Защита глубинно-насосного оборудования нефтяных промыслов химическими методами в осложненных условиях работы

------------------------------------------------------------
Введение 4
Глава 1. Осложненные условия работы глубинно-насосного оборудования на нефтяных промыслах России и стран СНГ 6
1.1 Асфальтосмолопарафиновые отложения 6
1.2 Коррозия глубинно-насосного оборудования 7
1.3 Солеотложения 12
1.4 Механические примеси в скважинной жидкости 16
1.5 Анализ статистики проявлений осложняющих факторов на нефтепромыслах России и стран СНГ 17
Глава 2. Способы химической защиты глубинного-насосного оборудования 25
2.1 Периодические обработки скважин химическими реагентами 25
2.2 Дозирование реагентов в системы ППД 30
2.3 Использование УДР 31
2.3.1 УДР с дозированием реагентов в затруб 31
2.3.2 УДР с дозированием реагентов по капиллярной трубке 33
2.4 Применение скважинных погружных контейнеров 34
Глава 3. Расчет режимных параметров дозирующего оборудования 41
3.1 Расчет режимных параметров УДР с дозированием реагентов в затруб 41
3.2 Расчет режимных параметров работы УДР с капиллярной трубкой 43
3.3 Расчет параметров скважинного погружного контейнера с твердым реагентом 44
3.4 Анализ эффективности способов химической защиты глубинно-насосного оборудования 45
Глава 4. Разработка предложений по совершенствованию защиты глубинно-насосного оборудования нефтяных промыслов химическими методами 51
4.1 Идея технического решения 51
4.2 Описание конструкции макета скважинного контейнера 53
4.3 Испытания макета скважинного контейнера, функционирующего по принципу сосуда Мариотта 56
4.3.1 Общие положения методики испытаний 56
4.3.2 Порядок проведения испытаний 56
4.4 Испытания макета контейнера в измерительной ячейке при вытеснении ингибитора маслом 61
4.4 Испытания макета контейнера в измерительной ячейке с циркулирующей водомасляной эмульсией 63
-----------------------------------------------------------------------
В себестоимости добычи нефти затраты на преодоление осложняющих факторов составляют 25…50 % от эксплуатационных затрат [1]. Одними из наиболее распространенных факторов, осложняющих скважинную добычу нефти, являются коррозия насосного оборудования и отложения солей [2].
Доля отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) по причине солеобразования в некоторых компаниях достигает 30 % от общего числа отказов глубинно-насосного оборудования [3]. Причиной солеобразования при добыче нефти является превышение концентрации соли в пластовой жидкости над равновесной концентрацией.
В настоящее время большинство месторождений нефти в Европейской части России разрабатывается с обводнённостью добываемой продукции свыше 80 %. Пластовые воды сильно минерализованы, имеют в своём составе сероводород, углекислый газ, кислород и другие вещества, обусловливающие интенсивное развитие процессов солеотложений и коррозии скважинного оборудования. Скорость питтинговой коррозии элементов УЭЦН может достигать 4…5 мм/год и увеличиваться при повышении температуры, давления, кислотности пластовой жидкости, напряженного состояния металла и т.д.[1].
Нефтедобывающими предприятиями и заводами-изготовителями нефтепромыслового оборудования разрабатываются и осуществляются технические мероприятия по снижению отрицательного влияния осложнений на процессы добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти. Эти мероприятия, как правило, имеют комплексный характер и предусматривают адаптацию промыслового оборудования к работе в условиях воздействия осложняющих факторов, а также предупреждение и периодическое устранение осложняющих факторов [2].
Из известных методов предупреждения солеотложений и снижения интенсивности коррозии скважинного оборудования при добыче нефти наиболее технологичным и экономически целесообразным является химический метод, который реализуется посредством применения ингибиторов [1]. Актуальной задачей является разработка эффективных способов химической защиты УЭЦН.
-------------------------------------------------------------------------
Описано устройство и принцип работы скважинного погружного контейнера для жидкого реагента, работающего по принципу сосуда Мариотта.
Разработана конструкция и проведены два этапа испытаний макета скважинного погружного скважинного контейнера для жидкого реагента, работающего по принципу сосуда Мариотта.
Анализ результатов испытаний макета контейнера в ячейке, заполненной маслом МДПН-С, показывает, что работа макета осуществляется в заданном режиме, полученные результаты соответствуют нормативным значениям. Вытеснение модельной жидкости маслом происходит равномерно, скорость дозирования (подача) соответствует расчетной. Расчетный коэффициент проницаемости материала пористого элемента (пеноникеля 80PPI) соответствует значению, указанному в ТУ.
При выполнении испытаний макета контейнера в ячейке с циркулирующей водомасляной эмульсией установлена вероятность засорения пористого дозирующего элемента. В реальных условиях эксплуатации засорение дозатора приведёт к отказу погружного контейнера.
Зависимость скорости дозирования ингибитора от параметров скважинной жидкости является одним из недостатков предлагаемой конструкции погружного контейнера. При увеличении плотности вытесняющей среды на 9 % скорость дозирования реагента снижается вдвое.
Расчетный коэффициент проницаемости пористого элемента совпадает со значениями, полученными во второй серии испытаний, и с нормативными значениями, указанными в ТУ. Количество модельной жидкости, дозируемой из макета контейнера за заданный период времени, совпало с расчетным, что позволяет сделать заключение об эффективной работе сепарирующего узла
-----------------------------------------------------------------------------------------------
Список литературы отсутствует, но можно набить самому