Анализ работы систем сбора и подготовки скважинной продукции Биттемского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное бюджетное государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

АНАЛИЗ РАБОТЫ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ БИТТЕМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине «Сбор и подготовка скважинной продукции»

Студент гр. ГРз-07-02 У.Ф. Муниров

Уфа 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

1.1 Химический состав и свойства пластовых и дегазированных нефтей

1.2 Химический состав и свойства пластовых вод

2. ОСНОВНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

2.1 Двухтрубная самотечная система сбора

3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИМЕНЯЕМЫХ В СИСТЕМАХ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

4. ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ

4.1 Отложения неорганических солей

4.2 Асфальтосмолопарафиновые отложения

4.3 Коррозия трубопроводов

4.4 Рекомендации по борьбе с осложнениями в системе сбора нефти, воды и газа

5. РАСЧЕТ ОТДЕЛЬНЫХ ЧАСТЕЙ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ

6. КОМПЛЕКС МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Опыт эксплуатации месторождении показал, что в процессе добычи спутниками нефти являются газ и вода. Из скважин извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, газа, воды и примесей. В таком виде транспортировать продукцию нельзя. Во-первых, вода-это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти и воды возникают потери давления для преодоления сил трения, чем при перекачке одной нефти. В-третьих, пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей-абразивный износ оборудования.

Целью данного курсового проекта является выбор рациональной схемы сбора нефти, воды и газа. Для решения данной задачи была рассмотрена существующая система сбора, и был произведен гидравлический расчет трубопроводов по методике Г.Г. Корнилова.

1. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

1.1 Химический состав и свойства пластовых и дегазированных нефтей

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Биттемского месторождения на стадии составления технологической схемы разработки (1999 г.) была изучена на образцах девяти глубинных проб пласта АС₁₁ из четырех скважин (№№ 20п, 22р, 27п, 3203п) и на образцах 11 поверхностных проб из восьми скважин. Характеристика пластовых нефтей ачимовской толщи исследована на образце одной поверхностной пробы из скважины № 25п; глубинные пробы не отбирались. Пласт ЮС₀ также глубинными пробами не охарактеризован, физико-химическая характеристика дегазированных нефтей изучена на образцах трех поверхностных проб из скважин №№ 27п, 50п и 181э.

Пласт АС_11. По пробам, признанным качественными, газонасыщенность нефтей изменяется в пределах от 61 до 118,5 м³/т при однократном разгазировании и газовый фактор при дифференциальной дегазации - от 55,8 до 107,5 м³/т. Плотность дегазированной нефти изменяется от 842 до 854 кг/м³, величина пересчетного коэффициента по вновь выполненным исследованиям составляет 0,795-0,861.

В условиях пласта нефть относительно легкая, средней вязкости, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления (таблица 1.1.1). На локальных купольных участках газосодержание достигает максимальных значений, в приконтурных зонах газосодержание закономерно снижается, плотность нефти возрастает за счет гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.

В компонентных составах жидкой и газовой фаз (таблица 1.1.2) концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров. Концентрация неуглеводородных компонентов в газе (азот, двуокись углерода) невелика и в сумме не превышает 2,5% объемных. Сероводород в составе газа стандартными хроматографическими методами не обнаружен.

Дегазированные нефти (таблица 1.1.3) по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие (846-895 кг/м³), маловязкие и средней вязкости, смолистые, парафиновые, сернистые, с выходом фракций до 350⁰С около 50% объемных. Шифр технологической классификации - II Т₂ П₂. Вероятно, часть проб в процессе отбора, хранения и транспортировки подверглась интенсивному испарению, вследствие чего часть легких бензиновых фракций была потеряна до проведения анализа . На это указывают аномально высокие плотности нефти ряда поверхностных проб, несопоставимые с данными изучения глубинных проб, а также высокие (100-150⁰С) температуры начала кипения (скв. №23п, №24р). Это обстоятельство необходимо учитывать при обосновании товарно-эксплуатационных и потребительских кондиций углеводородного сырья.

Содержание микрокомпонентов в дегазированной нефти Биттемского месторождения определялось методами рентген-флюоресцентной спектрометрии на приборах Philips X-Unique II (технология UNIQUANT) и X-Ray SPECTRO - 200T на образцах двух проб из скважин №276 и №349 (пласт АС₁₁, отбор 2004г.). Содержание ванадия составляет 16 г/т (по двум пробам), натрия - 90 г/т, меди - 5 г/т, хлоридов - от 12 до 200 г/т при среднем значении 106 г/т; содержание железа, никеля - менее 5 г/т. Несмотря на ограниченный объем исследований, полученные данные хорошо согласуются с результатами анализа дегазированных нефтей близлежащего Западно-Камынского месторождения, где определение микрокомпонентов проведено по 19 пробам. В таблице 3.1.3 для пласта АС₁₁ средние значения содержания микрокомпонентов в нефтях приведено по пробам Биттемского месторождения (скв. №276, №349), диапазон изменения взят с учетом результатов исследования Западно-Камынского месторождения. Во всех исследованных пробах концентрация ценных компонентов ниже промышленного уровня.

Таблица 1.1.1 - свойство пластовой нефти и воды Биттемского месторождения

Наименование параметра	Колич. исследованных скважин (проб)	АС11	Колич. исследованных скважин (проб)	Ач1
		диап-н	ср-е		диап-н	ср-е
		знач.	знач.		знач.	знач.
а) Нефть
Пластовое давление, МПа	9(22)	20,2 - 23,5	23	По аналогии с Быстринским, Лянторским, Федоровским, Камынским, Ай-Пимским месторождениями 19 (более30)	25-32	27
Пластовая температура,0С	9(22)	77 - 89	80		89-93	90
Давление насыщения, МПа	9(22)	7,2 - 14,1	11,1		7,5-10	8,7
Газосодержание (стандартная сепарация), м3/т	9(22)	61,1 - 118,5	97		30-50	40
Газовый фактор при дифференциальном	9(22)	55,8 - 107,5	87		29-46	35
разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3	9(22)	743 - 794	764		810-835	826
Вязкость нефти в условиях пласта, мПа*с	9(22)	0,93 - 1,42	1,16		2-5	2,6
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4	9(22)	8,7 - 15,8	13,1		11-14	9,7
Плотность растворенного газа, кг/м3 при 200С: - при однократном (стандартном) разгазировании	9(22)	1,129 - 1,287	1,174		1,040-1,2	1,073
- при дифференциальном разгазировании	9(22)	0,934 - 1,183	1,043		0,850-0,950	0,895
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 при 200С:	9(22)	852 - 861	852		853-896	874
- при однократном (стандартном) разгазировании
- при дифференциальном разгазировании	9(22)	842 - 854	845		849-892	870
Объемный коэффициент, доли ед,:	9(22)	1,181 - 1,300	1,242		1,050-1,140	1,104
- при однократном (стандартном) разгазировании
- при дифференциальном разгазировании	9(22)	1,161 - 1,258	1,206		1,040-1,110	1,086
Пересчетный коэффициент, доли ед.,	9(22)	0,795 - 0,861	0,83		0,961-0,883	0,921
- при дифференциальном разгазировании
б) Пластовая вода
Газосодержание, м3/м3	26(44)	0,5 - 2,7	0,8	По аналогии Логачевской площадью 2(4)	89-93	90
Плотность воды в стандартных условиях, кг/м3	26(44)	1005 - 1010	1009		1011-1012	1011,25
- в условиях пласта, кг/м3	26(44)	986 - 990	989		979-986	985
Объемный коэффициент, доли ед,	26(44)	1,023 - 1,027	1,027		1,027-1,032	1,027
Общая минерализация, г/л	26(44)	9,4 - 15,5	14,0		15,2-17,3	16,1
Жесткость общая, (мг-экв/л)	26(44)	1,8 - 7,0	3,1		2,2-14,7	5,3
Химический тип воды (по В.А.Сулину), преимущественный	26(44)	Гидрокарбонатно-натриевый ГКН		Гидрокарбонатно-натриевый ГКН

Таблица 1.1.2 - Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Биттемского месторождения

Наименование компонентов, параметров	Пласт АС11	Ач1
	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	Выделившийся газ	Нефть	Выделившийся газ	Нефть		Выделившийся газ	нефть	Выделившийся газ	нефть
Молярная концентрация
компонентов, %%:
- сероводород		о т с у т с т в у е т	о т с у т с т в у е т
- двуокись углерода		0,50	0,00	0,54	0,00	0,23	0,1	0	0,12	0	0,03
- азот+редкие		1,54	0,00	1,70	0,00	0,70	1,89	0	0	0,54	0,54
в т.ч. гелий		0,004	0,00	0,004	0,00	.	0,006	0	0,006	0	-
- метан			60,29	0,24	66,05	0,04	27,29	71,44	0,29	80,82	0,12	20,66
- этан			10,80	0,32	11,60	0,43	5,04	5,14	0,15	5,13	0,33	1,55
- пропан			14,58	1,72	13,20	3,51	7,51	8,61	1,01	6,14	2,18	3,19
- изобутан		1,69	0,56	1,18	0,99	1,07	2,57	0,86	1,33	1,35	1,35
- нормальный бутан		5,48	2,66	3,44	4,28	3,93	5,59	2,72	2,6	3,85	3,54
- изопентан		1,12	1,45	0,54	1,83	1,30	1,5	1,94	0,57	2,24	1,81
- нормальный пентан		1,91	3,29	0,89	3,93	2,67	1,6	2,76	0,6	3,05	2,43
- гексаны			1,47	7,86	0,60	8,05	4,98	1,28	6,83	0,46	6,88	5,24
- гептаны			0,46	6,67	0,19	6,46	3,87	0,3	4,43	0,11	4,32	3,25
- октаны			0,16	6,31	0,07	5,97	3,54	0,08	3,22	0,03	3,1	2,32
- остаток C9+высшие		0,00	68,91	0,00	64,51	37,87	0	75,79	0	72,58	54,09
Молекулярная масса		28,25	203	25,10	194	124,2	25,82	241	21,53	233	179,3
Плотность
- газа, кг/м3		1,174		1,043			1,073		0,895
- газа относительная
(по воздуху), доли ед.	0,974		0,866			0,89		0,743
- нефти, кг/м3			852		845	764				870	826

Таблица 1.1.3 - физико-химическая характеристика проб дегазированной нефти Биттемского месторождения (по результатам анализа поверхностных проб)

Наименование параметров	АС11	Ач1
	Диапазон значений	Среднее значение	Диапазон значений	Среднее значение
Плотность при 20 0С, кг/м3	846 - 895	861	853-897	863,4
Вязкость, мПа.с
при 20 0С	5,21 - 56,0	13,99	8,3-69,3	21,35
при 50 0С	3,30 - 15,57	5,08	3,9-15,6	7,29
Молярная масса, г/моль	203 - 295	221	210-287	219
Температура застывания, 0С	(-31) - (+3)	-15	(-14)-0	-11
Массовое содержание, %
серы	0,63 - 1,37	0,84	0,42-1,31	1,01
смол силикагелевых	4,86 - 16,41	9,07	6,77-15,5	14,31
асфальтенов	0,49 - 3,46	1,37	0,94-2,46	2,14
парафинов	1,28 - 6,78	3,3	2,18-6,47	6,47
Температура плавления парафина, 0С	39 - 61	53	48-57	50
Содержание металлов, г/т
ванадия	6 - 29	16	5-7	6
никеля	менее 5	менее 5	6-12	9
железо	менее 5	менее 5	50-300	120
натрия	40 - 140	90	20-50	30
хлориды	12 - 200	106	7-50	29
медь	5 - 19	5	13-23	19
Температура начала кипения, 0С	43 - 153	75	53-114	53
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %
до 100 0С	0 - 7	3,4	0-4,5	4,3
до 150 0С	0 - 17	12,2	6-16,5	12,2
до 200 0С	7,4 - 27,0	22,1	14-25	19,5
до 250 0С	18 - 38	31,6	25-34,5	27,6
до 300 0С	26,9 - 64,0	42,9	36-52	36,3
Количество исследованных проб (скважин)	17 (13)	1(1); среднее скв. 25

Пласт Ач₁. Характеристика нефти ачимовской толщи изучена на образце одной поверхностной пробы из скважины № 25п. Для обоснования параметров газонасыщенной пластовой нефти использованы результаты комплексных исследований глубинных проб из скважин, вскрывших ачимовскую толщу на других месторождениях района (Быстринское, Лянторское, Федоровское, Камынское, Ай-Пимское - более 30 глубинных проб из 19 скважин). Месторождения имеют единую стратиграфическую общность и генетическое единство залежей, а также идентичность физико-химических характеристик дегазированных нефтей. В результате приняты следующие численные значения подсчетных параметров (таблицы 1.1.1 - 1.1.3):

- газовый фактор - 35 м³/т;

- плотность дегазированной нефти - 870 кг/м³;

- пересчетный коэффициент - 0,921.

Численные значения свойств газонасыщенной нефти с заданными параметрами в условиях пласта откорректированы с применением методов термодинамического моделирования.

По результатам анализа дегазированная нефть (скв. № 25п) характеризуется как сравнительно легкая, средней вязкости (21,35 мПа^.с), сернистая (1,01%), парафиновая, смолистая, с выходом фракций до 300⁰С около 36%. Технологический шифр (по ГОСТ 912-66) - IIТ₂П₂. Диапазон изменения физико-химических характеристик дегазированной нефти принят по аналогии с близлежащими месторождениями. Содержание микрокомпонентов в дегазированных нефтях ачимовской толщи по близлежащим месторождениям исследовано на образцах пяти проб из скважин №№ 538, 546 и 3821 Западно-Камынского месторождения. Фиксируемая концентрация ванадия составляет 5-7 г/т (в среднем 6 г/т), никеля - от 6 до 12 г/т (в среднем - 9 г/т). В качестве сопутствующих компонентов отмечено присутствие натрия (20-50 г/т), железа (50-300 г/т), меди (13-23 г/т).

1.2 Химический состав и свойства пластовых вод

Биттемское нефтяное месторождение приурочено к центральной части Западно-сибирского артезианского бассейна.

В вертикальном разрезе бассейна выделяется 5 гидрогеологических комплексов; олигоцен-четвертичный (первый), турон-нижнеолигоценовый (второй), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский (четвертый) и юрский (пятый).

Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что второй, турон-олигоценовый, гидрогеологический комплекс на 70-90% представлен мощной толщей глинистых образований и делит весь разрез осадочного чехла на два резко различные по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Выше залегают континентальные осадки олигоцен-четвертичного возраста, которые вместе с указанной выше толщей образуют верхний гидрогеологический этаж, характеризующийся свободным, реже затрудненным водообменном. В его пределах развиты пресные и слабосолоноватые воды.

Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж, характеризующийся затрудненным, весьма затрудненным, местами почти застойным режимом. Для вод нижнего гидрогеологического этажа характерны высокие значения минерализации, температуры, газонасыщенности.

Продуктивные пласты АС_11, Ач₁ и ЮС₀ залегают в пределах 4 и 5 гидрогеологических комплексов.

Пятый гидрогеологический комплекс включает трещиноватые породы фундамента, кору выветривания, отложения тюменской и васюганской свит. Перекрывается комплекс толщей битуминозных аргиллитов баженовской свиты. На Биттемском месторождении комплекс вскрыт двенадцатью скважинами. Мощность водоупора 23-37 м. В поисковой скважине 50 получен приток пластовой воды дебитом 1,33 м³/сут при СДУ=1095 м из одного объекта - пласт ЮС₉. При опробовании в открытом стволе отложений тюменской свиты на соседнем (Ай-Пимском) месторождении получены также слабыe притоки пластовой воды.

Пластовые воды пласта АС₁₁ изучены на образцах 44 проб из 26 скважин пласта (таблица 1.2.1). В предыдущем технологическом документе на основании анализа 9 проб из трех поисково-разведочных скважин (№№ 20п, 25п, 30п - 1989, 1998г.г.) диапазон изменения минерализации составлял 9,4-10,3 г/л при среднем значении порядка 10 г/л, что представлялось несколько заниженным по сравнению с другими месторождениями района. В настоящее время объем исследований значительно увеличился. Дополнительно исследованы три пробы из скважин №№ 107, 140, 332 (пласт АС₁₁, 2005 г.). Все пробы являются качественными, минерализация колеблется от 9,4 до 15,4 г/л при среднем значении 14 г/л, при ярко выраженном гидрокарбонатно-натриевом типе. Такое значение минерализации вполне обосновано, поскольку хорошо согласуется с материалами изучения пластовых вод близлежащих месторождений (Ульяновское - 14,5 г/л; Третьяковское - 14г/л; Камынское - 14г/л; Санинское - 14,6г/л; Западно-Камынское - 16,5г/л).

Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора, гидрокарбоната. Сульфаты содержатся в незначительном количестве. По данным анализа пластовой воды (пласт АС₁₁) из скважин №№ 107, 140, 332 концентрация йода составляет 5,5 мг/л, брома - 49,6 мг/л, меди - 2,6 мг/л, стронция - 27,5 мг/л, железа - менее 1,5 мг/л (таблица 1.2.1). В условиях горизонта воды насыщены газом метанового типа (по Л.М.Зорькину) с концентрацией метана 85-90%, содержание азота до 6%, двуокиси углерода около 1,5%; сероводород в составе водорастворенных газов отсутствует. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,7 м³/м³. По мере удаления от ВНК количество растворенного газа снижается и на периферии не превышает 0,4-0,8 м³/м³ (таблица 3.1.1). Вязкость в условиях пласта изменяется от 0,35 до 0,41 мПа^.с при среднем значении 0,39 мПа^.с.

Для отложений ачимовской толщи (пласты группы Ач) характеристика пластовой воды, ввиду отсутствия достоверной информации по Биттемскому месторождению (8 проб представлены техническим раствором), принята по аналогии с пластовыми водами соседних площадей (Логачевской и Восточно-Студеной - 4 пробы из 2-х скважин). Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора, гидрокарбоната. Сульфаты содержатся в небольшом количестве. Тип вод - гидрокарбонатно-натриевый, минерализация колеблется от 15,2 до 17,3 г/л при ее среднем значении 16,1 г/л (таблица 1.1.1). Спектральный анализ пластовых вод ачимовской толщи Биттемского месторождения не проводился. По аналогии с пластовыми водами месторождений Сургутского района с достаточным основанием можно предполагать, что в качестве микрокомпонентов присутствуют бром (30 - 76 мг/л), стронций (9,7 - 58,5 мг/л), медь (1,6 - 2,8 мг/л), железо (2,97 - 48,18 мг/л). Такие концентрации значительно ниже промышленного уровня и практического интереса не представляют.

В условиях пластов ачимовской толщи воды имеют вязкость от 0,32 до 0,35 мПа^.с, насыщены газом метанового типа (по Л.М.Зорькину). Газонасыщенность вод в пределах пласта изменяется от 89 м³/м³ до 93 м³/м³, в среднем составляет 90 м³/м³.

Четвертый водоносный комплекс перекрывается достаточно мощной толщей практически непроницаемых глин средней и верхней части алымской свиты, мощность которых в Сургутском районе достигает 200 м.

Вывод

- Нефть Биттемского месторождения по плотности является относительно легкой (0,845-0,870 г/см3), сернистой (0,84-1,31%), смолистой (4,86-16,41%), парафинистой (3,3-6,61%) с выходом легких фракций при 350⁰С около 50%, вязкость пластовой нефти составляет 1,16-2,56мПа*с. Величина газосодержания пластовой нефти меняется в относительно широких пределах - от 35 (пласт Ач₁) до 87 м³/т (пласт АС₁₁). Растворенный газ характеризуется значительным содержанием этана - свыше 3,4 %.

- По химическому составу воды продуктивных отложений относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу с минерализацией 14,0-17,9 г/л. Ценные попутные микрокомпоненты содержатся в пластовых водах в небольших количествах.

Таблица 1.2.1 - свойство и состав пластовых вод Биттемского месторождения

Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л):	Количество исследованных скважин (проб)	Пласт АС11	Количество исследованных скважин (проб)	Ач1
		Диапазон изменения	Средние значения		Диапазон изменения	Средние значения
Na+ + K+	26(44)	3356 - 5958	5026	По аналогии с Логачевской и Восточно-Студеной площадью 2(4)	4930-5827	5454,9
		137 - 258	218		197,2-233,1	871,9
Ca+2	26(44)	4,2 - 116,0	29		24-213,4	75,3
		0,2 - 5,8	1,4		1,2-10,65	3,76
Mg+2	26(44)	5 - 79	20		2,08-49,8	16
		0,42 - 6,5	1,7		0,17-4,1	1,5
Feобщ,	26(44)	0,2 - 6,0	4		32,3-212,9	102,98
		0,07 - 0,23	0,15		1,74-11,4	5,5
Cl-1	26(44)	3705 - 8571	6509		3369-8593	4734
		104,5-241,4	184		95-242	133,2
HCO3-1	26(44)	746 - 2769	2118		488-7942	5677,5
		12,2 - 45,4	38		8-130	125,5
CO3-2	26(44)	12 - 192	76		48-133,2	133
		0,4 - 6,4	2,5		48-133	84,2
SO4-2	26(44)	0,09 - 151,4	17,2		0,25-43,05	13,1
		0,002-3,15	0,36		0,01-0,9	0,28
I	26(44)	2,9 - 8,1	5,5		-	-
Br-1	26(44)	46,5 - 55,2	49,6		30-76	-
Cu	26(44)	2,6	2,6		1,6-2,8	-
Sr	26(44)	18,6-39,4	27,5		9,7-58,5	-
Fe	26(44)	менее 1,5	менее 1,5		2,97-48,18	-
Водородный показатель, рН	26(44)	6,0 - 9,0	7,5		8,1-9,3	8,7

нефть скважина трубопровод

2. ОСНОВНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

До недавнего времени большинство нефтяных площадей обустраивалось негерметизированными двухтрубными самотечными системами сбора нефти, газа и воды, которые и до сих нор используются на старых площадях. В настоящее время все площади нефтяных месторождений, вступающих в разработку, обустраиваются, как правило, высоконапорными (1 - 1,5 МПа) герметизированными и автоматизированными системами сбора нефти, газа и воды.

Существует несколько разновидностей герметизированных систем сбора нефтегазовых смесей:

1) системы сбора, зависящие от величины и конфигурации нефтяного месторождения;

2) системы сбора, зависящие от рельефа местности (ровная, гористая);

3) системы сбора, зависящие от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий, а также от климатических условий данного месторождения;

4) системы сбора нефти, газа и воды, применяемые на морских месторождениях.

2.1 Двухтрубная самотечная система сбора

При самотечной системе сбора нефть от устьев скважин транспортируется по выкидным линиям до сборных пунктов за счет давления, создаваемого разностью геодезических отметок. При самотечной системе сбора объем продукции каждой отдельной скважины можно измерить как в индивидуальных, так и в групповых замерно-сепарационных установках.

На рисунке 2.1.1(а) показана схема индивидуальной замерно-сепарационной установки (ИЗУ) самотечной системы, а на рисунке 2.1.1(б) - групповая замерно-сепарационная установка (ГЗУ). На рис. 2.1.2(а) (б) показаны оборудование и приборы, используемые соответственно в индивидуальных и групповых замерно-сепарационных установках самотечной системы сбора нефти, газа и воды.

Индивидуальная замерно-сепарационная установка самотечной системы сбора (рисунок 2.1.1(а)) работает следующим образом. Нефть и газ от скважин 1 поступают в ИЗУ 2, расположенную в непосредственной близости от устья скважин 1. Отделившиеся от газа в ИЗУ нефть и вода поступают в самотечные выкидные линии 4, а затем в участковые негерметизированные резервуары 5 сборного пункта СП. Из резервуаров 5 нефть забирается насосом 6 и подается по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары УПН 8. При соответствующем рельефе местности иногда сборный коллектор 7 также делают самотечным. Отстоявшаяся от нефти вода в резервуарах 5 сбрасывается в канализацию или вместе с нефтью (в виде эмульсии) транспортируется до сырьевых резервуаров УПН 8. Отсепарированный от нефти газ в трапе ИЗУ 2 под собственным давлением транспортируется по сборному газопроводу 3 на ГПЗ (если он имеется) или на КС (если площадь месторождения большая), которая подает его также на ГПЗ или на собственные нужды промысла.

ГЗУ самотечной системы сбора 3, в отличие от ИЗУ, располагается вдали от скважин 1 (рисунок 2.1.1(б)) и работает следующим образом. Нефть, газ и вода, добываемые из скважины 1, по выкидным самотечным линиям 2 длиной от 1 до 2 км направляются под давлением на устьях скважин на ГЗУ 3, где они разделяются и измеряются их объемы.



а - индивидуальная замерно-сепарационная установка (ИЗУ): 1 - скважины; 2 - индивидуальные замерные установки (ИЗУ); 3 - газопроводы; 4 - выкидные самотечные линии; 5 - участковые негерметизированные резервуары; 6 - насос; 7 - сборный коллектор; 8 - сырьевые резервуары;

б - групповая замерно-сепарационная установка (ГЗУ): 1 - скважины; 2 - выкидные самотечные линии; 3 - групповая замерная установка; 4 - сборный самотечный коллектор; 5 - участковые негерметизированные резервуары; 6 - насос; 7 - сборный коллектор; 8 - сырьевые резервуары; 9 - сборный газопровод

Рисунок 2.1.1 Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти

После ГЗУ 3 нефть и вода по сборному самотечному трубопроводу 4 поступают в участковые негерметизированные резервуары 5 сборного пункта, а из них насосом 6 подаются по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары 8 (УПН). Отсепарированный в трапах газ на ГЗУ 3 под собственным давлением по сборному газопроводу 9 транспортируется на ГПЗ (если он имеется) или на компрессорную станцию КС. К сборному газопроводу 9 можно подключить несколько ГЗУ.

На рисунке 2.1.2(а) представлена самотечная схема индивидуально-замерной сепарационной установки ИЗУ, а на рисунке 2.1.2(б) - групповая замерно-сепарационная установка ГЗУ.

На индивидуально-замерной сепарационной установке (рисунок 2.1.2(а)) в непосредственной близости от скважины монтируется трап 1 и на основании 7 мерник 2, служащий для измерения количества нефти и воды, поступающих из скважины. При гористой местности мерник 2 можно устанавливать на поверхности земли, а при ровной местности - на высоком основании 7, создающем условия для движения нефти и воды по самотечной выкидной линии 8 к участковому сборному пункту промысла.

На групповую замерную установку 3 (рисунок 2.1.2(б)) в отличие от ИЗУ поступает продукция нескольких скважин, которая через распределительную батарею 2 направляется в трап первой ступени 3, а из него перепускается в трап второй ступени 4. Газ, выделившийся из нефти в трапе 3, в котором поддерживается давление до 0,6 МПа, проходит регулятор давления "до себя" 10 и направляется в общую газосборную сеть 9 (рисунок 2.1.1(б)). Газ, выходящий из трапа второй ступени 4, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. Объемы нефти и воды, поступающие от отдельных скважин на ГЗУ, измеряются путем переключения задвижек на распределительной батарее 2 в замерном трапе 8 или мернике 6, а газа - при помощи диафрагмы 9 и самопишущего прибора.

а - индивидуальная замерно-сепарационная установка: 1 - трап (сепаратор); 2 - мерник; 3 - регулятор уровня; 4 - предохранительный клапан; 5 - регулятор давления "до себя"; 6 - заглушка для пропарки выкидной линии и трапа от парафина; 7 - основание для мерника; 8 - выкидная самотечная линия; б - групповая замерно-сепарационная установка: 1 - выкидные линии; 2 - распределительная батарея; 3 - трап первой ступени; 4 - трап второй ступени; 5 - самотечный коллектор; 6 - мерник; 7 - регулятор уровня; 8 - замерный трап; 9 - замерная диафрагма; 10 - регулятор давления "до себя"

Рисунок 2.1.2 Схема замерно-сепарационной установки самотечной системы сбора нефти

Анализ работы самотечной системы сбора нефти как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным приводит к следующим выводам

1) Самотечные нефтепроводы (рисунок 2.1.1, позиция 2, 4) работают за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник 2 (рисунок 2.1.2, а) должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой местности необходимо выбрать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а, следовательно, и их пропускную способность.

2) При самотечной системе необходимо осуществлять глубокую сепарацию нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах газовых "мешков", существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов.

3) Самотечные выкидные линии и сборные коллекторы не рассчитаны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью.

4) В самотечных системах скорость потока жидкостей низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а, следовательно, уменьшается и их пропускная способность.

5) Потери нефти от испарения легких фракций и газа при самотечной системе достигают 3% от общего объема добычи нефти. Основные источники потерь нефти при самотечной системе сбора нефти - негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.

6) Самотечные системы сбора нефти трудно поддаются автоматизации.

7) При самотечной системе сбора нефти требуется большое количество обслуживающего персонала (операторов, лаборантов).

Преимущество самотечной системы сбора нефти, газа и воды - сравнительно точное измерение объемов продукции каждой скважины, осуществляемое при помощи мерников или трапов, и газа - при помощи расходомера. Перечисленные недостатки самотечной системы сбора нефти, газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она не используется, а на старых площадях реконструируется.

Имеется несколько разновидностей высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти. При разработке и проектировании высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти необходимо учитывать: 1) величину и расположение нефтяного месторождения; 2) рельеф местности; 3) физико-химические свойства нефти и пластовой воды; 4) местонахождение месторождения (суша или море). В зависимости от этих факторов используется та или иная герметизированная система сбора подготовки нефти.

3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИМЕНЯЕМЫХ В СИСТЕМАХ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

Учитывая объемы добываемой жидкости и значительную удаленность новых кустов скважин в северной части месторождения, рекомендуем ввести новый объект подготовки и сбора - УПСВ-2 производительностью 2,3 млн.т. жид/год. Мощностей существующей ДНС-1 недостаточно, потребуется ее увеличение в два раза.

На рисунке 3.1 представлена рекомендуемая схема сбора продукции скважин Биттемского месторождения. Сбор продукции скважин рекомендуется осуществлять по традиционной напорной, однотрубной схеме; газожидкостная смесь под устьевым давлением поступает на ГЗУ, где осуществляется замер дебита скважин по жидкости, нефти и газу и далее на УПСВ-2 и УПСВ-1. Диаметры и протяженность трубопроводов рекомендуемой системы сбора продукции скважин Биттемского месторождения представлены в таблице 3.1

Таблица 3.1- Диаметры и протяженность трубопроводов системы сбора продукции скважин

Диаметр нефтесборных сетей, мм	Протяженность, км
Выкидные Д=89х4	5,85
Сборные колл:
Д=89х3,5	4,78
Д=114х3	5,55
Д=159х4	11,058
Д=219х5	4,45

Обводненная газонасыщенная нефть со скважин Биттемского месторождения под устьевым давлением 1,5 МПа поступает на замерные установки, где осуществляется замер дебита скважин. После замерных установок нефтяная эмульсия подается на дожимную насосную станцию в сепараторы первой ступени сепарации.

Рисунок 3.1 - схема сбора продукции скважин Биттемского месторождения

Первая ступень сепарации осуществляется в нефтегазовых сепараторах объемом 50 м³ (2 шт) при давлении 0,53МПа.

Нефтяной газ после первой ступени сепарации проходит осушку от капельной жидкости в газосепараторе объемом 50м³, при давлении 0,5-0,52 МПа. После осушки нефтяной газ используется на собственные нужды промысла - котельную, нагреватель - водоотделитель. Основной объем газа подается на ГТЭС для получения электроэнергии.

Для утилизации попутного газа на выработку электроэнергии в 2004 году на месторождении построена газотурбинная электростанция (ГТЭС) установленной мощностью 36 МВт, подключенная к шинам ПС 110/35/6 кВ «Биттемская».

Частично разгазированная нефтяная эмульсия после сепараторов первой ступени далее подается на установку предварительного сброса воды (УПСВ) типа Хиттер-Тритер - 1 аппарат. В аппарате предварительного сброса воды осуществляется нагрев нефтяной эмульсии, сброс воды до остаточного содержания воды в нефти - 5-10%.

Дренажная вода из сепаратора - водоотделителя подается на очистные сооружения в резервуары РВС - объемом 3000 м³. после резервуаров - отстойников дренажная вода поступает на кустовую насосную станцию и далее закачивается в систему ППД.

Частично обезвоженная нефть после предварительного сброса воды поступает в нефтегазосепараторы - буферы объемом 50м³ (2шт), где при давлении 0,14 МПа осуществляется вторая ступень сепарации. После сепараторов-буферов нефтяная эмульсия поступает на оперативный узел учета и долее насосами ДНС откачивается на Алехинский ЦПС, где проходит полный цикл подготовки до товарных кондиций соответствующих ГОСТ 51858-2002.

ДНС «Биттемская оборудована технологическим резервуаром РВС-5000м³, работающая в технологическом и аварийном режимах. При работе РВС в технологическом режиме подтоварная вода сбрасывается на очистные сооружения, а нефть откачивается насосами ДНС на подготовку на ЦПС.

Производительность существующей ДНС - «Биттемская» по установленному емкостному оборудованию - 5,0 тыс.м³/сут. по жидкости.

Производительность УПСВ - 10,0тыс./м³ по жидкости.

Сепарационные мощности ДНС в настоящее время перегружены на 80%.

Действующие мощности предварительного сброса воды загружены на 90%. Резерв мощностей - 5-10% от установленных.

Товарная подготовка нефти Биттемского месторождения осуществляется на Центральном пункте сбора и подготовки нефти НГДУ «Нижнесортымскнефть» совместно с нефтью других месторождений этого НГДУ. Определение необходимости развития мощностей по подготовке нефти на ЦПС не входит в рамки данной работы. Транспорт обводненной нефти с Биттемского месторождения в направлении Алехинского ЦПС осуществляется по действующим нефтепроводам диаметром 273 и 426 мм, протяженностью 26.9 и 74,1 км соответственно.

При развитии системы разработки на месторождении и увеличении объемов добычи углеводородного сырья потребуется расширение системы внешнего транспорта. Для экономических расчетов в составе данной работы принята дополнительная нитка трубопровода диаметром 273 мм, протяженностью 27 км. Однако при выполнении проектных работ требуется проведение гидравлических расчетов с учетом структуры всей системы и динамики поступления жидкости с Западной группы месторождений.

Добываемый совместно с нефтью попутный газ Биттемского месторождения будет использоваться на собственные нужды нефтедобычи:

- котельные на ДНС месторождения;

- установки предварительного сброса пластовой воды на УПСВ-1 и УПСВ-2;

- газотурбинную электростанцию, которая введена в эксплуатацию;

При увеличении объемов добычи углеводородного сырья и строительстве УПСВ-2 потребуется строительство газопровода диаметром 219 мм, протяженностью 7,5 км в направлении Биттемской ГТЭС.

4. ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ

Засорение выкидных линий и нефтесборных коллекторов, проложенных на территории нефтяного месторождения, происходит по следующим причинам.

1) Ввиду недостаточной скорости потока твердые частицы, выносимые из скважин вместе с нефтью на поверхность, оседают в нефтепроводе, уменьшая его проходное сечение.

2) При определенных термодинамических условиях из совместного потока нефти, газа и воды могут выпадать соли и асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), создающие твердый, трудно разрушаемый осадок.

3) При интенсивной коррозии разрушаются внутренние стенки трубопроводов, аппаратов, оборудования, в результате образовавшиеся продукты коррозионных процессов при низких скоростях потока жидкости оседают в трубопроводах и уменьшают проходное сечение.

4.1 Отложения неорганических солей

Отложение неорганических солей при добыче обводненной нефти в процессе разработки большинства месторождений России стало распространенным явлением (рисунке 4.1.1). Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации скважин.

Межремонтный период работы механизированного фонда "солепроявляющих" скважин существенно уменьшается. Отложения солей происходят в поверхностном оборудовании, групповых, замерных установках, нефтесборных коллекторах и системах подготовки нефти. Разнообразие горно-геологических особенностей строения продуктивных пластов, состава пластовых флюидов, системы поддержания пластового давления и типов, используемых для этого вод предопределило разнообразие причин образования отложения неорганических солей на поверхности оборудования, а также различие в составах солей на разных месторождениях.

Рисунок 4.1.1 - Отложения солей на рабочем колесе ЭЦН и в трубах

Состав и структура солеотложении. По преимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенного вида выделяется три группы солей: карбонатные, сульфатные и хлоридные. Самыми распространенными являются карбонатные отложения солей, содержащие в основном сульфат кальция (60-80%), карбонаты кальция и магния (5-16%). Объясняется это присутствием кальция в горных и осадочных породах, с которыми вода приходит в соприкосновение, фильтруясь через них или протекая по руслам рек, а также высокой растворимостью некоторых соединений кальция. При растворении известняков водой большую роль играет концентрация в воде свободной углекислоты. Наличие в растворе одновременно ионов Са²⁺ и НСО₃^- образует соединение бикарбонат кальция Са(НСО₃)₂. При определенных условиях каждая молекула сульфата кальция связывает две молекулы воды, в результате чего образуются кристаллы гипса, поэтому такие отложения называют гипсовыми. Если при этом в составе отложений содержится более 15% твердых и тяжелых углеводородных соединений нефти, то они классифицируются как гипсоуглеводородные. В составе отложений в виде примесей присутствуют до 0,5 - 4,5 % окислов железа и до 0,5 - 3,0 % кремнезема, наличие которых объясняется коррозией оборудования и выносом песчинок жидкостью в процессе эксплуатации скважины.

Хлориды являются основной частью подавляющего большинства пластовых вод нефтяных месторождений. Хлористые соли отличаются хорошей растворимостью, поэтому в их присутствии повышается растворимость малорастворимых соединений, таких как карбонат и сульфат кальция.

Образование гипсовых отложений происходит в скважинах, объектом разработки которых являются пласты девона или нижнего карбона. Сплошные отложения образуются при движении по трубам воды, пересыщенной карбонатом кальция. В этом случае отложения состоят из карбоната кальция, они твердые и прочно прикреплены к стенкам труб (рисунок 4.1.1).

Структура отложений имеет три характерных вида:

1) Плотные микро- и мелкокристаллические отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердых углеводородов, отдельные слои в поперечном сечении выделить не удается. В ряде случаев имеют накипеобразный характер.

2) Плотные отложения с преобладанием кристаллов гипса средних размеров 5-12 мм с включением твердых и жидких углеводородов: при поперечном срезе образца хорошо различим мелкозернистый слой толщиной 3-5 мм в пристенной части, затем прослеживается среднекристаллический слой призматического или игольчатого строения, где преобладают кристаллы длиной 5-12 мм. Иногда встречаются крупные игольчатые кристаллы длиной 15-18 мм. В наружном слое пространство между средними и крупными кристаллами заполнено более мелкими.

3) Плотные крупнокристаллические отложения: крупные игольчатые кристаллы гипса длиной 12-25 мм образуют каркас. Между ними находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В поперечном сечении у стенки оборудования слой более плотный, а по мере удаления от поверхности доля крупных кристаллов значительно увеличивается. В некоторых случаях в НКТ отложения гипса представлены в виде одиночных кристаллов длиной 20-27 мм с включением у основания мелких.

Отложения всех трех видов образуются в НКТ, хвостовиках, устьевой арматуре, системе подготовки нефти и воды. В клапанах, приемных фильтрах насосов и на штангах крупнокристаллические отложения не обнаружены. Толщина отложений зависит от интенсивности и времени осадконакопления. Из опыта добычи обводненной нефти известны случаи образования мощных пробок гипсовых отложений длиной в несколько сот метров, при этом практически перекрывается проходное сечение труб

4.2 Асфальтосмолопарафиновые отложения

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к падению производительности системы, уменьшению межремонтного периода скважин, снижению эффективности работы насосных установок и ряду других.

Асфальтосмолопарафиноотложения - это сложная углеводородная смесь состоящая из парафинов (20-70 % по массе), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40 % по массе), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины - углеводороды метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до С₆₄Н₁₃₀. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. По их содержанию (по массе) нефти (согласно ГОСТ 912-66) классифицируют на:

малопарафиновые - менее 1,5 %;

парафиновые - от 1,5 до 6 %;

высокопарафиновые - более 6 %.

Парафины устойчивы к действию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины - церезины (от С₃₇Н₇₄ до С₅₃Н₁₀₈) - отличаются более высокой, чем обычные, температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.

В состав асфальто-смолистых веществ входят азот, сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, нелетучий, имеют большую неоднородность. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с ее испарением и окислением, а также при контакте с водой. Согласно классификации некоторых ученых, к группе смолистых соединений отнесены и асфальтены.

Асфальтены - порошковые вещества бурого или коричневого цвета, плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефтях достигает 5,0 %. В асфальтенах содержится (по массе) 80,0-86,0 % углерода, 7,0-9,0 % водорода, до 9,0 % серы, 1,0-9,0 % кислорода и до 1,5 % азота, они являются наиболее высокоплавкой и малорастворимой частью осадков тяжелых компонентов нефти.

Согласно современным физико-химическим представлениям, нефтяные дисперсные системы относятся к классу коллоидов, в которых дисперсная фаза из АСВ диспергирована в мальтеновой дисперсионной среде. Очевидно, что физико-химические свойства и технологические характеристики нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах "асфальтены-смолы" и "мальтены-смолы-асфальтены".

В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный состав АСПО меняется в широких пределах. Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности, для выбора химических реагентов. Этот выбор часто осуществляется, исходя из типа АСПО (табл.4.2.1). Для физико-химического исследования состава и структуры АСПО на практике известно множество методов, среди которых экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и др.

Причины и условия образования АСПО. Выделены три стадии образования и роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов. На второй стадии происходит осаждение мельчайших кристаллов на поверхности металла, а на третьей - осаждение на запарафининную поверхность более крупных кристаллов.

Таблица 4.2.1 - Классификация АСПО

Группа АСПО	Подгруппа АСПО	Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А), П/(С+А)	Содержание механических примесей, %
Асфальтеновый(А)	А1 А2 А3	<0,9 <0,9 <0,9	<0,2 0,2-0,5 >0,5
Смешанный (С)	С1 С2 С3	0,9-1,1 0,9-1,1 0,9-1,1	<0,2 0,2-0,5 >0,5
Парафиновый (П)	П1 П2 П3	>1,1 >1,1 >1,1	<0,2 0,2-0,5 >0,5

Основными факторами, влияющими на образование АСПО, являются:

- снижение давления на забое и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

- интенсивное газовыделение;

- уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

- изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;

- состав углеводородов в каждой фазе смеси;

- соотношение объема фаз;

- состояние поверхности труб.

Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. При этом нарушение равновесного состояния происходит в пласте и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) образуются две зоны. Первая - выкидная часть насоса: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этом интервале минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, здесь начинается интенсивное выделение парафина.

В фонтанных скважинах, при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения, выпадения парафина следует ожидать в колонне НКТ.

Как показывает практика, основными местами образования отложений парафина являются: скважинные насосы, насосно-компрессорные трубы, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.

4.3 Коррозия трубопроводов

К основным коррозионно-активным агентам относятся сероводород, кислород, диоксид углерода. Усилению коррозии способствуют также механические примеси и продукты жизнедеятельности микроорганизмов, в частности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).

Влияние сероводорода. Обводненный сероводород вызывает разрушение технологического оборудования и трубопроводов в результате интенсивной электрохимической коррозии и водородного охрупчивания металла.

С ростом парциального давления сероводорода повышается скорость общей коррозии стали. Скорость коррозии стали 20 линейно зависит от концентрации сероводорода при С_H2S = 0,6-2,5 г/л и монотонно снижается при повышении рН коррозионной среды от 1 до 6.

При росте концентрации сульфид-иона в нейтральных и щелочных средах отмечается увеличение скорости коррозии стали. Это связано с образованием на поверхности металла полисульфидных пленок, обладающих различными защитными свойствами. Структура и защитные свойства этих пленок зависят от условий их образования, но главным образом - от парциального давления сероводорода в среде. При концентрации сероводорода до 2 мг/л полисульфидная пленка состоит в основном из троилита FeS и пирита FeS₂ c размерами кристаллов до 20 нм, а при концентрации от 2 до 20 мг/л в пленке появляется небольшое количество канзита Fe₉S₈. Такие пленки обладают хорошими защитными свойствами. При концентрации сероводорода свыше 20 мг/л в продуктах коррозии преобладает канзит. Размеры кристаллов увеличиваются до 75 нм, и защитная пленка разрыхляется, играя роль катода по отношению к ювенильной поверхности стали.

Влияние кислорода. Вторым, после сероводорода, по агрессивности компонентом нефтепромысловых сред является кислород. Его присутствие в сероводородсодержащей среде часто является причиной резкого возрастания скорости коррозии стали за исключением тех случаев, когда происходит взаимодействие этих газов. При содержании в среде трех частей О₂ и двух частей Н₂S полная нейтрализация кислорода происходит за первые 24 часа испытаний.

Влияние диоксида углерода. Водная среда, содержащая растворенную углекислоту, является агрессивной, если ее количество выше, чем требуется для поддержания растворимости карбоната кальция, а парциальное давление углекислоты выше 0,02 МПа.

Влияние минерализации среды. Зависимость скорости коррозии стали от минерализации среды носит экстремальный характер. Снижение скорости коррозии по мере роста минерализации связано с уменьшением растворимости кислорода и сероводорода в воде, а также затруднением диффузионных процессов.

Следует отметить, что при высокой концентрации в коррозионной среде галогенид-ионов они оказывают ингибирующее действие за счет блокирования активных участков коррозирующего металла, а также снижения растворимости агрессивных газов при возрастании минерализации.

Влияние рН раствора. С ростом рН раствора снижается скорость общей коррозии, и степень охрупчивания стали. Анионы галогенидов, хорошо адсорбирующиеся на стали, уменьшают охрупчивание примерно на 15 %. Двухвалентные катионы солей в сероводородсодержащих средах значительно сильнее препятствуют охрупчиванию стали, чем одновалентные. Это связано с повышением рН среды при гидролизе солей двухвалентных металлов, а также с тем, что двухвалентные катионы снижают растворимость сероводорода вследствие их более высокой степени гидратации.

Основные виды и характер коррозионного разрушения. На поздней стадии разработки большинства месторождений средняя обводненность нефти превышает 70 %, вода насыщается растворимыми и нерастворимыми солями, продуктами коррозии, в связи с чем, в потоке значительно увеличивается общий объем механических примесей.

Наличие механических примесей в жидкостях, перекачиваемых по промысловым трубопроводам, ускоряет коррозию металла труб. В общем случае механизм процесса определяется скоростями потока жидкости, а также составом и концентрацией механических примесей.

При небольших скоростях происходит расслоение водонефтяных эмульсий с образованием водного подслоя (в случае системы нефтесбора) и вынос механических примесей из потока с последующим их осаждением на стенках труб, что способствует интенсификации коррозионного процесса. На таких участках поверхности трубы начинается зарождение отдельных питтингов или язв. Интенсивность развития и протекания язвенной коррозии зависит от компонентного состава отложений и коррозионной активности электролита, контактирующего с основным металлом, а также усугубляется жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) под пленками отложений.