Геологические процессы и документы

 1. Определение нефти, физические и химические свойства нефти.

Первое упоминание о  нефти как о горючей жидкости зафиксировано в IX-XI веках до н.э. на территории сегодняшнего Азербаджана.

Нефть – это природный минерал, представляющий собой маслянистую жидкость от темно-коричневого до белого цвета со специфическим запахом.

Химические  свойства:

          Основными элементами, образующими  нефть, являются углерод (до 87%) и водород (до 14%). В нефти также  присутствуют такие химические  элементы как сера, азот, кислород (до 0,8%), и незначительную часть (до 0,03%) составляют хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кремний, фосфор и др.

           Углеводородные соединения, входящие  в состав нефти, подразделяются  на три группы:

• первая – это метановая (или алканы) с содержанием до 20%. Характеризуется наличием газообразной, жидкой и твердой фазы.
• вторая – это нафтеновые (или цикланы) с содержанием до 75%.
• третья – это ароматические (или арены) с содержанием до 20%.

Физические  свойства:

К физическим свойствам относят следующие:

1. плотность нефти – это масса нефти, извлеченная из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема.

Плотность обычно равна 700-800 кг/м3 (для условий месторождений  Когалымского региона она в среднем  составляет 760 кг/м3). Измеряется пикнометрами или ареометрами.

В зависимости от плотности  нефти делятся на легкие (это менее 850 кг/м3) и тяжелые (это более 850 кг/м3)

Физические свойства нефти могут изменяться в зависимости  от факторов, воздействующих на нее: температуры, давления, наличия примесей. С увеличением газосодержания и температуры плотность нефти уменьшается.

2. вязкость – это свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении.

Различают динамическую и кинематическую вязкость.

Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости к плотности, ее единица измерения – м²/с.

Текучесть - величина обратная динамической вязкости.

3. Газосодержание пластовой нефти (или пластовый газовый фактор) – это количество газа, растворенного в единице объема пластовой нефти и измеренный в пластовых условиях.
4. Газовый фактор – это количество газа, получаемое при сепарации нефти и приходящееся на 1т дегазированной нефти
5. Давление насыщения – это давление, при котором начинается выделение из нефти первых пузырьков растворенного газа.
6. Коэффициент термического расширения нефти – характеризует степень расширения нефти при увеличении температуры на 1 градус.
7. Коэффициент сжимаемости нефти – это показатель изменения объема нефти при изменении давления на 0,1 МПа. Он характеризуется упругостью нефти.
8. Объемный коэффициент пластовой нефти – это отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной нефти при стандартных условиях. 

 

2. Методы борьбы с отложениями парафинов.

Парафин - это твердые углеводороды метанового ряда.

Температура плавления  парафина составляет 52 - 62 ⁰С.  

           В пластовых условиях парафин  находится в растворенном состоянии.  При снижении температуры, давления  и выделения из нефти растворенного  газа начинается выпадение парафина в виде кристалликов на НКТ, ГНО, нефтепроводах.

АСПО – это смесь наиболее тяжелой части нефтеуглеводородов, смол и асфальтенов.

АСПО содержится в  составе всех нефтей Западной –  Сибирского региона.

В зависимости от содержания парафина нефть делится на три группы:

            - Парафинистая (более 2%).

            - Слабопарафинистая (1-2%).

            - Безпарафинистая (менее 1%).

На интенсивность выпадения  парафина  оказывают влияние следующие  факторы:

- скорость потока.

- газовый фактор.

- состояние оборудования (обработана поверхность чем-либо).

- рост обводненности.

Таким образом:

формирование парафина происходит в результате выпадения  из перенасыщенного раствора, твердых  углеводородов на охлажденной поверхности. Отложения формируются при условии фазового превращения.

       Все методы борьбы с отложениями парафина разделяются на две группы:

1. направленные на предотвращение образования отложений.

К этой группе относятся  методы, связанные с:

• покрытием поверхностей НКТ различными эмалями, стеклом,
• использованием различного рода ингибиторов парафиноотложений (для условий Когалымского региона используются такие ингибиторы как ХПП-007(ТЭ), ХПП-004(ТЭ)
• использованием магнитных индукторов нефти или устройств магнитной активации жидкости (УМЖ, МАС – обычная труба со встроенными магнитами).

2. направленные на удаление отложений:

1. физические методы: тепловые обработки скважин с использованием АДПМ, электроподогрев, механический скребок;
2. химические методы: применение различных растворителей, контейнерная загрузка).

 

3. Методы борьбы  с солеотложениями на рабочих  органах УЭЦН, ШГНУ.

3.1 Предотвращение  осадкообразования  при глушении  скважины водным раствором

хлористого  кальция

После проведения комплекса  работ по ПРС перед запуском установки  необходимо:

Произвести замену раствора хлористого кальция на водный раствор ингибитора, закачав в затрубное пространство в следующей последовательности:

• 10 м3 воды-  «подушка»
• раствор ингибитора (растворив 300 кг ингибитора в 10 м3 воды)

В зимний период при температуре  окружающей среды ниже минус 15 гр. С. использовать подогретую до температуры не ниже 35 гр. С.  воду.

Давление закачки не должно превышать 60 атм.

Запустить скважину в  работу в течение часа после спуска насосного оборудования.

Отложения неорганических солей происходит при всех способах эксплуатации, наиболее интенсивно - при форсированной добыче нефти. Процесс интенсифицируется при снижении давления ниже давления насыщения.  Отложения представлены в основном карбонатом кальция. Причина - выщелачивание карбонатных пород продуктивного горизонта под действием закачиваемых вод и насыщение, как следствие, пластовых вод гидрокарбонатными ионами. При поступлении в скважину таких насыщенных растворов происходит выпадение осадка.

Химические методы защиты:

• обработка призабойной зоны продуктивного пласта;
• закачка расчетного количества ингибитора в затрубье работающей скважины;
• замена жидкости глушения на ингибированный раствор при глушении скважин раствором CaCL2. Для этих целей используют водорастворимые ингибиторы солеотложений серии ХПС производства   Когалымского завода химреагентов.

3.2 Закачка  ингибитора солеотложений в призабойную  зону пласта 

Закачку ингибитора в  ПЗП производят при ТКРС в следующих  условиях:

• Скважина, находится в фонде, осложненном солеотложениями;
• При обнаружении на ГНО  солеотложений; 
• При интенсификации добычи нефти – изменение способа эксплуатации скважины с ШГНУ на УЭЦН с целью предупреждения образования солеотложений.

Для очистки нефтепромыслового  оборудования и призабойной зоны скважины от ранее отложившихся солей используют 10-15% ингибированную соляную кислоту.

Для обработки призабойной  зоны продуктивного пласта используют 2-10% раствор ингибитора в попутно - добываемой или пресной воды, обработанной 0,1% от обьема используемой воды гидрофобизатором типа ИВВ-1.

В качестве буферной жидкости применять попутно - добываемые  или пресные воды, обработанные гидрофобизатором из расчета 0,1% к объёму использованной воды. При глушении скважины нефтью в качестве буферной жидкости  применять  нефть без добавления гидрофобизатора.

Для продавки водного  раствора ингибитора и буферной жидкости в призабойную зону продуктивного  пласта используется  цементировочный  агрегат ЦА-320М, АНЦ-320, УНБ 160/40.

В зимний период  при  температуре окружающей среды ниже минус 15 гр.С. для приготовления раствора ингибитора и буферной жидкости использовать подогретую до температуры не ниже 35 гр.С. техническую воду, обработанную гидрофобизатором из расчета 0,1% к объему использованной воды.

3.3 Обработка  ингибиторами солеотложения методом периодической закачки

в затрубное  пространство скважин

Объем разовой закачки  определяется по формуле:

                                                    V= V0QвТ 10^-3 / р

  где: Vo- уд. расход ингибитора (20 г/тн - для ХПС 005, 30 г/тн. – др. марки);

                       Qв- суточный дебит скважины по воде, тн/сут;

                       Т- периодичность дозирования,  сут. (15 сут.);

                        р- плотность ингибитора, г/см3 (по  ТУ для   ХПС 005 – 1,05-1,15;

ХПС 001 -1,00 до 1,17;)

Обработку скважин ингибиторами солеотложения методом периодического дозирования в затрубье производить  в следующей последовательности:

- сбросить избыточное  давление из  затрубья  в выкидную  линию;

- проверить затрубную  задвижку со стороны обратного клапана, если она открыта- закрыть;

- подсоединиться к  свободной затрубной задвижке;

- опрессовать нагнетательную  линию на полуторократное рабочее  давление;

- закачать расчетное  количество ингибитора в межтрубное  пространство;

- затрубную задвижку  со стороны обратного клапана оставить в закрытом положении в течение суток.

Для осуществления контроля качества выполнения технологии обработки  скважины ингибитором солеотложения  рекомендуется производить отбор  проб продукции скважины в объеме 0,5 л после проведения обработки на остаточное содержание ингибитора солеотложения (ответственный- заместитель начальник ЦДНГ по производству).

        Выполнение операции оформляется  актом. Один экземпляр  акта  хранится в деле скважины ЦДНГ, второй экземпляр  - в  участке химизации УРС.

Работы выполняются  с соблюдением требований «Технологического  регламента на проведение работ по борьбе солеотложениями» и  «Правил  безопасности в нефтяной и газовой  промышленности»

 

4. Методы борьбы  с коррозией трубопроводов:

• применение ингибиторов коррозии;
• использование труб в антикоррозионном исполнении;
• применение полимерных труб;
• установка магнитных активаторов жидкости на низконапорые трубопроводы.

Ингибиторы коррозии образуют на поверхности металла  защитные пленки, которые препятствуют доступу агрессивной среды. Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии применяются два технологических процесса ингибирования, отличающихся способом дозирования реагента:

• постоянное - через стационарные узлы дозирования;
• периодическое - в затрубное пространство добывающих скважин.

Для защиты  трубопроводов  используются реагенты ХПК-002 (М,Ф),   ХПК-002(120) плотностью 0,85-0,92 г/см3 - подвижные  жидкости от светло-коричневого до тёмно-коричневого цвета производства ОАО «РДН ГРУП» филиала «Когалымский завод химреагентов»:

Технология  постоянного дозирования:

• применяется для защиты основных межпромысловых трубопроводов с обводненностью более 30 % и трубопроводов системы ППД.
• предусматривает создание защитной пленки ингибитора на внутренней поверхности трубопровода.

  Для создания защитной  пленки и в последующем, поддержания  ее в эффективном состоянии  необходимо:

• закачка разовой ударной дозы реагента (при пуске трубопровода в эксплуатацию);
• постоянное дозирование реагента с рабочей концентрацией 15-40 г/м3 (сразу после ударной обработки; рабочая концентрация устанавливается по рекомендации ЛЗК ЦНИПР, исходя из фактических значений скорости коррозии).

Закачка разовой ударной  дозы реагента для создания защитной пленки на внутренней поверхности трубопровода производится  насосным агрегатом  типа ЦА-320 через быстроразъемное соединение на трубопроводе. Необходимое количество реагента подается в трубопровод из расчета 120 г/м3.

Постоянная дозировка  реагента с рабочей концентрацией 15-40 г/м3  осуществляется при помощи дозировочного насоса, который запускается в работу непосредственно после закачки ударной дозы. Производительность дозировочной установки определяется расчётным путём. Обвязка наземного оборудования при закачке реагента должна обеспечивать герметичность и непрерывность процесса, возможность замера расхода реагента, давления в трубопроводах и нефтесборных сетях.