Файл: Анализ применяемых технологий для восстановления.doc

Резьбовые соединения

Важную роль в герметичности эксплуатационной колонны играет качество резьбовых соединений и степень скручивания колонн между собой. Очередная труба наворачивается на обсадную колонну специальным гидравлическим ключом, на котором установлен моментомер, определяющий усилие наворота. В случае неисправности прибора происходит неполное скручивание. Также для герметичности в муфтовых соединениях ОК используют специальную смазку, то есть смазочным работам тоже необходимо уделять повышенное внимание.

При таких процессах, как цементирование, промывка, соляно-кислотная обработка скважин, гидравлический разрыв пласта и других, в ходе которых проходит нагнетание рабочего агента в скважину, воздействие на стенки эксплуатационной колонны и особенно на резьбовые соединения достаточно велико. В том случае, если колонны не завинчены должным образом, жидкость проникает в образованные пустоты и давит на металл, вследствие чего может произойти срыв резьбового соединения либо в этих местах металл будет подвержен коррозии. Также сквозь данные места возможно нежелательное и иногда губительное течение флюида как из пласта в скважину, так и из скважины в пласт.

Коррозионная среда

Природный газ и нефть не являются коррозионно-активными средами, но содержат в своем составе коррозионные агенты, например, воду и кислород, а также различные примеси в виде сернистых и кислородсодержащих соединений. На степень агрессивности производных серы влияет их строение: наиболее опасными являются элементарная сера, меркаптаны и сероводород. Эти соединения, помимо усиления коррозионной способности нефти и природного газа, ухудшают технические характеристики стали, делают ее более хрупкой, то есть не способной воспринимать приложенные к оборудованию нагрузки.

Анализ факторов, влияющих на внутреннюю коррозию оборудования, показал, что локальные коррозионные разрушения начинают проявляться, когда обводненность нефти достигает 50%, и водонефтяная эмульсия становится нестабильной, то есть, когда начинают выделяться отдельные капли воды. Для таких дисперсных систем агрессивность воздействия зависит от присутствия и концентрации агрессивных компонентов, скорости движения, температуры, содержания коррозивных микроорганизмов, взвешенных частиц, минерализации и pH среды, условий расслоения эмульсии и осадков.

---

Наиболее опасна коррозионная среда в том случае, когда изготовители металлического оборудования не принимают мер антикоррозионной защиты. На данный момент на стальные изделия и конструкции либо совсем не наносят защитное покрытие, либо оно настолько слабо, что не способно выдержать длительную эксплуатацию. Поэтому одной из наиболее актуальных проблем негерметичности эксплуатационных колонн (и большинства оборудования нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли) является высокая корродируемость материала. Последствия воздействия агрессивной среды на металл представлены на рисунке 2.



Рисунок 2 – Коррозионное поражение подземного оборудования добывающих скважин

В случае закачки воды в нагнетательные или каких-либо реагентов в добывающие скважины необходимо учитывать степень минерализации, количество взвешенных частиц (КВЧ), химический состав жидкости, так как это влияет на состояние металла ЭК. Воздействие механических примесей и агрессивных компонентов может привести к коррозионному разрушению внутренней поверхности колонны, что впоследствии вызовет растрескивание и негерметичность.

Таким образом, спектр причин нарушения герметичности ЭК очень широк: от брака при производстве и несоблюдения правил при транспортировке до применения пагубно влияющих технологий в процессе добычи нефти и газа и условий эксплуатации скважин в целом.

---

1.2 Анализ последствий негерметичности эксплуатационной колонны

Проблема негерметичности ЭК добывающих и нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири ежегодно становится острее и актуальнее, так как возраст большей части фонда скважин достигает нескольких десятков лет, и вероятность их вывода из строя постоянно возрастает.

Говоря о последствиях данной проблемы, необходимо отметить, что их немного, но они критичны. Главный фактор, проявляющийся вследствие нарушения герметичности ЭК, – это резкий рост обводненности продукции. Дебит воды увеличивается за счет ее притока из ранее не вскрытого пласта. Очевидно, что высокие значения обводненности будут достигнуты в любом случае, так как основным, самым распространенным и применяемым почти на всех нефтегазовых месторождениях методом увеличения нефтеотдачи пластов является заводнение.

Таким образом, изменения количества добываемой нефти и воды с учетом процесса искусственного поддержания пластового давления (ППД) являются запланированными и рассчитанными, а все показатели моделируются согласно проекту разработки, в котором заранее подразумевается ввод нагнетательных скважин, определены их количество и порядок запуска, а также сетка размещения скважин на объекте. Внезапный рост дебита воды, вызванный нарушением герметичности ЭК, приводит к отклонению процесса и, помимо этого, создает ряд трудностей.

Для того, чтобы провести подсчет имеющейся в недрах нефти с помощью объемного метода, необходимо иметь данные по положению водонефтяного контакта (ВНК), так как от этого напрямую зависит расчётное значение геологических запасов. Также известно, что от уровня ВНК зависят положения внутреннего и внешнего контуров нефтеносности. В частности, по этим данным принимаются решения о проведении опытно-промышленных работ.

В процессе разработки месторождения уровень ВНК необходимо постоянно отслеживать не только для уточнения запасов, но и для оперативного вмешательства в случае приближения ВНК к перфорированной части скважины. Если уровень поднимется высоко, то может образоваться конус обводнения, изза чего некоторая часть нефти не будет извлечена на поверхность. Это явление представлено на рисунке 3.



Рисунок 3 – Конус обводнения

---

Из вышеизложенного следует, что в процессе изучения и разработки промышленного объекта важным параметром является уровень ВНК. Негерметичность колонны и, как следствие, резкий рост обводненности, делают невозможным определение и мониторинг этого параметра.

Также в случае разработки однопластового объекта данные по обводнению скважин используются для контроля за процессом заводнения. Неверная информация из-за поступления воды в скважину через трещины и отверстия в колонне делает невозможным осуществление эффективных действий, направленных на увеличение коэффициентов охвата и вытеснения.

Рассмотрим еще одно последствие данной проблемы. При смешивании воды с нефтью меняются реологические свойства добываемого флюида. Было установлено, что при увеличении доли воды в водонефтяной эмульсии (ВНЭ) до определенного (критического) значения вязкость увеличивается, затем происходит инверсия эмульсии, то есть дисперсионной средой становится вода, а дисперсной фазой – нефть, и вязкость начинает снижаться. Графическое представление данного эффекта представлено на рисунке 4.



Рисунок 4 – График зависимости вязкости водонефтяной эмульсии от содержания воды в ней

В работе [2] авторами была исследована продукция месторождения, расположенного в Приволжском федеральном округе. Установлено, что в интервале обводнения продукции от 40 до 75% создается водонефтяная эмульсия, которая снижает коэффициент подачи насоса. Это напрямую связано с увеличением вязкости дисперсной системы. Как отмечают авторы, при добавлении воды до критического значения вязкость ВНЭ увеличивается в десятки и даже сотни раз по сравнению с изначальной вязкостью нефти. Также следует учитывать, что в таком случае повышается нагрузка на погружной электродвигатель (ПЭД), возрастают токи и, соответственно, температура оборудования. В конечном счете может перегореть кабель либо сработает защита от перегруза ПЭД и скважина остановится. Следовательно, будет потеря времени на ремонт, что скажется на объемах добычи нефти.

Кроме того, в статье [2] была установлена зависимость коррозионной активности добываемой продукции от содержания в ней воды. Так, например, хлориды, содержащиеся в нефти, при взаимодействии с водой гидролизуются и образуют соляную кислоту, под действием которой происходит интенсивное разрушение металла [3]. Также известно, что пластовые воды обладают повышенной минерализацией. Содержащиеся в них примеси при взаимодействии с металлом могут оказывать активное воздействие на развитие коррозии. Эмпирическая зависимость коррозионной активности скважинной продукции от содержания в ней воды представлена на рисунке 5.

---

Рисунок 5 – Изменение агрессивности скважинной продукции от обводнения [2]

Еще одной зависимостью, установленной в ходе исследования [2], стало влияние обводненности на отложения солей. В целом закономерностей обнаружено не было, за исключением сульфида железа FeS. Данная соль откладывается на оборудовании тем интенсивнее, чем больше воды в добываемой продукции. Значительные объемы выпавшего осадка FeS могут стать причиной срыва подачи электроцентробежного насоса (ЭЦН) и остановки скважины. Также при взаимодействии сульфида железа с соляной кислотой образовывается сероводород, который известен своими корродирующими свойствам.

Помимо вышеназванных проблем, нарушение герметичности сказывается и на экономической части процесса добычи. Наличие пластовой воды в нефти значительно удорожает ее доставку по трубопроводам, а также переработку. Возрастание транспортных затрат связано не только с транзитом балластной воды, но и с повышением вязкости эмульсии. Помимо этого, увеличиваются эксплуатационные затраты на обессоливание и обезвоживание промысловой нефти. Высокое содержание балластной воды обуславливает существенные капитальные затраты на объекты системы сбора и промыслового транспорта скважинной продукции, 80% мощностей которых заполнено водой и не приносит деньги проекту. В результате часть месторождений оказываются за гранью рентабельности и их разработка останавливается, а накопленная инфраструктура становится невостребованной нагрузкой.

Немаловажным вопросом является экологическая обстановка: на ней тоже сказывается нарушение герметичности ЭК. Негерметичные интервалы могут находиться в вышележащих горизонтах с пресными водами, то есть существует угроза их загрязнений в процессе проведения различных операций (например, при промывке скважины) либо вследствие внутрискважинного перетока жидкости из пласта в пласт. Кроме того, если продукция скважины обводнена, необходима сепарация. Даже когда в резервуарах или отстойниках происходит отделение пластовой воды от нефти, часть углеводородов все равно остается в воде в виде эмульсии, и в случае сброса это загрязняет сточные воды.

---