Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Особенности эксплуатации нефтяных скважин в условиях намагниченности их подземного оборудования 10
1.1 Геолого-физические условия разработки Урманского нефтяного месторождения 10
1.2 Анализ причин коррозионного разрушения НКТ в нефтяных скважинах Урманского месторождения
1.2.1 Классификация типов представленных коррозионных повреждений на Урманском месторождении 36
1.2.2 Факторы, определяющие коррозионную агрессивность нефтепромысловых сред. 44
1.2.3 Обзор проблемы коррозии подземного оборудования скважин 54
1.2.4 Сбор данных по коррозионным и не коррозионным скважинам. Оценка сравнительной коррозионной агрессивности среды (по скорости коррозии) по представительным скважинам 72
1.2.5 Определение доминирующих и дополнительных осложняющих коррозионных факторов по результатам лабораторных и промысловых исследований. Ранжирование по степени их действия 99
1.3 Экспериментальные и промысловые исследования по определению величины намагниченности НКТ в нефтяных скважинах 118
1.3.2 Выявление дополнительных факторов ускоренной коррозии НКТ. Исследования магнитных свойств НКТ 119
1.3.3 Исследования характера и установление абсолютных величин намагниченности НКТ, определение направления магнитного поля НКТ 125
Выводы к главе 1 138
ГЛАВА 2 Исследование влияния намагниченности нкт на скорость их коррозии 139
2.1 Аппаратура и методика коррозионных испытаний 139
2.2 Исследование влияния магнитного поля на скорость коррозии металла 146
2.3 Исследование влияния магнитного поля на защитное действие ингибиторов коррозии металла 149
Выводы к главе 2 152
ГЛАВА 3 Исследование влияния магнитного поля на реологические свойства нефти и температуру насыщения ее парафином 154
3.1 Исследование влияния магнитного поля на реологические свойства нефти 154
3.1.1 Методика исследования влияния магнитного на реологические свойства нефти. 154
3.1.2 Результаты исследования влияния магнитного поля на реологические свойства нефти 156
3.2 Исследование влияния магнитного поля на температуру насыщения нефти парафином
161
3.2.1 Методика обработки нефти импульсным магнитным полем 161
3.2.2 Методика исследования условий образования и выпадения парафинов в нефти 162
3.2.3 Методика проведения лабораторных экспериментальных исследований 172
3.2.4 Результаты исследования условий образования и выпадения парафинов в нефти 174
Выводы к главе 3 180
ГЛАВА 4 Пути технологического повышения эксплуатации нефтяных скважин в условиях намагниченности подземного оборудования . 181
4.1 Технология ингибиторной защиты внутрискважинного оборудования в условиях его намагниченности 181
4.1.1 Сравнительная оценка применяемой технологии ингибиторной защиты от коррозии наУрманском нефтяном месторождении 181
4.1.2 Предлагаемая технология ингибиторной защиты от коррозии при эксплуатации скважин в условиях намагниченности подземного оборудования 186
4.2 Технология размагничивания насосно-компрессорных труб с помощью стандартного модуля 187
4.2.1 Решения проблемы принудительного размагничивания бурового инструмента в схожей области - бурение скважин 187
4.2.2 Предлагаемая технология принудительного размагничивания НКТ 189
Выводы к главе 4 192
Заключение 194
Список принятых сокращений
- Определение доминирующих и дополнительных осложняющих коррозионных факторов по результатам лабораторных и промысловых исследований. Ранжирование по степени их действия
- Исследование влияния магнитного поля на скорость коррозии металла
- Результаты исследования влияния магнитного поля на реологические свойства нефти
- Решения проблемы принудительного размагничивания бурового инструмента в схожей области - бурение скважин
Введение к работе
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
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 научно- педагогические 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:
-
Исследовать возможные причины аномально высокой намагниченности внутрискважинного оборудования в процессе эксплуатации нефтяных скважин.
-
Провести натурные исследования характера и величины намагниченности насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважинах коррозионного фонда.
-
Исследовать влияние намагниченности металла на скорость его коррозии, а также на защитное действие ингибитора коррозии.
-
Исследовать влияние магнитного поля на реологические свойства нефти и температуру насыщения ее парафином.
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:
-
-
Установлена возрастающая экспоненциальная зависимость скорости коррозии металла (сталь 20) от величины его намагниченности.
-
Установлено снижение защитного действия ингибитора коррозии металла (сталь 20), представляющего собой смесь имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот, с ростом величины намагниченности металла.
-
Для нефти Урманского месторождения из карбонатных отложений палеозоя установлено увеличение температуры насыщения парафином и уменьшение вязкости при воздействии магнитного поля.
Защищаемые научные положения:
-
-
-
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.
-
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
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:
-
-
-
-
Установлены дополнительные факторы, оказывающие значительное влияние на процессы коррозионного разрушения внутрискважинного оборудования, эксплуатирующегося в условиях Урманского нефтяного месторождения.
-
Выявлены оптимальные технологии ингибирования процессов коррозии на Урманском нефтяном месторождении, а также предложены рекомендации по их применению.
-
Рекомендовано применение технологии принудительного размагничивания (уменьшения величины намагниченности) внутрискважинного оборудования при очередном подземном ремонте для снижения его преждевременного коррозионного разрушения.
-
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.
-
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, I ПН
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.
Определение доминирующих и дополнительных осложняющих коррозионных факторов по результатам лабораторных и промысловых исследований. Ранжирование по степени их действия
Урманское месторождение открыто в 1974 г., в промышленную разработку введено в 1997 г. Всего на месторождении пробурено 65 скважин, в том числе 11 разведочных и поисково-разведочных скважин [93].
По состоянию на 01.01.2011г. в добывающем фонде числятся 45 скважин, из них действующие 43 скважины, в бездействии 2 скважины. Всего в нагнетательном фонде числятся 8 скважин, все скважины действующие. В контрольном и пьезометрическом фонде находится одна скважина. Специальный фонд представлен 3 поглощающими и одной водозаборной скважинами.
Месторождение находится на начальной стадии разработки - периода интенсивного эксплуатационного бурения и роста годовых уровней добычи нефти. 99% всей добычи нефти приходится на долю пласта M-Mi. Пласт Юі4-Ю15 находится в пробной эксплуатации двумя скважинами. Система поддержания пластового давления (ППД) на основном объекте разработки М+М] находится на стадии формирования, всего под нагнетании находятся 8 скважин. Текущее соотношение добывающих к нагнетательным скважинам 6:1 при проектном значении 3:1.
Высокая продуктивность трещиновато-каверновых карбонатных пластов (M-Mi), а также повышенная активность подошвенных вод способствуют быстрому прорыву воды к забоям добывающих скважин в результате «конусообразования» [16, 40]. Практически все скважины вводились в эксплуатацию с высокой начальной обводненностью, причем процесс обводнения продукции скважин начинал активно прогрессировать уже на стадии фонтанной эксплуатации скважин.
Формирование системы ППД существенно отстает от ввода в эксплуатацию новых добывающих скважин. Практическая реализация программы ППД выявила ряд технических проблем с выбором скважин, пригодных для закачки воды (23% скважин с открытым стволом на забое, 58% скважин - с нецементированным хвостовиком, 19% скважин - спущена эксплуатационная колонна). Качественное цементирование обсадной колонны в интервале продуктивного трещиноватого пласта не представляется возможным вследствие катастрофических поглощений цементного раствора и отсутствия «сцепления» цемента с карбонатными породами. Часть скважин, запроектированных под закачку, были пробурены либо с открытым стволом, либо с опущенным на забой хвостовиком, не зацементированным должным образом. Отсутствие технически пригодных для перевода под закачку скважин тормозит процесс формирования проектной системы ППД [93].
Проектная система ППД на залежи является несбалансированной, «эффективность» закачки воды в трещиноватые коллектора остается низкой и оказывает слабое влияние на энергетическое состояние залежи в целом. Выработка запасов нефти из пластов M-Mj происходит за счет истощения природной пластовой энергии, преимущественно, режима растворенного газа. В течение всего периода эксплуатации залежи происходило постоянное снижение пластового давления. На 01.01.2011г. текущее пластовое давление пластов М - Mi составило 28,2 МПа, меньше начального на 4,5 МПа (начальное пластовое давление 32,7 МПа). Карта состояния разработки пласта M+Mj Урманского месторождения отражена на рисунке 1.4.
Снижение пластового давления на залежи в условиях, когда давление насыщения нефти газом равно начальному пластовому, приводит к выделению из нефти растворенного газа по всему объему нефтенасыщенного пласта. Средний газовый фактор скважин на 01.01.2011г. составил 1385 м /т (начальное газосодержание пласта 208 м /т). Динамика изменения пластового давления по состоянию на 01.08.2012г. с момента начала ввода в разработку Урманского месторождения указана на рисунке 1.5.
Динамика изменения пластового давления Урманского месторождения (пласт М+Мі) Всего с начала разработки было проведено 106 геолого-технических мероприятия (ГТМ) с целью интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов (соляно-кислотная обработка (СКО), гидравлический разрыв пласта (ГРП), смена способа эксплуатации и др.), дополнительная добыча нефти составила 14% от накопленной добычи нефти за весь период разработки. Наибольшей эффективностью характеризуются операции СКО, ГРП и смена способа эксплуатации.
Исследование влияния магнитного поля на скорость коррозии металла
С целью подавления зараженности СВБ в продуктивных пластах скважин, снижения концентрации биогенного сероводорода, также снижения процессов электрохимической, микробиологической (бактериальной) коррозии на среднедевонской залежи Усинского и пермокарбоновой залежи Возейского месторождений была разработана комплексная технология проведения бактерицидных обработок пластов и ингибиторных обработок систем ППД.
По данной технологии, периодические ударные обработки пластов бактерицидом "Олазол Т2П М" проводили непосредственно с блочно-кустовых насосных станций (БКНС) с периодичностью один раз в квартал, в течение двух суток, с ударной дозировкой реагента 2000 г/м .
Для оценки эффективности технологии до начала проведения ОПИ были проведены: - отборы проб на выбранных опорных добывающих скважинах с целью определения фоновых значений содержания коррозионно-агрессивных компонентов, сероводородной и микробиологической зараженности пластов; - расчеты предполагаемой скорости и ориентировочного времени продвижения бактерицидной оторочки от нагнетательных скважин по продуктивным пластам до реагирующих на них добывающих скважин.
Внедрение комплексной антикоррозионной защиты, включающей ингибиторные обработки систем ППД и периодические ударные бактерицидные обработки продуктивных пластов, дало возможность повысить технологическую и экономическую эффективность защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций. Основной технологический эффект выразился, прежде всего, в снижении скорости коррозии от 3,5 мм/год до 0,09-0,2 мм/год, а также в снижении порывов, отказов трубопроводных систем ППД (в 11,9 раза), выкидных линий скважин (в 1,7 раза), нефтесборных коллекторов (в 2,6 раза, соответственно по залежам Уса (Д2) и Возей (Р+С)), а также отбраковок новых узлов УЭЦН и НКТ со сквозной локальной коррозией.
Высокий технологический эффект достигнут за счет подавления бактерицидом количества клеток СВБ (85-99,5%) в продуктивных пластах скважин и их индекса активности, роста сульфатов и снижения концентраций биогенного сероводорода.
Обработка продуктивных пластов скважин бактерицидом признана одним из наиболее эффективных способов борьбы с биокоррозией нефтепромыслового оборудования. Однако проведение бактерицидных обработок пластов на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения через систему поддержания пластового давления не предоставляется возможной ввиду ее особенностей разработки.
Добыча высоковязкой нефти проводится с применением паротеплового воздействия на пласт и периодических пароциклических обработок. Коррозионная обстановка на этой залежи наиболее обострена высокотемпературным режимом и присутствием в продукции скважин СВБ, H2S, С02. Для данной залежи разработаны технологии обработки внутрискважинного оборудования ингибиторами коррозии комплексного действия, работающими в условиях высоких температур и обладающими бактерицидными свойствами.
Был проведен подбор высокоэффективных реагентов - ингибиторов отечественного производства. Разработано несколько технологий применения, на их основе подготовлены технологические регламенты на применение ингибиторов для защиты от коррозии глубинно-насосного оборудования. ОПИ по технологии периодической обработки проведены на скважинах коррозионного фонда, наработка которых составляла 70-238 суток. На текущий момент скважины находятся в эксплуатации, наработка составляет от 320 до 972 суток.
Достоинством данного метода является решение нескольких проблем. При соблюдении технологии защищаются ингибиторами коррозии обсадные колонны, электропогружные установки, подвески НКТ, а также дополнительно выкидные линии и нефтесборные коллекторы.
Применение НКТ в коррозионно-стойком исполнении.
С целью комплексного подхода к антикоррозионным мероприятиям внедряются УЭЦН и НКТ - внутрискважинное оборудование в коррозионно-стойком исполнении.
На объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» находятся в эксплуатации 11 скважин, оснащенных НКТ с внутренним антикоррозионным покрытием. Это НКТ диаметром 73 мм группы прочности «Д» с цинковым покрытием производства и НКТ с эмалевым покрытием.
Наработка НКТ с цинковым покрытием на 30.11.2005 составляет от 152 до 307 суток, по сравнению с наработкой обычных стальных НКТ, где наработка составляла от 99 до 180 суток. По двум скважинам были отбраковки НКТ по причине коррозии. Объект эксплуатации пермокарбоновая залежь Усинского месторождения. Наработка НКТ, представленных к исследованию, - 152 суток. Причинами низкой эксплуатационной надежности НКТ с цинковым покрытием могут быть нарушения режимов затяжки при проведении СПО, что приводит к появлению микротрещин - это свидетельствует о низкой пластичности данного типа покрытия. Хотя механические испытания диффузионно-оцинкованных НКТ, описанные в литературе, свидетельствуют о высоких адгезионных свойствах и пластичности покрытий.
В результате исследования отбракованных НКТ по причине коррозии установлено, что в районе резьбовой части отмечены множественные очаги язвенной коррозии со скоростью развития до 3 мм/год. Фазовым рентгеноструктурным анализом на внутренней поверхности труб выявлены как фазы, образующиеся при горячем цинковании стали - Fe3Zn10 и FeZn4, так и характерные продукты коррозии сульфиды и оксиды. На поверхности язвы видна характерная избирательная коррозия вблизи неметаллического включения. Подобная избирательная коррозия имеет электрохимическую природу, при этом включения являются катодом относительно матрицы. Таким образом, цинкование не может полностью предотвратить электрохимическую язвенную коррозию металла НКТ в данных условиях.
Наработка НКТ с эмалевым покрытием на 30.11.2005 составляет от 243 до 411 суток, по сравнению с предыдущей наработкой стальных обычных НКТ от 97 до 187 суток. Так, при эксплуатации труб с эмалевым покрытием было отбраковано несколько труб. При исследовании дефектов эмалевого покрытия в резьбовой части НКТ коррозионных разрушений не наблюдалось. Причина отбраковки нарушение кривизны НКТ выше требований ГОСТ 633-80.
Совместно с разработчиком проработаны результаты испытаний НКТ с эмалевым покрытием и приняты меры по совершенствованию технологии изготовления в части производства и применения НКТ с высаженными наружу концами и с муфтами. При этом утолщение стенки в высаженной части обеспечит напряжение в трубе ниже предела текучести металла.
Разработчиками также ведутся работы по подбору марок сталей и оптимизации температурного режима эмалирования с целью предотвращения данных дефектов. Отсутствие опыта работы с НКТ с внутренним покрытием требует внесения дополнений в регламент на проведение СПО, эксплуатации труб и по их отбраковке. Проблемы данного порядка в настоящее время решаются.
Результаты исследования влияния магнитного поля на реологические свойства нефти
Выбор дозировок обусловлен исходя из традиционно применяемой в нефтедобыче области дозировок. Выбор температур - в соответствии с целью оценки эффективности ингибитора в субскважинных температурных условиях: 70 С - температура в середине колонны НКТ, спущенной в скважину.
Коррозионные испытания проводились в соответствии с ГОСТ 9.905-82 «Методы коррозионных испытаний. Общие требования», ГОСТ 9.502-82 «Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Методы коррозионных испытаний». Коррозионную агрессивность реагентов оценивали гравиметрическим методом - по потере веса образцов. В качестве образцов использовали плоские прямоугольные пластинки с размерами 5,0x1,0x0,1 см, изготовленные из стали Ст.20. Для подвески образцов в них сверлили отверстие диаметром 2 мм. Образцы около отверстия маркировались цифровым клеймом.
Перед проведением испытаний поверхность образцов шлифовали до шероховатости Ra не более 1,6 мкм по ГОСТ 2789-73 «Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики», протирали ватой или фильтровальной бумагой, обезжиривали ацетоном, выдерживали 1 час в эксикаторе и взвешивали на аналитических весах с погрешностью не более 0,0001 г.
По истечении 76 часов образцы вынимали из ячеек, промывали водопроводной и дистиллированной водой, высушивали фильтровальной бумагой, протирали резинкой для снятия пленки продуктов коррозии, обезжиривали ацетоном и выдерживали в эксикаторе в течение 1 часа. После этого образцы взвешивали на аналитических весах. Скорость коррозии образцов в растворах вычисляли по формуле:
В первом этапе исследований 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, как показано на рисунке 2.4 и в таблице 2.3.
Испытания показали, что образцы-свидетели 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 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.
По результатам испытаний на установке типа «колесо» при различных режимах движения жидкости, связанными с подачей углекислого газа (С02), из таблицы 2.4 видно, что образцы-свидетели с магнитными свойствами менее стойки в условиях испытаний, скорость их коррозии повышается на 41 %, с 0,792 до 1,116 мм/год.
Результаты коррозионных испытаний, указанные в таблице 2.5, при различных абсолютных величинах намагниченности пластинок из стали Ст.20 показали увеличение скорости коррозии металла (от 0,002 до 0, 017 мм/год) с ростом его остаточной намагниченности (от 0,5 до 12 мТл), как показано на рисунке 2.5. Где № пл. - номер металлической пластины; a, b и с -геометрические измерения металлических образцов, мм; S - общая площадь металлического образца, м ; nil m2 - массы образца до и после коррозионных испытаний, гр; В - величина намагниченности металлического образца, мТл; СК - скорость коррозии металла, г/м час; П - глубина коррозионного проникновения, мм/год.
Заключительный этап наших исследований - испытания по эффективности ингибирования при определенной величине его остаточной намагниченности (0 и 5 мТл), выявил существенное снижение защитного действия ингибитора коррозии, представляющего собой смесь имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот, при воздействии на стальную пластинку магнитным полем, как показано в таблице 2.6-2.7 и рисунках 2.6-2.7. Где № пл. - номер металлической пластины; S - общая площадь металлического образца, м2; пі! т2 - массы образца до и после коррозионных испытаний, гр; В -величина намагниченности металлического образца, мТл; СК - скорость коррозии металла, г/м час; П - глубина коррозионного проникновения, мм/год; ИК - ингибитор коррозии, представляющего собой смесь имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот; Z - защитное действие ингибитора коррозии, представляющего собой смесь имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот,
Решения проблемы принудительного размагничивания бурового инструмента в схожей области - бурение скважин
После стабилизации, в случае выполнения необходимых условий (волокно правильно подключено, ячейка чистая, измеряемый сигнал около 1 мВт), начинался процесс проведения экспериментальных исследований. Изобарическое снижение температуры. При выполнении исследований в режиме «Изобарического снижения температуры» исследовался процесс образования кристаллов парафина в нефти. Перед проведением исследований проводилась подготовка пробы в соответствии с пунктом «Загрузка пробы и подготовка к эксперименту».
При проведении эксперимента проводились следующие действия: 1. Включался лазерный источник света. 2. Включался измеритель оптической мощности. Давление и температура выдерживались до момента стабильного пропускания света через нефть. 3. Давление и температура понижались до значений, указанных в техническом задании. Проба нефти выдерживалась в данных условиях до стабилизации значений систем SDS и НРМ. 4. Поэтапно понижалась температура в изобарических условиях. На каждом температурном шаге снимались данные по лазерному сигналу системы SDS и данные с системы НРМ. Изотермическое снижение давления.
При выполнении исследований в режиме «Изотермического снижения давления» исследовался процесс образования твердых органических веществ (асфальтенов) в нефти. Перед проведением лабораторных исследований проводилась подготовка пробы в соответствии с пунктом «Загрузка пробы и подготовка к эксперименту».
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 дегазированной нефти Урманского месторождения со скважины 116Г куста 4, эксплуатирующей пласты М+М1 - карбонатные отложения палеозоя, 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.
Лабораторные исследования процесса образования парафина в пробе нефти №1 (образец нефти без магнитного воздействия на него) и в пробе нефти № 2 (образец нефти с предварительным магнитным воздействием на него) выполнялись при следующих термобарических условиях:
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 32,7 атм - 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.
На рисунке видно, что даже после центрифугирования в устойчивой эмульсии так и не исчезла вода, поэтому для анализа выпадения парафина в данном случае было принято решение проводить исследование на показаниях системы SDS, основывающейся на прохождении лазера сквозь ячейку с нефтью при определенных заданных PVT-условиях. Чем меньше энергия лазера - тем большее количество частиц образовалось в нефти. Точка начала выпадения парафина - это температура, после которой показания системы SDS идут в виде резкого уменьшения интенсивности светового потока лазера.
Для данного образца нефти (до магнитного воздействия) точка начала выпадения парафина была получена при температуре 80,5С, а лавинообразное выпадение парафинов появилось при температуре 76,2С, что обусловлено, по видимому, наличием в данной нефти ряда парафинов с высокой температурой плавления (церезины и т.д.).
Далее был проведен эксперимент с образцом нефти №2, подвергшейся магнитному воздействию. Образец нефти с той же скважины, которая участвовала в первом эксперименте, намагничивалась при помощи импульсного магнитного излучателя «ИЛ 100-30». Индукция магнитного поля в центре индуктора, не менее 2 Тл.
В связи с тем, что магнитное воздействие оказало влияние на нефть и помогло разделить эмульсию, были получены также результаты с микроскопа высокого давления (НРМ). Для данного образца нефти до магнитного воздействия эта точка была получена при температуре 92,3 С, а лавинообразное выпадение парафинов появилось при температуре 85 С, как показано в таблице 3.5.
Похожие диссертации на Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин в условиях намагниченности подземного оборудования : на примере Урманского нефтяного месторождения
-
-
-
-
-
-
