25-билет
І. Методы измерения количества и качества продукции скважин нефтяных месторождений.
ІІ. Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта. Учет геологических требований влияющих на выбор плотности скважин.
ІІІ. Методы защиты газо- и нефтепромыслового оборудования от коррозии.
1. Методы измерения количества и качества продукции скважин нефтяных месторождений.
Автоматизированная установка «Рубин 2» предназначена для постоянного, точного измерения количества и качества товарной нефти, автоматического возврата некондиционной нефти на повторную подготовку и отбора средней пробы.
Рис 2.1. Схема автоматизированной установки по измерению количества и качества товарной нефти (Рубин –2).
1 – попеременно работающие герметизированные резервуары; 2 – подпорный насос; 3- влагомер нефти; 4- солемер; 5, 6 – клапаны – отсекатели; 7 – линия возврата некондиционной нефти; 8 – гидропривод; 9 – фильтр; 10 – плотномер товарной нефти; 11- расходомер турбинный (ТОР); 12- термометр сопротивления; 13- товарный насос.
Установка «Рубин - 2» работает следующим образом. Из установки подготовки нефти УПН нефть подается в попеременно работающие герметизированные резервуары 1, из которых подпорным насосом 2 прогоняется по автоматическому влагомеру 3 и солемеру 4. Если содержание воды и солей в товарной нефти больше нормы, то зонд влагомера выдает аварийный сигнал в блок местной автоматики БМА, и при помощи гидропривода 8 отсекатель 5 перекрывает линию товарной нефти. Одновременно отсекатель 6 открывает линию некондиционной нефти, которая возвращается по линии 7 на повторную подготовку в УПН. При прекращении аварийного сигнала с влагомера 3 или солемера 4 отсекатель 5 открывается, а отсекатель 6 закрывается. Поток товарной нефти проходит через фильтр 9, затем через радиоизотопный плотномер 10, откуда поступает в турбинный расходомер 11, в котором вращается турбинка с угловой скоростью, пропорциональной скорости потока. Вращение турбинки преобразуется в электрические импульсы, которые поступают в счетное устройство БМА, затем величины объемов товарной нефти автоматически умножаются на показания плотномера 10 с учетом температурной поправки, выдаваемой автоматическим термометром 12, и фиксируются в расходомере 11, установленном на лицевой панели блока. Если нефть отвечает кондиции, то она направляется в парк товарных резервуаров. В случае если нефть окажется некондиционной по содержанию воды (более 0,5%) и солей (более 100 мг/л), то нефть обратно возвращается на обезвоживание и обессоливание
Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта. Учет геологических требований влияющих на выбор плотности скважин.
Под сеткой скважин понимают сеть, на которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Затраты на бурение скважин – одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения и необходимо предотвратить бурение лишних скважин, т.е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно , необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин. Для каждого ЭО должна создаваться индивидуальная сетка скважин, соответствующая его геологическому строению. По данным разведки оцениваются лишь средние значения параметров объекта, изменчивость геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято двуэтапное разбуривание ЭО. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по строго геометрической сетке. Форма сетки определяется с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а густоту с учетом средних параметров объекта. На втором этапе бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектом в объеме 10-50%. Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку. Часть резервных скважин бурят в центральных частях площади (блоков), для обеспечения годовых уровней добычи нефти, взамен обводнившихся периферийных скважин. В результате создается неравномерная сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки. По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно – переменные. Равномерными называют секи с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей с низкой проницаемостью или высокой неоднородностью пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки. Преимущество равномерных сеток заключается в том, что они позволяют вносить изменения в принятые системы разработки (повсеместно или выборочно уплотнять сетку) по мере углубленного изучения объектов. Равномерно – переменными называют сетки с линейным расположением скважин, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах. Увеличение расстояний между рядами способствует продлению безводного периода эксплуатации скважин. В последние годы применяется ячеистое равномерно – переменное размещение скважин, рекомендуемое для карбонатных платов при повышенной вязкости нефти. Плотность сетки основного фонда скважин, характеризуется расстоянием 1 (в м) между скважинами и между рядами, а также удельной плотностью на скважину - . При равномерной квадратной сетке , при треугольной сетке . Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. По опыту разработки установлено, что при вытеснении нефти водой для получения высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятными геолого – промысловыми характеристиками необходимо применение более плотных сеток.
В разных геологических условиях применены следующие плотности основной сетки добывающих скважин.
Сетки добывающих скважин плотностью 60 — 40 га/скв. (от 700x800 до 600x700 м) — для единичных залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.
Сетки добывающих скважин плотностью 30 — 36 га/скв. (от 600x650 до 500x600 м) — для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (до 2 — 3), с проницаемостью коллекторов более 0,4—0,5 мкм2, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.
Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20 — 25 га/скв. (от 500x550 до 400x400 м) — для залежей нефти в геологически неоднородных пластах с пониженной проницаемостью при относительной вязкости нефти до 4 — 5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 1 5—20) даже при высокой проницаемости пластов.
Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотностью менее 16 га/скв. (менее 400x400 м) — для залежей с неоднородным строением или низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (более 15 — 20) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов против разрушения и т.д.
Методы защиты газо- и нефтепромыслового оборудования от коррозии.
В составе добываемой газообразной продукции присутствуют такие агрессивные компоненты, как сероводород и двуокись углерода, с характерным запахом. Человек улавливает этот запах при объемной концентрации сероводорода в воздухе 0.002%. Симптомы отравления (жжение слизистой оболочки, тошнота, головная боль, одышка, головокружение). Смертельный исход возможен при длительном действии концентрации более 0.1%. Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе составляет 10мг/м3. Вследствие агрессивных свойств этих компонентов необходимо предусматривать меры по защите внутренней поверхности оборудования от коррозии. Проблема борьбы с коррозией металла является одной из важнейших проблем в мире. С коррозией связана высокая аварийность. Ущерб от коррозии на 30% приводит к загрязнению окружающей среды. Интенсивность коррозионных разрушений, вызываемых агрессивными средами, зависит от многих факторов. Основными внешними факторами, оказывающими влияние на скорость коррозии металла труб и оборудования, являются парциальное давление сероводорода и углекислого газа, степень насыщения газа влагой, температура, общее давление и скорость движения газового потока. По характеру коррозионного разрушения различают сплошную и местную коррозию. Сплошная коррозия может быть равномерной или неравномерной в зависимости от скорости коррозии на различных участках поверхности. Местная коррозия - точечная, пятнами.. Коррозионное растрескивание происходит за счет одновременного действия агрессивной среды и растягивающих напряжений. Сероводородное растрескивание наиболее интенсивно происходит при температуре от +20о до +40оС. При повышении или понижении температуры интенсивность сероводородного растрескивания снижается. Повышение скорости газожидкостного потока также способствует коррозионному разрушению труб. Наибольшая степень коррозионных разрушений наблюдается при скоростях 15-17м/с.
Многообразие форм и видов коррозии, протекающих на газовых месторождениях, объясняется разнообразием условий работы оборудования, изготовленного из сталей различных марок. Несмотря на это интенсивность и характер разрушений по технологической линии движения газа в системе пласт- скважина - газосборные сети- установки подготовки газа имеют некоторую закономерность. Например, в насосно-компрессорных трубах их гладкая внутренняя поверхность корродирует в основном равномерно. От забоя к устью скважины интенсивность коррозии возрастает. В фонтанной арматуре максимальные разрушения наблюдаются в местах резкого изменения направлений газожидкостного потока ( поворотах, выступах, задвижках, тройниках, уплотнительных кольцах), местах скопления электролита. Коррозия носит в основном язвенный характер.
Максимальные разрушения от коррозии в горизонтально уложенных трубопроводах наблюдается в нижней образующей линии в местах движения электролита. Обычно имеется четко ограниченная полоса разрушения, ширина которой соответствует постоянно смачиваемой электролитом поверхности. В верхней части труб скорость коррозии значительно меньше.
Наряду с общим равномерным характером коррозии имеются участки с язвенной и точечной коррозией.
Характер и скорость коррозии оборудования скважин зависят от концентрации сероводорода и двуокиси углерода в воде. С увеличением концентрации коррозионных веществ в воде скорость коррозии увеличивается. В свою очередь концентрация зависит от давления, температуры и минерализации воды.
Газопромысловое оборудование защищают от коррозии следующими способами:
5. применение ингибиторов коррозии.
6. применение коррозионно-стойких сталей и сплавов;
7. использование металлических и неметаллических покрытий;
8. применение катодной протекторной защиты;
6. Применение ингибиторов коррозии - самый распространенный метод защиты. Все ингибиторы условно можно разделить на следующие группы:
а).Нейтрализаторы (известковое молоко, сода) имеют высокий эффект защиты (100%), увеличивают теплоту сгорания газа за счет нейтрализации негорючих компонентов СО2 и Н2S. Однако в результате нейтрализации образуются нерастворимые осадки, которые забивают штуцеры, трубопроводы.
б). Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Различают углеводородорастворимые (отходы нефтехимического производства – гудроны и сульфокислоты) ИКСТ-1, СБ-3, МСДА и водородорастворимые ингибиторы-А, КО.
Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ингибиторов в затрубное пространство скважин, закачка ингибиторов в пласт, ввод твердых ингибиторов.
Инжекция ингибиторов в затрубное пространство осуществляется с помощью ингибиторной установки (УИ-1) монжусного типа. Дозированное количество ингибитора постоянно подается под действием собственного веса на забой скважины через затрубное пространство, откуда восходящим потоком газа ингибитор по стенкам фонтанных труб поступает на поверхность.
Ингибиторы закачивают в пласт один раз в 3-12 месяцев заливочным агрегатом. Этот метод очень эффективен и не требует больших затрат. Однако необходимо осторожно подходить к выбору ингибитора, чтобы предотвратить ухудшение коллекторских свойств пласта.
Твердые ингибиторы сбрасывают при помощи троса на забой скважины, где они постепенно растворяясь в жидкости, поднимаются вверх, образуя защитную пленку на внутренней поверхности фонтанных труб и арматуры.
Методы введения ингибиторов следующие:
4. непрерывный ввод ингибитора в поток газожидкостной смеси;
5. периодический ввод ингибиторов в поток газожидкостной смеси;
6. однократная обработка внутренней поверхности оборудования растворами ингибиторов повышенной концентрации.
Расход ингибитора и периодичность обработки определяется в зависимости от состояния оборудования и интенсивности коррозии. Удельная норма расхода ингибитора коррозии составляет 150мг/л.
2. Применение коррозионно-стойких сталей и сплавов. Для защиты различного оборудования широко применяют коррозионно-стойкие металлы. Так уплотнительные кольца, изготовленные из сталей марки IХ8Н9Т, увеличивают срок службы задвижек фонтанной арматуры в несколько раз. Наиболее коррозионно-устойчивые трубы, изготовленные из сталей марок 2Х13, Х13, Х8, Х9М.
3.Использование металлических и неметаллических покрытий;
Защитные покрытия (металлические, пластмассовые, лакокрасочные) можно использовать в различных элементах газопромыслового оборудования. Лакокрасочные покрытия применяются для покрытий внутренних поверхностей оборудования при наличии в газе агрессивных компонентов. Использование остеклованных труб в результате их высокой стоимости экономически целесообразно лишь в особо сложных, сточки зрения коррозии, условиях эксплуатации.
Для защиты оборудования и труб от коррозии можно использовать стеклоэмалевые покрытия, наносимые на внутреннюю и внешнюю поверхности труб в заводских условиях. Преимущества эмалевых покрытий заключается в их химической стойкости и механической прочности. При механических и термических нагрузках в пределах упругой деформации они работают как единое целое с металлом трубы. В эксплуатационных условиях эмалированные изделия могут работать при температуре -50-+300оС. Основными материалами, входящими в состав большинства эмалей являются недорогие материалы- кварцевой песок, полевой шпат. Эмалирование труб ведется на станках автоматах, где обеспечивается постоянная температура оплавления эмали, что является решающим фактором для получения эмалевой пленки высокой химической стойкости и полной сплошности. Эмалированные НКТ выпускаются со стандартной резьбой.
4. Применение катодной протекторной защиты - это метод защиты внутренней поверхности оборудования от коррозии. Сущность данного метода заключается в следующем: создается контакт стальной поверхности трубы с металлом, имеющим большой отрицательный потенциал (магнием, цинком). В искусственном гальваническом элементе в присутствии электролита (воды, насыщенной сероводородом и углекислым газом) анод (магний, цинк) разрушается, на катоде ( стальное оборудование) эффект коррозии не проявляется. При катодной защите на внутренней поверхности оборудования от внешнего источника постоянного тока накладывается положительный потенциал- вторым отрицательным электролитом является обычно отрезок трубы, стержень и др. Электролитом также является вода, насыщенная сероводородом и углекислым газом. Протекторная защита может быть эффективно использована в условиях низкой обводненности продукции.