Методы проведения ингибирования погружного скважинного оборудования - Нефтесервис

Подачу ингибитора коррозии (реагента комплексного действия) в добывающие скважины рекомендуется осуществлять следующими способами[1]:

Периодическая закачка (задавка) раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта.
Периодическое дозирование (подача) ингибитора в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ (затрубное пространство скважины).
Постоянное дозирование (подача) ингибитора в затрубное пространство скважины с помощью дозировочной установки (УД, УДХ).
Постоянное дозирование (подача) ингибитора на прием насоса с помощью дозировочной установки (УД, УДХ) и специальных трубок, которые при подземном ремонте устанавливаются с внешней стороны НКТ.
Непрерывное дозирование растворяемого твердого ингибитора из скважинного контейнера.

Технология задавки ингибитора коррозии в ПЗП

Технология обработки скважины методом нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта включает следующие последовательные операции:

- выбор ингибитора коррозии и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК;

- расчет массы ингибитора коррозии для нагнетания в призабойную зону, объема воды (нефти) для приготовления 10%-ного раствора ингибитора коррозии и объема подавочной жидкости, нагнетаемой в призабойную зону после раствора ингибитора коррозии;

- спуск технологических НКТ ниже интервала перфорации;

- подъем технологических НКТ на 2-3 м выше кровли интервала перфорации;

- определение приемистости пласта (если она менее 100м³/сут, то нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону проводить не следует);

- приготовление 100%-ного раствора ингибитора коррозии в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;

- нагнетание промывочной жидкости с целью подготовки пласта для введения ингибитора. В качестве промывочной жидкости используются взаимные растворители (WAW85202 (Baker Petrolite), ВР-1 (Экспериментальный завод «НЕФТЕХИМ» и др.), либо водные растворы неионогенных и катионоактивных ПАВ.

Закачку проводят с максимальным расходом закачиваемого взаимного растворителя без гидроразрыва в следующей последовательности:

- к трубному пространству скважины подключают цементировочный агрегат АЦ-32 (ЦА-320) для закачки раствора;

- при открытой затрубной задвижке закачивают кислотным агрегатом промывочную жидкость в требуемом объеме. При открытой затрубной задвижке мы получим только промывку ствола скважины без воздействия на пласт;

- нагнетание основного объема ингибитора проводят введением ингибитора (недостающий объем после закачки взаимного растворителя для вытеснения жидкости глушения из НКТ), закачивают при открытой затрубной задвижке с целью заполнения оставшегося свободного объема НКТ. Далее закачку останавливают, задвижку закрывают и остальные пачки растворов в требуемом объеме закачивают в пласт. Здесь используют 10%-ный раствор ингибитора (в зависимости от прогнозируемого защитного эффекта). Закачку проводят тем же агрегатом с максимальным расходом без гидроразрыва;

- нагнетание продавочного объема жидкости производят с целью проталкивания ингибитора глубже в пласт. Для вытеснения раствора ингибитора рекомендуется использовать 2%-ный раствор KCl при задавке водного раствора ингибитора и дегазированную нефть при задавке органического раствора ингибитора. Закачку осуществляют тем же агрегатом при закрытой затрубной задвижке с максимальным расходом без гидроразрыва.

- реагирование – скважину закрывают на 12-24 часа и прекращают все работы, чтобы ингибитор коррозии адсорбировался на породе пласта;

- поднимают технологические НКТ и спускают подземное оборудование;

- запускают скважину и выводят ее на рабочий режим.

Необходимое количество взаимного растворителя рассчитывают по уравнению:

где – объем взаимного растворителя для промывки пласта, м³, – перфорированная мощность пласта, м.

Когда призабойную зону продуктивного пласта используют как естественный дозатор, то, как и при применении ингибиторов солеотложений, действует эмпирическое правило «одной третьей» [2]. Это правило заключается в следующем: третья часть закачанного в пласт ингибитора коррозии необратимо адсорбируется на породе пласта (при первых нескольких обработках), третья часть закачанного в пласт ингибитора коррозии выносится за первые несколько суток (от 3 до 15) после начала работы скважины и только оставшаяся треть закачанного в пласт ингибитора коррозии выносится длительное время.

Поэтому расчет массы ингибитора коррозии для нагнетания в призабойную зону продуктивного пласта производят по формуле:

где – концентрация данного ингибитора коррозии в добываемой жидкости, обеспечивающая в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК, мг/л (примерно г/т); – дебит скважины по жидкости, м³/сут (примерно т/сут); – планируемое время «выноса» ингибитора коррозии из пласта, сут; 1000 – множитель перевода граммов в килограммы; 3 – коэффициент правила «одной третьей».

Объем продавочной жидкости V, м³, вычисляется по формуле:

где m – эффективная пористость продуктивного пласта, доли единицы; R –внутренний радиус проникновения оторочки раствора ингибитора в пласт, м. Принимается в пределах от 1,5-2,0 м и уточняется по результатам наблюдения за продолжительностью выноса реагента; – мощность пласта, м.; – объем НКТ, м³; - объем эксплуатационной колонны от приема насоса или входа в НКТ до нижних перфорационных отверстий, м³;

Если объем жидкости глушения 130м³, то объем продавочной жидкости составит ; при этом время защиты скважины составит не менее 365 сут.

При установке в скважины блок-пачек процесс задавки производится до их установки путем задавки реагента по межтрубному пространству.

Технология периодического дозирования ингибитора коррозии в затрубное пространство скважины

Технология обработки скважин методом периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин является более простой по сравнению с описанной выше технологией нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта. Отчасти поэтому метод подачи ингибитора в затрубное пространство и распространен более широко. Ингибитор коррозии подают в затрубное пространство скважин также в виде 10%-ного раствора в нефти или воде. Преимущество данной технологии, по сравнению с технологией нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта, заключается в том, что обработки можно проводить периодически при эксплуатации скважин, а не только во время подземных ремонтов. Недостатком данной технологии является необходимость более частых (в среднем 1 раз в 30 суток) обработок [3].

Технология периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин решает следующие основные задачи:

- защита от коррозии подземного оборудования скважин с межремонтным периодом более 60-150 суток.

- защита от коррозии обсадной колонны динамического уровня;

- экономия ингибиторов коррозии (за счет отсутствия необходимой адсорбции на породе пласта).

Технология периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин состоит из следующих основных операций:

- выбор ингибитора и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК.

- расчет массы ингибитора для подачи в затрубное пространство свкажины и расчет объема нефти (воды) для приготовления 10%-ного раствора ингибитора коррозии;

- приготовление раствора ингибитора в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;

- подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважин агрегатом ЦА-320 без остановки УЭЦН (при открытой затрубной задвижке).

Расчет массы ингибитора коррозии для подачи в затрубное пространство скважины производят по формуле:

где – концентрация данного ингибитора коррозии в добываемой жидкости, обеспечивающая в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК, мг/л (примерно г/т); – дебит скважины по жидкости, м³/сут (примерно т/сут); периодичность обработок данной скважины ингибитором коррозии, сут; 1000 – множитель перевода в килограммы; 2 – коэффициент, учитывающий тот факт, что около половины ингибитора коррозии за первые несколько суток.

Для скважин, работающих в режиме ФПЗ, применять данный вариант технологии ингибирования целесообразно по следующим причинам:

- утяжеление раствора ингибитора приведет к несовместимости товарной формы с жидкостью утяжеления и возможному осаждению действующего вещества ингибитора;

- применение продавки в такие скважины резко снизит эффективность технологии из-за быстрого выноса ингибитора.

Технология непрерывного дозирования ингибитора коррозии с помощью УД (УДХ)

При непрерывном дозировании с помощью УД (УДХ) без специальных трубок ввод ингибитора осуществляется непосредственно в затруб скважины через узел ввода химреагента.

При непрерывном дозировании с применением специальных трубок работы по монтажу капиллярной трубки, дозировочного насоса производится согласно требованиям, приложенным к ним, и правилам СМР.

При непрерывном дозировании в затрубное пространство или выкидную линию скважины суточный расход ингибитора коррозии (как правило, товарной формы) рассчитывается по формуле

В течение первых суток ингибитор подается в режиме «ударной дозировки», которая в 2-3 раза превышает оптимальную дозировку. Затем его расход снижается до оптимальной дозировки.

Контроля уровня защиты от коррозии производится на основании установленной периодичности отбора проб жидкости и определения остаточного содержания ингибитора коррозии в воде. По остаточному содержанию ингибитора производится регулировка подачи дозировочного насоса.

Технология непрерывного дозирования с помощью скважинного контейнера

Технологическая схема применения ингибитора в контейнере сводится к следующему: первым в скважину спускается контейнер, затем фильтр (при добыче нефти штанговым насосом или фонтанным способом), затем хвостовик. В конце устанавливается насосное оборудование и колона НКТ.

При применении УЭЦН погружной скважинный контейнер прикрепляется к нижней части УЭЦН, а находящийся в нем реагент, благодаря невысокой растворимости в добываемой продукции, осуществляет защиту всей насосной установки.

После спуска глубинного оборудования и запуска скважины в работу, добываемые флюиды через перфорацию омывают реагент, который, постепенно растворяясь в добываемых флюидах, выносится вместе в с продукцией скважины, т.е. происходит его самодозировка.

Эффективность действия ингибитора коррозии из скважинного контейнера определяется по увеличению МРП.

Следует отметить, что объем скважинного контейнера ограничен и не все поставщики предоставляют методику определения остаточного содержания ингибитора коррозии, поэтому контроль периода защиты определить практически невозможно. В таблице 1 приведены критерии применимости различных методов защиты от коррозии.

ТАБЛИЦА 1. Критерии применимости различных методов защиты от коррозии

№ п/п	Метод защиты	Критерии применимости
1	Применение низко- и среднелигированных сталей, сталей с повышенным содержанием хрома (	Скорость коррозии (коррозионная агрессивность среды)
2	Применение нержавеющих сталей (содержание хрома 13% и выше)	Нет ограничений
3	Применение стеклопластиковых НКТ	Проведение СПО при Т не ниже -30⁰С, Подверженность абразивному износу Особые условия хранения (без воздействия солнечного света) Необходимость использования специального инструмента и переводников для монтажа-демонтажа Большой диаметр муфт – 95,4мм Рабочая температура
4	Термодиффузионное цинковое покрытие Neozinc	В кислых и щелочных средах не обладает стойкостью

Продолжение таблицы 1.

5	Силикатноэмалевое покрытие	Хрупкость, склонность к скалыванию при деформациях металла НКТ во время СПО, особенно в ниппельной части
6	Эпоксидное покрытие	Верхний температурный предел +90⁰С
7	Полиэфирное покрытие «Аргоф»	Подверженность абразивному износу
8	Полиуретановое покрытие PoiyPlex-P	Нет ограничений^*
9	Полифенилсульфидные (ПФС) покрытия	Нет ограничений^*
10	Периодическое ингибирование через затруб	При КВЧмг/л скорость ГЖС на устье м/с При КВЧмг/л скорость ГЖС на устье м/с При КВЧ мг/л не применимо Не защищает корпус ПЭД Неприменимо при работе скважины через затруб Риск электрокоррозии
11	Постоянное ингибирование через затруб	При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с Не защищает корпус ПЭД Неприменимо при работе скважины через затруб Риск электрокоррозии Не защищает корпус ПЭД
12	Постоянное дозирование через капиллярную трубку	При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с При КВЧмг/л скорость ГЖС м/с Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии Возможность адресной защиты (включая ПЭД)

Окончание таблицы 1.

13	Задавка ингибитора в пласт	Дебит м³/сут Термостабильность ингибитора Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии
14	Использование пружинного контейнера-дозатора	Дебит м³ /сут Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии-наличие зумпфа
15	ЭХЗ с использованием СКЗ	Для защиты наружной поверхности обсадных труб При использовании для защиты УЭЦН необходим спуск доп. кабеля или кабеля с 4 жалами Не защищает внутреннюю поверхность НКТ
16	Протекторная защита	Применима для защиты УЭЦН Обводненность
17	Высокоскоростное газопламенное напыление	Для защиты УЭЦН

* – по данным производителя

В процессе проведения обработки контролируются следующие параметры:

- при периодическом дозировании ингибитора в скважину контролируется объем закачанного раствора или ингибитора (один раз по завершении обработки);

- при задавливании ингибитора в пласт контролируется объем закачанного раствора ингибитора (один раз по завершении обработки), объем продавочной жидкости (один раз по завершении обработки), время адсорбции ингибитора (один раз в период запуска скважины на режим).

Систематически определяется (один раз в месяц при задавке в пласт и два раза в месяц при периодической подаче в затрубное пространство) содержание ингибитора в попутно-добываемой воде добывающих скважин.

Определение содержания ингибитора в закачиваемом растворе либо попутно-добываемой воде производится в соответствии с методами анализа, приведенными в ТУ на реагент.

Производительность дозировочного насоса, объем закачанных реагентов контролируется путем измерения уровня раствора мерниками, устанавливаемыми на емкостях с раствором ингибитора, или расходомерами.

В случае снижения ингибитора в добываемой воде ниже допустимого минимального уровня технологическая группа нефтепромысла совместно с лабораторией решение о корректировке технологии ингибиования, внеочередной обработке.

Выводы и рекомендации

Эффективность действия реагента определяется путем сравнения МРП скважинного и другого оборудования с применением и без применения реагента с учетом количества подземных и капитальных ремонтов по причине коррозии оборудования, расходов на заменяемое оборудование.

Для контроля скорости коррозии защитного действия реагентов могут использоваться датчики типа Маникюр-Зонд (гравиметрия и метод LPR), установленные на выкидных линиях работающих скважин, а также образцы-свидетели коррозии: в газлифтных скважинах для этих целей используются ловильные головки газлифтных клапанов, в скважинах ЭЦН-кассеты с образцами, подвешенные на проволоке внутри НКТ.

Эффективность ингибиторов коррозии должна быть не менее 90%, т.е. должно быть достигнуто снижение скорости коррозии в 10 и более раз^*. В случае если эффективность ингибиторной защиты будет недостаточной, необходимо увеличить удельный расход ингибитора, закачать другой ингибитор или изменить периодичность обработки.

Литература:

1. Микробная коррозия и ее возбудители / Андреюк Е.И., Билай В.И., Коваль Э.З., Козлова И.А. – Киев: Наукова думка. – 1980. – С. 288.

2. Некоторые аспекты борьбы с микробиологической коррозией нефтепромыслового оборудования и трубопроводов / И.В. Стрижевский // Серия «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ. – 1979. – С. 56.

3. Методы борьбы с коррозией металлов в условиях нефтедобычи / Булчаев Н.Д. / журнал The Second European Conference on Earth Sciences № 5, 2015, с. 56-65.