Особенности работы шсну в скважинах со сложным пространственным профилем ствола и составом продукции

Современное состояние нефтедобычи требует решения задач, связанных с повышением производительности скважин. В современных условиях нефтедобычи, осложненных высокой обводненностью продукции, изменением состава пластовых вод, повышением концентрации сероводорода больший вес приобретают проблемы, связанные с коррозией нефтедобывающее оборудования. Проблемы коррозии также могут спровоцировать отложения осадков на поверхности.

1. Общие подходы к решению проблемы повышения срока эксплуатации нефтепромыслового оборудования при его постоянном контакте с сероводородом.

В настоящее время свыше 70% действующего фонда скважин оснащены штанговыми насосами. Коррозионному разрушению в условиях высокообводненных нефтей подвергаются детали проточной части штанговых насосов, изготовленные из углеродистых и низколегированных сталей. Однако основная причина снижения надежности этого типа насосовкоррозионно-усталостные разрушения и абразивное изнашивание сопряженных деталей шариковых клапанов. Повреждение притертых поверхностей седла и шарика приводит к нарушению герметичности запорного узла, промыву седла и быстрому выходу седла из строя.

В сильно обводненных нефтях, содержащих сероводород. При добыче нефти сероводород находится в основном в попутном газе. Эти коррозионные разрушения приводят к тому, что штанговые насосы меняют в течении года по 8…9 таз, а с учетом замены них клапанов на каждую скважину приходится по 16…17 ремонтов в год. Поэтому проблема как продлить срок эксплуатации нефтепромыслового оборудования, находящегося в постоянном контакте с H₂S, стоит перед нефтяниками всего мира.

Успешно бороться с разрушением нефтяного оборудования и тем самым продлить срок его жизни при его контакте с H₂S можно только комплексно. Прежде всего нефтяное оборудование должно быть изготовлено из материалов, устойчивых к действию сероводорода. Поскольку к таким идеальным материалам с точки зрения их как технологической, так и экономической эффективности мы только стремимся, параллельно ведутся работы по второму направлению — использованию изоляционных материалов и антикоррозионных покрытий, которые способны продлить срок жизни действующего оборудования. Наконец, эффект приносит и борьба с самим «корнем зла» — сульфатвосстанавливающими бактериями, подавление роста которых, пожалуй, наиболее важная составляющая часть этого комплекса работ.

А). материалы, устойчивые к действию H₂S. Глубинно-насосные штанги, помимо общей коррозии и коррозии вследствие трения колонны штанг о поверхность НКТ, подвергаются растрескиванию из-за попадания атомарного водорода в стальные конструкции. Аналогично подвержены коррозии штанговые насосы. НКТ подвергаются коррозии как с внутренней, так с внешней стороны, растрескивание труб может приводить к их обрыву. На устойчивость сталей к сероводороду, прежде всего, влияют структура стали и ее прочностные характеристики. К действию сероводорода наиболее устойчивы пластичные стали. Однако пластичность сталей достигается за счет снижения прочности.

Весьма перспективно нанесение покрытий на стальную основу. При этом достигается экономия дефицитных и дорогостоящих материалов и возможность использования свойств обоих компонентов — высокой защитной способности покрытия и механических свойств основы.

Наиболее опасно в сероводородосодержащей среде покрытие ХТО цинкованием, так как коррозионный процесс протекает с увеличением потери массы. В среде при отсутствии сероводорода коррозионной стойкостью обладают образцы из стали 95 Х 18Ш и металлокерамическое покрытие, а также покрытие ХТО цинкованием. В условиях сероводородной коррозии коррозионную стойкость проявляют металлокерамическое покрытие и гальвоническое цинковое покрытие.

• Б).Ингибиторы коррозии. Ингибиторами коррозии называются химические вещества, которые вводят в небольших количествах в агрессивную среду для того, чтобы подавить или замедлить процесс коррозии и тем самым продлить срок жизни действующего оборудования. Достоинством ингибиторов является и то, что их можно вводить в агрессивную среду в любом заданном месте без существенного нарушения технологического режима. Они представляют собой чаще всего смесь соединений. В их состав входят производные азот-, сера-, кислород-, и фосфорорганические соединения, такие, как формальдегид, меркаптаны, амины, многоатомные аминоспирты. Установлено что активность ингибиторов возрастает с повышением молекулярной массы входящих в него соединений, наличии в них колец и повышенной склонности этих соединений к поляризуемости. Ингибиторы влияют на кинетику электрохимических реакций, которые лежат в основе коррозионных процессов.
• В)Борьба с сульфатвосстанавливающими бактериями. В подавляющем большинстве методы повышения добычи нефти провоцируют заражение продуктивных пластов сульфатвосстанавливающими бактериями, благодаря чему и растет содержание H₂S в нефтях. Ни качество стали, ни ингибиторы коррозии не могут остановить развитие сульфатвосстанавливающих бактерий.

Таким образом, противокоррозионная защита нефтепромыслового и нефтеперерабатывающего оборудования от действия сероводорода имеет три линии обороны: устойчивые к коррозии металлические конструкции, ингибиторы коррозии и защиту от сульфатвосстанавливающих бактерий как продуцентов H₂S.

В то же время необходимо иметь в виду, что в реальных условиях коррозия металлов происходит в растворах кислот, щелочей, хлоридов, нитратов, наконец, просто в парах воды. Поэтому выделяя главную причину коррозии, мы обязаны учитывать все факторы. Окончательный выбор антикоррозионных средств и покрытий должен быть индивидуальным настолько, насколько индивидуальна каждая нефтяная скважина.

Образование стойкой эмульсии при эксплуатации скважин ШСНУ При откачке обводненной продукции свойства нефтеводогазовой смеси в насосном подъемнике значительно меняются по мере подъема от забоя до устья скважины вследствие изменения давления и температуры, выделения растворенного газа, механического воздействия на продукцию движущейся колонны насосных штанг, действия гравитационных и гидродинамических сил. Особенно сложная картина наблюдается при обводненности продукции 30−80%: в подъемнике образуются стойкие эмульсии, вязкость которых превышает вязкость нефти в пластовых условиях, что осложняет эксплуатацию скважин (высокая амплитуда нагрузок на оборудование, «зависание» штанг).

Одним из способов снижения интенсивности образования стойких водонефтяных эмульсий является применение устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием насоса. Размещаемое под насосом устройство имеет разнесенные по вертикали приема для воды и нефти и переключатель потоков жидкости. Подобные устройства могут использоваться как с плунжерными, Тае и со штанговыми винтовыми насосами. При этом обеспечивается снижение гидродинамического сопротивления движению штанг, сопровождаемое уменьшением нагрузок. Вследствие этого:

• — снижается обрывность штанговой колонны;
• — увеличивается МПР скважины;
• — устраняется необходимость применения скважинных дозаторов и подачи химических реагентов;
• — устраняется необходимость периодических промывок скважин растворителями;
• — уменьшаются потери напора в системе сбора и экономится электроэнергия на транспорт продукции;
• — улучшаются условия работы установок подготовки продукции скважин.

Наиболее простую конструкцию, а следовательно, низкую стоимость и высокую надежность имеет устройство сифонного типа (рис.4).Переключатель потоков, позволяющий забирать жидкость либо меньшей плотности (нефть) через верхнее отверстие, либо большей плотности (воду) через нижнее отверстие, образован двумя соединенными навстречу друг другу U-образными трубками.