Книжная полка Сохранить
Размер шрифта:
А
А
А
|  Шрифт:
Arial
Times
|  Интервал:
Стандартный
Средний
Большой
|  Цвет сайта:
Ц
Ц
Ц
Ц
Ц

Полимерные армированные трубопроводы в современных гидравлических системах

Покупка
Основная коллекция
Артикул: 694963.01.99
Рассмотрены конструкции полимерных армированных трубопроводов и металлополимерных штанговых колонн, области их применения в технологических процессах добычи, транспортировки нефти и газа. Представлено вспомогательное оборудование, обеспечивающее соединение трубопроводов и штанговых колонн, спуск в скважины. Изложены результаты лабораторных стендовых испытаний и аналитические исследования.Для инженерно-технических специалистов, магистрантов и аспирантов вузов нефтегазового профиля.
Шайдаков, В. В. Полимерные армированные трубопроводы в современных гидравлических системах: Монография / Шайдаков В.В., Чернова К.В., Пензин А.В. - Вологда:Инфра-Инженерия, 2018. - 228 с.: ISBN 978-5-9729-0219-4. - Текст : электронный. - URL: https://znanium.com/catalog/product/989187 (дата обращения: 28.03.2024). – Режим доступа: по подписке.
Фрагмент текстового слоя документа размещен для индексирующих роботов. Для полноценной работы с документом, пожалуйста, перейдите в ридер.

В. В. Шайдаков, К. В. Чернова, А. В. Пензин








ПОЛИМЕРНЫЕ АРМИРОВАННЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
В СОВРЕМЕННЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ



Монография














Инфра-Инженерия Москва-Вологда 2018

УДК 622.276
ББК 361.79
Ш 17

  ФЗ №436-Ф3

Издание не подлежит маркировке в соответствии сп.1ч.2 ст. 1

Рецензент:
д-р техн. наук, профессор Коробков Г.Е., д-р техн. наук, профессор Лягов А.В.




       Шайдаков В. В., Чернова К. В., А. В. Пензин А. В.
Ш17 Полимерные армированные трубопроводы в современных гидравлических системах. Монография. /В.В. Шайдаков, К. В. Чернова, А. В. Пензин. Под общей ред. В.В. Шайдакова. -М.: Инфра-Инженерия, 2018.- 228 с.

ISBN 978-5-9729-0219-4


       Рассмотрены конструкции полимерных армированных трубопроводов и металлополимерных штанговых колонн, области их применения в технологических процессах добычи, транспортировки нефти и газа. Представлено вспомогательное оборудование, обеспечивающее соединение трубопроводов и штанговых колонн, спуск в скважины. Изложены результаты лабораторных стендовых испытаний и аналитические исследования. Для инженерно-технических специалистов, магистрантов и аспирантов вузов нефтегазового профиля.













© Шайдаков В. В., Чернова К. В., Пензин А. В., авторы, 2018
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2018


ISBN 978-5-9729-0219-4

    ВВЕДЕНИЕ


     Современный этап развития нефтегазовой промышленности можно охарактеризовать поиском новых материалов и идей. Все чаще производится замена металлических трубопроводов на полимерные, композитные. Полимеры обладают такими уникальными свойствами, как низкое влаго-поглощение и газопроницаемость, высокие диэлектрические показатели и химическая стойкость, что позволяет широко использовать трубы и фасонные изделия из этих материалов в строительной промышленности и в нефтегазовом комплексе [98].
     Одним из определяющих моментов, ограничивающих область применения данной технологии, являются прочностные показатели. Жесткие условия эксплуатации налагают определенные требования, в частности, трубопровод должен быть достаточно прочным; стойким к механическим воздействиям и при деформации принимать первоначальную форму, так как при спуско-подъёмных операциях в скважинах возможно пережатие трубопровода. Трубопроводы, изготовленные из современных полимерных материалов, армированные металлом, волокнами различной природы, лентами могут обладать уникальными эксплуатационными свойствами. На рынке представлен довольно широкий спектр полимерных армированных трубопроводов, способных выдерживать высокое давление итемпературы [98-101, 103].
     Технически и технологически проблемы производства таких трубопроводов во многом решены. Трудности, связанные с их широким внедрением, заключаются в неготовности промышленных, строительных и транспортных, ремонтных организаций их использовать. Вся существующая технология проектирования, строительства, эксплуатации, диагностирования и ремонта трубопроводных коммуникаций все еще ориентирована на металлические трубопроводы.

3

ПОЛИМЕРНЫЕ АРМИРОВАННЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ В СОВРЕМЕННЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ


     В настоящее время в нефтедобывающих компаниях России растет число скважин, оснащенных штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ), что составляет примерно от 40 до 45% всего фонда. Как правило, большая часть этих скважин относится к малодебитным и принадлежит, к так называемому, осложненному фонду, который характеризуется наличием отложения солей, асфальтосмолопарафинов, образованием стойких эмульсий, высокой коррозионной активностью откачиваемой пластовой жидкости, что требует проведения дополнительных технологических операций по снижению негативного влияния этих факторов на скважинное оборудование. Надежность работы штанговых скважинных насосных установок в этих условиях напрямую зависит от скважинного оборудования и колонны штанг в особенности, так как отказ скважинного оборудования приводит к дорогостоящим ремонтным работам, простою скважины и в конечном итоге к снижению среднегодового дебита и финансовым потерям предприятия. В настоящее время особенно актуальной становится задача повышения надежности работы штанговых колонн и всей ШСНУ в связи с интенсификацией добычи нефти. Это приведет, в конечном итоге, к росту преждевременных отказов штанговых скважинных насосных установок и штанговых колонн и как следствие увеличение затрат на добычу нефти в «старых» нефтедобывающих районах. В проведении лабораторных, аналитических, промысловых исследований участвовали и оказали содействие в написании данной монографии Зотов А.Н., Людвиницкая А.Р., Шайдаков Е.В., Сухоносов А.Л., Новиков А.Н., Драгана Ф.В., Антоненко А.А., за что авторы им весьма признательны.

4

        РАЗДЕЛ I ПОЛИМЕРНЫЕ АРМИРОВАННЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ



    ГЛАВА 1.
    ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЛУБИННО-НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

    Одной из актуальных проблем при эксплуатации нефтяных месторождений является выбор эффективного способа борьбы с осложнениями. Особую актуальность эта проблема приобретает в настоящее время в связи с вступлением большинства нефтяных месторождений страны, в том числе и месторождений Башкортостана, в поздние стадии разработки, характеризующиеся высокой обводненностью добываемой продукции. Например, более 80% скважин филиала АНК «Башнефть» - «Башнефть-Уфа» эксплуатируются с обводненностью продукции 70-90%. В результате закачки в продуктивные пласты для поддержания пластового давления (ППД) огромных объемов пресной и сточной вод происходит выщелачивание породообразующих минералов продуктивных пластов, разрушение пород призабойной зоны пласта (ПЗП), интенсификация образования отложений неорганических солей, твердых углеводородов, процессов коррозии промыслового оборудования.
    Современный уровень развития нефтедобывающей отрасли характеризуется разнообразием применяемых методов и технологий борьбы, предупреждения образования осложнений. Несмотря на это проблема борьбы и предупреждения осложнений продолжает оставаться актуальной. Причинами этого является разнообразие геолого-физических условий процессов разработки и эксплуатации объектов. Поэтому повышение эффективности методов и технологий разработки месторождений требует постоянного совершенствования применяемых методов, реагентов и технологий их применения.


5

ПОЛИМЕРНЫЕ АРМИРОВАННЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ В СОВРЕМЕННЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ

     Результатом эксплуатации скважин в осложненных условиях является преждевременный: выход из строя элементов насосной установки, конструкции скважины и ухудшение показателей «наработка на отказ», межремонтный период работы (МРП).
     По официальным данным, затраты на добычу нефти в России по сравнению с другими странами необычайно высоки, причем мы лидируем не только в абсолютных показателях, но и в темпах прироста затрат. Наибольшее распространение нашел химический способ предотвращения осложнений. Объем рынка химических реагентов в России оценивается около 10 млрд. руб. [1], при этом в среднем в скважину за год закачивается реагентов на сумму 100 ...300 тыс. руб. Поэтому весьма актуален вопрос снижения затрат на предотвращение осложнений без снижения эффективности защиты.

1.1. Солеотложения

     Образование отложения неорганических солей на внутренней поверхности нефтегазопромыслового оборудования имеет место при добыче обводненной нефти в процессе разработки большинства месторождений России [2-3].
     К числу основных технологических факторов, влияющих на обводнение скважин, относится режим эксплуатации скважины или, точнее, темп отбора жидкости из нее [4-7].
     Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации скважин, однако наиболее отрицательные последствия от солеотложения возникают при добыче нефти штанговыми глубинными насосами (ШГН) и установками электропогружных центробежных насосов (ЭЦН). Кристаллические образования неорганических солей на рабочих органах глубинных насосов приводят к повышенному их износу, заклиниванию и слому вала погружного центробежного электронасоса, заклиниванию плунжера ШГН и т.п.


6

ГЛАВА 1

Рисунок 1.1 - Отложения солей на рабочем колесе ЭЦН и на приемной сетке

     Межремонтный период работы механизированного фонда «солепроявляющих» скважин существенно уменьшается. Было отмечено, что использование ингибитора солеотложений способствует увеличению МРП почти в 3 раза.
     По преимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенного вида выделяется три группы солей: хлоридные, карбонатные и сульфатные.
     С каждым годом растут затраты на защиту оборудования от солеотложений. Это связано с проводимыми геолого-техническими мероприятиями по интенсификации добычи нефти, происходит рост действующего фонда скважин за счет проводимых мероприятий по извлечению труднодоступных запасов нефти, разработке пластов и ввода новых скважин. Это требует усовершенствования методов подачи химреагента в скважину, так как затраты на борьбу с солеотложениями несравненно ниже затрат, возникающих из-за выхода оборудования из строя, его ремонта или замены
     Проблема солеотложения в последние годы получила особую актуальность ввиду прогрессирующего роста обводненности пластовой жидкости на большинстве активно разрабатываемых нефтяных месторожде-нях России.

7

ПОЛИМЕРНЫЕ АРМИРОВАННЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ В СОВРЕМЕННЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ

Рисунок 1.2 - Отложение солей на деталях ЭЦН

Отложение солей на валу насоса

Отложение солей на корпусе насоса

Отложение солей на лопатках рабочего колеса насоса

8

ГЛАВА 1

     Например, на Самотлорском месторождении, с 2004 года солеотлагающий фонд увеличился в 2 раза за тот же период, и в настоящее время продолжает расти [8,9]. Тенденция к росту числа скважин, оборудование которых осложнено отложением солей, отмечается всеми компаниями, осуществляющими добычу нефти в Западно-Сибирском регионе. Ряд месторождений Восточной Сибири уже на начальной стадии разработки осложнен солями.


1.2. Асфальтосмолопарафиновые отложения

     Асфальтосмолопарфиновые отложения (АСПО) относятся к наиболее проблемным видам осложнений с точки зрения предотвращения и ликвидации последствий.
     Накопление АСПО происходит в основном в насосно-компрессорных трубах (НКТ), трубопроводах системы сбора нефти. Это приводит не только к снижению дебита, возрастанию давления в системе сбора, но и резкому уменьшению межремонтного периода (МРП) работы скважинного оборудования.
     К осложненным по АСПО относят скважины, например по критериям ряда нефтяных компаний, в нефти которых более 5% парафинов и динамической вязкостью нефти и эмульсий более 10 сПауз, в стандартных условиях.
     По данным промысловых исследований [10], при малой обводненности нефти характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования и достигает максимума на глубине 50-200 м, затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области устья (рисунок 1.3).


9

ПОЛИМЕРНЫЕ АРМИРОВАННЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ В СОВРЕМЕННЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ

Рисунок 1.3 - Отложения АСПО в колонне НКТ

     На поздней стадии разработки отмечен рост глубины начала формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет закачки большого количества воды, следовательно, общим снижением теплового потока [10].
     За 10 лет эксплуатации число скважин, в которых глубина формирования АСПО составляет более 900м, увеличилось почти в 3 раза.
     В процессе разработки месторождений ухудшаются свойства остаточной нефти. Это можно связать с образованием и накоплением в пласте окисленной, малоподвижной и неподвижной, биодеградированной и высокосернистой нефти.
     Увеличение содержания асфальтенов и парафинов приводят к уменьшению температуры насыщения нефти парафином а, следовательно, расширению зоны возможного формирования асфальтосмолопарафиновых отложений, смещению интервала АСПО в зону более высоких температур, то есть, начало отложения парафинов наблюдается на большей глубине.
     Кроме того, увеличение в составе отложений смол и асфальтенов приводит к изменению консистенции отложений, они становятся более пластичными, мазеподобными.

10