Меню Рубрики

Установка по закачке раствора

ПРОИЗВОДСТВО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Оборудование для Повышения Нефтеотдачи Пластов

  • энергетический блок
  • насосный блок(нагнетательный насос высокого давления с трубной обвязкой)
  • смесительный блок(узел дозировки сухого химреагента, приготовления полимерного раствора, загрузки и дозировки полимерного сшивателя)
  • блок контроля и управления(система управления и контроля, вентиляции и электрообогрева, смонтированных в изотермическом автофургоне на шасси повышенной проходимости)
  • жилой блок для обслуживающего персонала

Блоки объеденены технологическими, информационными, энергетическими связями. Система управления комплекса реализована на базе промышленного компьютера, что позволяет решать задачи программирования технологического процесса его автоматизации, контроля за исполнением заданной производственной программы, сохранением данных и вывод их на печать для последующего анализа проведенных работ.Каждый из этих блоков может работать автономно.

Использование наших Установок позволяет:

  • значительно снизить непроизводственные затраты на подготовительно- заключительные работы при химобработке скважин;
  • исключить необходимость использования дополнительного оборудования в процессе химобработки скважин;
  • производить непрерывное приготовление и закачку гелеобразующих полимерных растворов при точном дозировании и учете компонентов.

Установки пригодны для круглогодичной эсплуатации на нефтепромыслах при низких температурах, в условиях бездорожья.

В настоящее время наше предприятие производит следующие установки для повышения нефтеотдачи пластов :

1.Передвижная установка для приготовления и закачки полимерных композиций УДР-32М

Установка специализируется на работах по технологиям: СПС(Сшитые полимерные системы),РИТИН(Ритековский полимер), КПС(Капсулированная полимерная система).

Технические характеристики:

Смесительный блок включает в себя:

  • насос-дозатор с производительностью НД1 -0,025- 1,0 м3/ч;
  • шнековый дозатор с бункером;
  • емкость смесительная с электромешалкой;
  • трехплунжерный насос с производительностью до 9 м3/ч;
  • лок для хранения жидких и сухих химреагентов.

Установка оснащена программным обеспечением, способным регистрировать, архивировать и формировать отчеты о параметрах закачки.

2.Комплексная мобильная установка по приготовлению и закачке водных растворов сыпучих и жидких химреагентов КУДР-1

Технические характеристики:

В состав комплекса входят:

1.Смесительный блок включает в себя три насоса-дозатора с производительностью:

  • НД1- 0,025-1,0 м3/ч; НД2- 0,075-3,0 м3/ч; НД3- 0,015-6,0 м3/ч
  • два шнековых дозатора с бункерами;
  • емкость смесительная с электромешалкой;

2.Насосный блок включает в себя:

  • два трехплунжерных насоса с электроприводом (380В), обеспечивающие производительность от 5-20 м3/ч

3.Энергоблок включает в себя:

  • дизель-генератор U=380 В.
  • электростанция U=220В.

4.Блок контроля и управления, совмещенный с бытовым помещением для персонала.

3.Установка по приготовлению силикатных гелей КУДР-1М

Установка специализируется на работах по технологиям: ВУКСЖС(Вязко-упругое кислотно-селективное жидкое стекло), ЩПК(Щелочно-полимерная композиция).

Технические характеристики:

  • установка по приготовлению силикатных гелей, оборудованная на шасси автоприцепа;
  • два насоса- дозатора НД-1 и НД-2 до 0,63 м3/ч;
  • два частотных преобразователя;
  • шнековый транспортер подачи геля с производительностью до 1м3/ч
  • струйный насос;
  • промежуточная емкость смешения V=1,3 м3.

4.Передвижной комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-4

Установка специализируется на работах по технологиям: ВДС(Водно-дисперсионный состав), ПДС(Полимер-дисперсный состав), КДС(Каплюидно-дисперсные системы), СПС(Сшитые полимерные системы),КПС, ПГК, КСС, ДКМ.

Технические характеристики:

В состав комплекса входят:

Смесительный блок, совмещенный с кабиной оператора, включает в себя два насоса-дозатора с производительностью:

  • НД1, НД2 -до 0,25 м3/ч
  • два шнековых дозатора
  • загрузочное устройство с бункером для сухих реагентов;
  • смесительную емкость с электромешалкой;
  • дизельгенератор WILSON U= 380B.

Установка оснащена программным обеспечением, способным регистрировать, архивировать и формировать отчеты о параметрах закачки.

5.Передвижной комплекс по приготовлению растворов из жидких химических реагентов КУДР-5

Установка специализируется на работах по технологиям :

ГЭР(Гидрофобный эмульсионный раствор), ЩПК(Щелочно-полимерная композиция), ДИСИН, КРК, НСКВ(Направленное соляно-кислотное воздействие), КВАРЦ(Технология на основе перенасыщенного горячего раствора кальций хлора).

Технические характеристики:

Смесительный блок, совмещенный с кабиной оператора, включает в себя четыре насоса-дозатора с производительностью:

  • НД1, НД2- до 0,63 м3/ч, НД3,НД4- до 2,5 м3/ч.
  • ЦН 5-20 м3/ч;
  • дизельгенератор WILSON U=380 В;
  • смесительную емкость с электромешалкой.

Установка оснащена программным обеспечением, способным регистрировать, архивировать и формировать отчеты о параметрах закачки.

6.Комплексная мобильная установка по приготовлению и закачке водных растворов сыпучих и жидких химреагентов КУДР-10

Технические характеристики:

В состав комплекса входят:

1.Смесительный блок включает в себя два насоса-дозатора с производительностью:

  • НД1- 0,16 м3/ч; НД2- 0,063 м3/ч;
  • шнековый дозатор с бункером;
  • емкость смесительная с электромешалкой;

2.Насосный блок включает в себя:

трехплунжерный насос с электроприводом (380В), обеспечивающий производительность от 5-30 м3/ч

3.Блок контроля и управления, совмещенный с бытовым помещением для персонала.

7.Комплексная мобильная установка по приготовлению и закачке водных растворов сыпучих и жидких химреагентов КУДР-14

Установка состоит из 2-х блоков:
-Насосный и Смесительный

8.Комплексная мобильная установка по приготовлению и закачке водных растворов сыпучих и жидких химреагентов КУДР-33

Технические характеристики:

В состав комплекса входят:

  1. Система приготовления полимерного раствора с водоводом технической воды
  2. Система загрузки смолы, загрузки и дозирования сухого полимера и полимерного сшивателя.
  3. Насосный блок включает в себя:
    -установка насосная УН 12,5/20
  4. Блок контроля и управления, совмещенный с бытовым помещением для персонала.

источник

Методы проведения ингибирования погружного скважинного оборудования

Практика борьбы с коррозией, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, выпадениями солей и появление механических примесей показывает, что наиболее эффективным способом удаления накоплений является ингибирование и подбор необходимого реагента.

Читайте также:  Установка зеркал с электроприводом шевроле лачетти

Практика борьбы с коррозией, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, выпадениями солей и появление механических примесей показывает, что наиболее эффективным способом удаления накоплений является ингибирование и подбор необходимого реагента.

В данной статье рассмотрены методы и технологии проведения ингибиторных обработок скважинного оборудования.

Приведены аналитические расчеты определения эффективного растворителя и обоснования их необходимых объемов. Для нефтедобывающих предприятий разработаны критерии применимости различных методов защиты от коррозии.

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

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

  1. Периодическая закачка (задавка) раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта.
  2. Периодическое дозирование (подача) ингибитора в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ (затрубное пространство скважины).
  3. Постоянное дозирование (подача) ингибитора в затрубное пространство скважины с помощью дозировочной установки (УД, УДХ).
  4. 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.
  5. 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 100м 3 /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, м 3 , — 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:

Читайте также:  Установка заборов из сварных прутьев

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, м 3 /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, м 3 , 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, м 3 ; — объем эксплуатационной колонны от приема насоса или входа в НКТ до нижних перфорационных отверстий, м 3 ;

Если объем жидкости глушения 130м 3 , 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); Qж— дебит скважины по жидкости, м 3 /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.

Читайте также:  Установка горизонтального направленного бурения vermeer navigator

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

Применение низко- и среднелигированных сталей, сталей с повышенным содержанием хрома (

Скорость коррозии (коррозионная агрессивность среды)

Применение нержавеющих сталей (содержание хрома 13% и выше)

Применение стеклопластиковых НКТ

Проведение СПО при Т не ниже -30 0 С,

Подверженность абразивному износу

(без воздействия солнечного света)

Необходимость использования специального инструмента и переводников для монтажа-демонтажа

Большой диаметр муфт — 95,4мм

Термодиффузионное цинковое покрытие Neozinc

В кислых и щелочных средах не обладает стойкостью

Хрупкость, склонность к скалыванию при деформациях металла НКТ во время СПО, особенно в ниппельной части

Верхний температурный предел +90 0 С

Полиэфирное покрытие «Аргоф»

Подверженность абразивному износу

Полиуретановое покрытие PoiyPlex-P

Полифенилсульфидные (ПФС) покрытия

Периодическое ингибирование через затруб

При КВЧ мг/л скорость ГЖС на устье м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС на устье м/с

Неприменимо при работе скважины через затруб

Постоянное ингибирование через затруб

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

Неприменимо при работе скважины через затруб

Постоянное дозирование через капиллярную трубку

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии

Возможность адресной защиты (включая ПЭД)

Задавка ингибитора в пласт

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии

Использование пружинного контейнера-дозатора

Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии-наличие зумпфа

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

Применима для защиты УЭЦН

Высокоскоростное газопламенное напыление

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.

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.

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.

Автор: Н. Д. Булчаев, Н. Н. Позднякова, Сибирский федеральный университет,

источник

Добавить комментарий