Промысловый сбор и подготовка скважинной продукции

      Реже  пока применяют четвертый и шестой методы, которые по сравнению со вторым обходятся нефтегазодобывающим  управлениям значительно дешевле.

      Очистка осуществляется следующим образом. Камера запуска, установленная на струне фонтанной арматуры , заряжается резиновыми шарами, диаметр которых несколько больше (на 2-3 мм) внутреннего диаметра выкидной линии. По мере того, как выкидные линии запарафиниваются, из камеры запуска подается резиновый шар, который потоком жидкости проталкивается до распределительной батареи групповой замерной установки, где находится приемная камера. Для подачи шаров из камеры  открывается заслонка  и вентиль.

      Резиновые шары счищают отложения парафина со стенок выкидных линий и проталкивает их в приемную камеру, из которой они направляются по линии в емкость, откуда их затем извлекают.

      Шары  можно повторно использовать. Описанный  способ очистки труб успешно применяется  на месторождениях Украины, Туркмении, Татарии и др.

      На  некоторых месторождениях (Самотлор, Речица) в процессе эксплуатации скважин наблюдается интенсивное выпадение солей в рабочих органах электроцентробежных насосов (ЭЦН) и штанговых насосов, а также в насосно-компрессорных трубах и выкидных линиях. Выпадение солей в основном наблюдается в обводненных скважинах. Пластовые воды, поднимаемые на поверхность вместе с нефтью могут содержать свыше 400 г\л солей, а плотность этих вод достигает 1,4 г\см³.

      Соли, содержащиеся в пластовых водах, могут быть как водорастворимые (NaCl, CaCl₃), так и водонерастворимые (CaCO₃, CaSO₄ и т.д.).

      Основная  причина выпадения этих солей  в процессе добычи нефти – нарушение  термодинамического равновесия в скважине при подъеме нефти и пластовой  воды от забоя до устья, обусловленное  снижением температуры и давления.

      При этом происходит пересыщение пластовой  воды и из последней, согласно законам  растворимости, выпадают в виде кристаллов наименее растворимые соли, заклинивая рабочие органы насосов и выводя их из строя. Так, например на Самотлорском месторождении ЭЦН выходят из строя в связи с отложениями солей за 25-30 дней, тогда как эти насосы без образования в них осадков могут работать свыше 250 дней.

      Существуют  следующие методы борьбы с отложениями  солей при эксплуатации скважин: химические методы и применение пресной воды.

      Химические  методы борьбы с образованием солей  в скважине применяют, главным образом, при выпадении карбонатных и  сульфатных солей (водонерастворимых).

      В качестве реагентов применяют –  гексаметафосфат натрия (NaPO₃)₆ и триполифосфат натрия как в чистом виде, так и с добавкой дубового экстракта или других присадок.

      Сущность  данного метода борьбы с осложнениями солей сводится к тому, что водный раствор гексаметафосфата натрия (0,1 вес.%) образует коллоидный раствор, который  не дает осадка солей.

      С отложениями водонерастворимых  солей можно бороться также с  помощью растворов соляной кислоты: 

                CaCO₃ + 2HCl = CaCl₂ + H₂O + CO₂­         (5.1.1)

                    ­                                     ­

          соль не растворятся          соль растворяется

                   в воде                                  в воде

      Однако, как показала практика, применение растворов соляной кислоты быстро приводят к порче оплетке кабеля для ЭЦН и усиленной коррозии оборудования, в связи с чем  эти растворы, как правило, не применяется.

      Для борьбы с образованием отложений  водорастворимых солей (NaCl, CaCl₂) самым эффективным оказался метод подачи в добываемую продукцию скважин пресной воды.

      Пресную воду можно подавать двумя способами: 1) непрерывный подлив на забой скважины в процессе эксплуатации; 2) периодический подлив в затрубное пространство.

      Первый  способ позволяет исключить возможность  выпадения солей в скважине путем  перевода пересыщенного раствора солей  в ненасыщенное состояние, в результате чего кристаллы солей не образуются и не выпадают в осадок.

      Смешение  высокоминерализованной пластовой  воды с пресной, подливаемой в  затрубное пространство скважины (8-14%), позволяет компенсировать уменьшение растворимости солей, вызванное  снижением температуры потока.

      Второй  способ рассчитан на периодическое  растворение в скважине по мере накопления их осадка.

      Для осуществления обоих методов  на месторождениях, где водорастворимые  соли выпадают в скважинах, должны строиться  сети водоснабжения пресной водой и подготовки этой воды. Водоподготовка заключается в химической обработке пресной воды для исключения возможности образования и выпадения нерастворимых солей при взаимодействии пресной воды с пластовой.

      Сети  водоснабжения и водоподготовки могут быть централизованными (исходящие из одного пункта) и децентрализованными – все зависит от местных условий (наличие пресных вод и климатические условия).

      Однако  там, где предусматривается разработка месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки пресной воды в пласт, строительство специальной сети водоснабжения для борьбы с отложениями солей необязательно.   В этом случае от общих водоводов прокладываются водоводы небольшого диаметра (25-37 мм) к каждой эксплутационной скважине. На них устанавливаются расходомерная шайба с вентилем для регулирования подачи пресной воды.

       

      5.2. Внешняя и внутренняя коррозия  трубопроводов и методы их защиты

        Коррозия – разрушение металлов  вследствие химического или электрохимического  взаимодействия их с внешней (коррозионной) средой. Скорость коррозии выражают обычно числом граммов металла, разрушенного в течение часа (года) на площади 1м², или величиной распространения этой коррозии в глубь металла (в мм/год).

      Трубопроводы, проложенные на площади месторождения, могут подвергаться трем видам коррозии: атмосферной, почвенной и внутренней. Однако процесс коррозии протекает двумя путями: 1) под влиянием прямого химического воздействия среды на металл (окисление кислородом воздуха, взаимодействие кислой и щелочной среды) и 2) в результате электрохимических реакций, сопровождающихся прохождением электрического тока между отдельными участками поверхности металла.

      Атмосферная коррозия – это обычное ржавление  труб, уложенных на поверхности земли. Разрушающее действие атмосферной коррозии невелико. Её легко можно устранить путем нанесения на поверхность труб масляных красок или лаков.

      Почвенная коррозия трубопроводов наиболее опасна и методы борьбы с ней более  сложны и дороги. Интенсивность почвенной  коррозии зависит от химического состава почвы, её влажности, химического состава почвы, её влажности, химического состава и неоднородности металла. Так, например, в сухом песке, не содержащим солей, трубопровод может лежать длительное время без заметных повреждений коррозией, и наоборот, во влажной солончаковой почве он может разрушиться (в течение года) и выйти из строя. Такое положение в основном можно объяснить следующим образом. При производстве стальных труб трудно достичь однородности химического состава металла трубы. Как правило, в теле трубы имеются вкрапления неоднородных по химическому составу частиц металла. Трубы, уложенные в траншею, при наличии в ней тех или иных солей и влаги находятся как бы в электролитической ванне. В этих условиях неоднородные частицы металла труб образуют гальванопары, между которыми возникает электрический ток. Течение электрического тока по телу трубы является результатом электрохимических процессов, возникающими между различными металлами, помещенными в электролит. В результате возникновения электрического тока, протекающего от анода (т.е. металла с высоким потенциалом)  катоду, анод разрушается. Упрощенно говоря с анода (т.е. с трубы) в электролит (почву) уносятся частицы металла в виде положительно заряженных ионов, поэтому анод, разрушаясь, образует в трубе свищ. Образование гальанопар в металле трубы может быть вызвано не только разницей в химическом составе и плотности самого металла, но и различными усадочными напряжениями и деформацией труб, возникающими в процессе перевозок. Разность потенциалов между такими участками трубы может достигать 1,5 В.

      Внутренняя  коррозия стенок труб может возникает  в результате контакта с жидкостями, имеющими кислые или щелочные основания.

      Кроме коррозии металлов указанных видов, в нефтегазосборной системе трубопроводов может образоваться также электрокоррозия, возникающая под действием блуждающих токов, вызванных утечками их с рельсов электрофицированного транспорта.

      В связи с тем, что трубопроводы, проложенные на площадях нефтегазодобывающих  предприятий, подвергаются коррозии изнутри и снаружи, их защита осуществляется как с внешней, так и с внутренней стороны.

      Ко  всякому антикоррозийному покрытию труб должны предъявляться следующие  требования: водонепроницемость, прочность  сцепления покрытия с металлом, хорошая изоляция от электрического тока, достаточная прочностьи способность сопротивляться механическим воздействиям при засыпке траншеи, низкая стоимость.

      Защита  трубопроводов от почвенной коррозии делится на пассивную  и активную. Пассивная защита сводится к изоляции поверхности трубопровода изолирующими покрытиями, в качестве которых можно использовать различные сорта битумов, а также полиэтиленовые и поливинилхлоридные пленки.

      Битумные  покрытия наносятся слоями на сухую, очищенную до металлического блеска поверхность труб, затем трубы покрываются гидроизолом. С течением времени битумные покрытия теряют свои защитные свойства.

      По  мере развития промышленности пластмасс  все большее применение находят  изоляционные покрытия на основе полимеров. Высокие прочностные свойства полимеров в сочетании с их химической стойкостью обеспечивают эффективную защиту трубопроводов. Эти покрытия технологичны и экономичны: трудоемкость нанесения их в 2-4 раза, а материалоемкость в 8-10 раз меньше, чем битумных. Однако полимерные покрытия ещё недостаточно изучены в условиях длительной эксплуатации. Полимерные покрытия для изоляции применяются в виде липкой ленты, на которую нанесен клей. Ленту наносят на очищенный и загрунтованный очистными машинами трубопровод.

      Описанная внешняя защита труб от коррозии не может оставаться эффективной на весь период эксплуатации трубопровода. Поэтому через некоторое время (6-10 лет) сооружают катодную или протекторную защиту (активную) защиту трубопроводов.

      При активной защите процессы коррозии переносятся с трубопровода на заземляющие устройства (аноды), т.е. разрушается не трубопровод, а анод, выполненный из металла.

      В качестве источника энергии для  катодной защиты может служить любой  источник постоянного тока с напряжением  около 20 В. мощность, потребляемая для катодной защиты, колеблется от 1 до 20 кВт в зависимости от коррозионной активности почвы, протяженности защищаемого участка, качества и состояния изоляционного слоя.

      Для повышения эффективности катодной защиты и сокращения затрат электроэнергии защищаемый участок трубопровода отделяется от соседних участков фланцевым соединением с прокладкой из диэлектрического материала. В качестве заземленных анодов применяют специальные сплавы. Обычно аноды располагают посередине защищаемого участка трубопровода на расстоянии 100-15 м от последнего.

      Одна  катодная станция в зависимости  от сопротивления защитного покрытия может защищать участок трубопровода длиной от 5 до 25 км. Катодной защитой  можно предотвращать коррозию днищ нефтяных резервуаров и различных подземных металлических емкостей.

      Защита  трубопровода от элетрохимической коррозии протекторами осуществляется без подведения внешней энергии и сводится к  работе гальванического элемента. Принцип  работы протекторной защиты трубопроводов  следующий. Параллельно защищаемому трубопроводу в землю зарывают протекторы, электрический потенциал которых ниже потенциал которых ниже потенциала материала трубопровода (магний, рафинированный цинк, алюминий и т.д.). Протекторы соединяют с трубопроводом изолированным проводником. При возникновении разности потенциалов между трубой и почвой протекторы превращаются в разрушенные аноды, в результате чего трубопровод предохраняется от коррозии.

      Преимущества  протекторной защиты: 1) отпадает необходимость  в сооружении катодных станций и источников тока; 2) простота схемы; 3) отсутствие эксплутационных затрат.

      К недостаткам протекторной защиты следует  отнести прежде всего необходимость  расходования цветных металлов и  поэтому сравнительно большие капитальные  затраты.

      Для трубопроводов, транспортирующих нефть с большим содержанием пластовых, сильно минерализованных вод и сернистых соединений, особую опасность представляет внутренняя коррозия труб.

      Для предохранения трубопроводов от внутренний коррозии эффективны различные  лаки, эпоксидные смолы и ингибиторы. Эффективность применения ингибиторов выражается в виде защитного эффекта.