной производительности скважины.

При добыче слабоагрессивной и сильно обводненной нефти значительное число ремонтов скважины приходится на штан­говую колонну, которая работает в условиях потока высоко­вязкой жидкости и больших циклических нагрузок. Большое  число поломок штанг в этих
условиях можно объяснить коррозионно-усталостным разрушением металла под воздействием агрессивной среды и значительных знакопеременных нагрузок. Остальное металлическое оборудование, если межтрубное про­странство скважины достаточно герметично, заметных коррози­онных повреждений в глубиннонасосных скважинах не имеет.

Когда из скважин добывают сероводородсодержащую нефть, возможно проявление различных видов коррозионного разруше­ния. Так, глубиннонасосные штанги подвергаются общей корро­зии, коррозионно-механическому износу в условиях знакопере­менных нагрузок, коррозии при трении колонны штанг о по­верхность насосно-компрессорных труб (фреттинг-коррозия), наводороживанию под влиянием сероводорода. Штанговые насосы подвергаются фреттинг-коррозии при трении плунжера в цилин­дре насоса, наводороживанию в условиях циклических ударных нагрузок (работа клапана насоса). Насосно-компрессорные трубы подвергаются коррозии с внутренней и внешней сторон, иногда колонны наводороживаются и обрываются.

Обсадная и насосно-компрессорная колонна в затрубном про­странстве подвергаются общей коррозии под действием находя­щейся там нефти, коррозии в газовоздушной среде при непре­рывной конденсации жидкой фазы. Опасный характер приобретает разрушение труб при попадании сюда кислорода воздуха через негерметичное устье скважины.

Аналогичный характер и распределение коррозии наблюда­ется в скважинах с глубиннонасосной эксплуатацией, имеющих очень низкий динамический уровень. Такие скважины, находя­щиеся на конечной стадии добычи нефти, работают, как пра­вило, периодически. Для достижения более полной утилизации попутного газа в затрубном пространстве создают вакуум. Здесь весьма серьезным коррозионным повреждениям подвергаются обсадные и насосно-компрессорные трубы, поскольку на метал­лическую поверхность воздействует попеременно то агрессив­ная газовая среда, то попадающий в верхнюю часть скважин воздух Попеременному воздействию обводненной нефти и агрес­сивной газовоздушной среды подвергаются глубиннонасосные штанги.

---

В последние годы на нефтепромыслах страны вместо гро­моздких и металлоемких штанговых установок широкое распро­странение получили бесштанговые погружные электроцентро­бежные насосы (ЭЦН), которые
позволяют непрерывно извлекать из скважины газожидкостной поток нефти. По распределению и характеру коррозии эти скважины аналогичны фонтан­ным. Специфической (эрозионной и фреттинг) коррозии могут подвергаться отдельные узлы электропогружных насосов. Хотя ЭЦН имеют длительный межремонтный период эксплуатации и выпускают их в коррозионностойком исполнении, выход погруж­ных насосов из строя возможен при применении в них отдель­ных деталей в обычном исполнении, а также при нарушении ряда других технических условий их эксплуатации.

Практика эксплуатации подземного и наземного оборудова­ния нефтяных скважин свидетельствует о сложной зависимости между коррозионной активностью добываемой из скважин жид­кости и фактически наблюдаемой коррозией оборудования. Ча­сто потенциально агрессивная система нефть—вода—газ из-за действия одного или нескольких неучтенных факторов может оказаться неагрессивной, и наоборот, слабоагрессивная среда при изменении условий добычи нефти и, следовательно, преимуще­ственном проявлении других факторов может быть весьма коррозионно-активной.

Из многих факторов, оказывающих влияние на коррозионную активность системы нефть—вода, важнейшим является соотно­шение воды и нефти. Ряд исследователей считает, что агрессивность добываемой нефти постепенно растет с повыше­нием содержания в ней воды. Имеются данные, что одному и тому же соотношению воды и нефти соответствует раз­личная коррозионная активность системы. До сих пор не уста­новлено, какое соотношение воды и нефти отвечает максимально возможной агрессивности системы и существует ли критическое соотношение между водой и нефтью, после которого коррозион­ная активность продукции скважины начинает резко возрастать.

2.7 РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК СТРУЙНЫМ НАСОСОМ В УСЛОВИЯХ МАМОНТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Необходимо провести расчет промывки песчаных пробок струйным насосом в условиях Мамонтовского месторождения, исходные данные для расчетов приведены в таблице 4.

Таблица 4 – Исходные данные.

---

Смотрите также файлы

• В. Г. Распутин Живи помни и Это заглавие притягивает. Здесь таится какойто смысл. Кому и зачем предназначены эти слова Написана в 1974 году. Экранизация повести 2007 год. Режиссёр Александр Прошкин. Вот как автор вспоминает об истории создания повести.pptx

• 5. Бизнесплан разработки микропроцессорной системы автоматизация здания.rtf

• Понятие и значение Особенной части при квалификации П.docx

• Контрольная работа по дисциплине Основы философии Иррационализм в философии философия жизни, экзистенциализм.docx

• Роль малых нефтяных компаний в развитии экономики России.docx