Поддержание пластового давления на примере Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

3.1.4 Защита водоводов от коррозии

Трубопроводы, резервуары и другое нефтепромысловое оборудование в процессе эксплуатации подвергаются, как правило, интенсивной коррозии, в результате чего затрачивается много времени и средств на их замену для восстановления нормальной работы.

Коррозией металла называют самопроизвольное разрушение металлических материалов вследствие физико-химического взаимодействия их с окружающей средой. Процесс коррозии может протекать двумя путями: прямым химическим воздействием среды на металл и в результате электрохимических реакций, сопровождающихся прохождением электрического тока между отдельными участками поверхности металла.

Одним из наиболее важных факторов, характеризующих агрессивную среду и оказывающих большее влияние на протекание электрохимических реакций, является концентрация ионов водорода, т. е. водородный показатель pH среды. Скорость коррозии особенно сильно увеличивается с уменьшением pH < 4. При pH = 49 скорость коррозии примерно остается постоянной.

Химическая коррозия металлов не столь интенсивна, как электрохимическая, необходимыми условиями протекания которой являются наличие электролита и непрерывное течение электрического тока. Для возникновения и течения процессов электрохимической коррозии необходимы: 1) наличие двух участков металла с различным потенциалом в растворе данного электролита, 2) контакт обоих участков с электролитом, 3) соединение обоих разнородных участков между собой проводником.

Описанный процесс напоминает нам гальванический элемент.

Больше всего интенсивной коррозии подвергаются промысловые трубопроводы, которые прокладывают надземно, подземно и под водой. По этим трубопроводам обычно транспортируют газ, воду (пресную, минерализованную) и нефтяную эмульсию, которые являются электролитами, способствующими процессу электрохимической коррозии.

Интенсивность процесса коррозии трубопроводов зависит многих факторов, главные из которых:

- концентрация агрессивных компонентов (H2S, CO2), с ростом которых коррозионное разрушение металла происходит интенсивнее;

- температура и давление - повышение температуры ускоряет анодные и катодные процессы, т. е. увеличивает скорость движения заряженных ионов, а повышение давления - облегчает процесс гидролиза многих солей, увеличивает растворимость CO2 ;

- скорость потока - увеличение скорости движения нефтегозоводяной смеси интенсифицирует процесс коррозии;

- состояние поверхности оборудования - шероховатая поверхность металла коррозирует значительно быстрее, нежели гладкая или полированная;

- наличие продуктов, вызывающих жизнедеятельность микроорганизмов, являющихся причиной биологической коррозии металла;

- механическое воздействие на металл - в результате различных ударов и деформаций изменяется структура металла, возникают повышенные напряжения, и эти места усиленно коррозируют.

Огромное влияние на разрушение металла труб коррозией оказывает

углекислый газ CO2, содержащийся в пластовых водах, добываемых вместе с нефтью.

Ca2+ + H2O = H2CO3

H2CO3 + Fe = FeCO3 + H2

Ca2+ + 2HCO3 =CaCO3 + СаCO2 +H2O.

Против коррозии внешней поверхности труб применяют разнообразные покрытия для изоляции промысловых трубопроводов от контакта с грунтом. Основными являются две большие группы покрытий: на основе полимеров и на битумной основе (пассивные методы защиты от коррозии). Такая внешняя защита труб от коррозии по некоторым причинам (изменение температурных условий, влажности грунтов и т. д.) не может обеспечить эффективной защиты трубопровода на весь период его эксплуатации. Поэтому через некоторое время (6-10 лет) сооружают протекторную или катодную защиту трубопроводов (активные методы защиты).

Рис.5. Принципиальные схемы протекторной и катодной защиты труб от коррозии

Для предохранения трубопроводов от внутренней коррозии применяют различные лаки , эпоксидные смолы , цинко-силикатные покрытия и ингибиторы.

Среди противокоррозионных средств в настоящее время, бесспорно, принадлежит ингибиторам коррозии, способным создавать барьер между коррозионной средой и металлом. Эффективность и экономичность ингибиторов зависит от тщательной подборке его для конкретных условий эксплуатации оборудования на промысле, от способа его ввода в скважину и сборную систему.

В НГДУ “Лениногорскнефть” в I квартале 2002 года проводились следующие методы борьбы с коррозией:

1) Ингибиторная коррозия.

Ингибиторной защитой охвачено 350 км нефтепроводов. За январь-февраль 2002 года ингибиторами коррозии обработано 1374947 м3 сточной воды (за первый квартал будет около 2 млн.м3).

Применяются следующие реагенты: ингибиторы коррозии Амфикор, Нефтехим, СНПХ-6301 КЗ, реагенты комплексного действия ДИН-4, Рекорд-758, СНПХ-4480 - для системы нефтесбора; Нефтехим, СНПХ-6301 КЗ - для системы ППД.

Действуют 37 точек подачи ингибитора коррозии (в 2001 году - 34) и 74 точки подачи диэмульгаторов двойного действия ( в 2001 году - 68).

Точек контроля скорости коррозии - 68.

В этом году в мероприятиях запланировано во II, III кварталах смонтировать 11 точек подачи ингибитора коррозии: ЦДНГ № 1-3, остальные ЦДНГ по 4 точки, там же автоматически должны монтироваться точки контроля скорости коррозии; 2 точки контроля должны смонтировать ППД.

Существует потребность в соблюдении дозировки ингибиторов коррозии для выполнения годовой потребности равной 790 тн.

2) Антикоррозионные покрытия.

За первые два месяца 2002 года построено 18,3 км (в 2001 году за данный период - 21 км) трубопроводов из труб с антикоррозионным покрытием, из них 9,7 км - МПТ и 8 км - ПЭП.

Отказов на таких трубах в 2002 году нет (общее количество порывов в системе нефтесбора за январь-февраль - 46, в 2001 году за данный период - 75 км).

За январь-февраль 2002 года построено водоводов из МПТ- 29,72 км.

Отказов на данных трубах в системе ППД не было (общее количество порывов за январь-февраль - 15, в 2001 году за данный период - 12).

3) Электрохимическая защита.

В январе-феврале 2002 года по предварительным данным построено с протекторной защитой 1,4 км нефтепроводов, водоводов - 9,3 км.

3.1.5 Исследование нагнетательных скважин

Исследования скважин и пластов с помощью гидродинамических, термодинамических и геофизических методов по данным о величинах дебитов (приемистости) жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относятся к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты (приемистость), давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).

В настоящее время разработаны и в разной степени внедрены промышленностью следующие методы исследования скважин и пластов.

Гидродинамические методы: а) исследования скважин при установившихся режима работы (исследования на приток);

б) исследования скважин при неустановившихся режимах или со снятием кривых изменения давления на забое (после закрытия скважин на устье, смены режимов их работы или после изменения статического уровня в скважине);

в) исследование скважин на взаимодействие (одна или несколько скважин являются возмущающими, а другие - реагирующими), этот способ иногда называется гидропрослушиванием;

г) определение профиля притока (расхода) и параметров по разрезу пласта;

д) контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой.

Термодинамические методы: определение профиля притока (поглощения) нефти (воды) и газа по разрезу пласта с помощью калориметрического эффекта.

В НГДУ “Лениногорскнефть” проводятся следующие виды исследовательских работ нагнетательных скважин:

1) Контроль за техническим состоянием эксплуатационных колонн,

применением в комплексе или в отдельности методов расходометрии, термометрии.

2) Учет суточных объемов закачки по приборам установленных на КНС.

3) Замер устьевых давлений.

4) Определение забойных давлений.

5) Определение пластового давления.

6) Исследования профиля приемистости глубинным расходомером.

Контроль за техническим состоянием эксплуатационной колонны осуществляется одним из методов ГИС не реже 1 раза в 4 года. ГИС включает в себя: термометрию, расходометрию, резистивометрию, АКЦ, СГДТ, каверномер, профилемер, локатор муфт и др.

Определение герметичности эксплуатационной колонны проводится при обнаружении резкого снижения устьевого давления или увеличения приемистости одним из методов: опрессовка колонны избыточным давлением, термометрия, расходометрия, радоновым индикаторным методом.

Учет суточных объемов закачки воды производится на КНС с помощью счетчиков типа СВУ и др. типов. Данные о расходе воды на КНС передаются в диспетчерско-технологическую службу цеха ППД через каждые 2 или 4 часа. Данные о расходах воды по каждой КНС передаются в центральную инженерно-технологическую службу НГДУ с периодичностью 1 раз в сутки. Замер расхода воды в нагнетательных скважинах осуществляется с помощью как стационарных, так и переносных накладных счетчиков воды, не реже 1 раза в месяц. При отклонениях показаний расходов воды по регистрирующим расходомерам на КНС от установленного технологического режима производится проверка водоводов, арматур и колонны, устанавливается место нарушения их герметичности и объем утечек воды, вносится поправка в объемы закачиваемой воды, устраняется выявленный дефект.

Рабочее давление на устье нагнетательной скважины замеряется 1 раз в квартал.

Пластовое давление (статический уровень) определяется 1 раз в полугодие, забойное давление(динамический уровень) - 1 раз в квартал.

Коэффициент продуктивности нагнетательных скважин определяется 1 раз в два года исследованием на установившихся (индикаторные диаграммы) или неустановившихся (КВД или кривые восстановления уровня) режимах отборов или закачки.

Определение коэффициента приемистости нагнетательных скважин производится путем построения индикаторных диаграмм не менее чем на 3-х режимах закачки лил по кривым восстановления (падения) давления. При наличии в скважине 2-х или более перфорированных пластов исследования проводятся одновременно с замерами профиля приемистости глубинным расходомером.

Исследования скважин глубинным расходомером производится 1раз в год (на скважине с двумя или более перфорированными пластами) и 1 раз в 2 года на скважинах с одним пластом толщиной более 5 м.

При исследовании профиля поглощения, шаг измерений в интервале пластов должен быть не более 0,5 м. Одновременно должны проводится замеры приемистости.

Наибольший объем исследований в производстве выполняется для решения задач, связанных с диагностикой пластов и скважин. Задачи диагностики решаются при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии и шумометрии. Опыт показывает, что наиболее информативным методом при решении задач диагностики является термометрия. Однако, термометрия (по сравнению с другими геофизическими методами) является и наиболее сложным (в методическом плане) методом.

Термометрия. Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколонных перетоков снизу и сверху ; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте, -газо, -водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамического уровня жидкости и нефте-, водораздела в межтрубном пространстве; контроль работы и местоположения глубинного насоса; определение местоположения мандрелей и низа НКТ; оценка расхода жидкости в скважине, оценка Рпл и Рнас ;определение Тзаб и Тпл ; контроль за перфорацией колонны, контроль за гидроразрывом пласта.

Таблица №2. Виды и объем исследовательских работ

3.2 Анализ существующей системы ППД на Западно-Лениногорской площади

3.2.1 Анализ внедрения индивидуальных насосов малой производительности на Западно-Лениногорской площади

С вступлением Ромашкинского месторождения в позднюю стадию разработки, истощением нижележащих пластов горизонта ДI возникла необходимость более детально заняться вытеснением нефти с верхних пластов девона, представленными алевролитами, глинистыми отложениями, проницаемость которых очень низка. Внедрение очагового заводнения при разработке верхних малопродуктивных пластов поставило перед ППД задачу перехода на менее производительное оборудование. Для извлечения нефти из пластов необходимы были высокие давления при малых объемах закачки.

Начиная с конца 80-х годов в НГДУ «Лениногорскнефть» получило начало применение насосного оборудования высокого давления: насосы типа ЦН-200 , ЦНС-1801900 , ЦНС-63320 и другие. Это была попытка вовлечения в разработку слабопроницаемые пласты. Стали применяться погружные установки высокого давления, так на УЭНП-6221”а” давление нагнетания достигало до 270 кг/см2 , а насосная установка ЦНС-63320 развивала давление до 300 кг/см2. Но эти насосные агрегаты быстро выходили из строя и не дали ожидаемого результата. Поэтому в начале 90-х годов начали применять насосные установки малой производительности и высокого давления. Это были установки РЭДА производительностью от 200 до 1500 м3/сут с давлением нагнетания от 150 до 230 кг/см2.

Таблица №4. Данные по экспериментальным насосам РЭДА.