Статья:

Влияние соляно-кислотных обработок на внутрискважинное оборудование

Конференция: IX Студенческая международная научно-практическая конференция «Естественные и медицинские науки. Студенческий научный форум»

Секция: Науки о Земле

Выходные данные
Садыков Р.Т. Влияние соляно-кислотных обработок на внутрискважинное оборудование // Естественные и медицинские науки. Студенческий научный форум: электр. сб. ст. по мат. IX междунар. студ. науч.-практ. конф. № 9(9). URL: https://nauchforum.ru/archive/SNF_nature/9(9).pdf (дата обращения: 19.09.2019)
Лауреаты определены. Конференция завершена
Эта статья набрала 0 голосов
Мне нравится
Дипломы
лауреатов
Сертификаты
участников
Дипломы
лауреатов
Сертификаты
участников
на печатьскачать .pdfподелиться

Влияние соляно-кислотных обработок на внутрискважинное оборудование

Садыков Радик Талгатьевич
студент, Тюменский индустриальный университет РФ, г. Тюмень
Кадочникова Лилия Михайловна
научный руководитель, канд. физ.-мат. наук, доцент, Тюменский индустриальный университет, РФ, г. Тюмень

 

Обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) раствором соляной кислоты проводят на всех этапах разработки месторождения (залежи) для повышения фильтрационных характеристик ПЗП для повышения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Технологию и периодичность проведения работ обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия опираясь на проект разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Существует множество достоинств и недостатков  применения данной технологии.

К достоинствам можно отнести отсутствие необходимости глушения скважины на период обработки, большое число кислотных композиций, что позволяет подобрать оптимальный состав под любую скважину.

Однако, данная технология имеет ряд недостатков, к которым можно отнести уменьшение межремонтного периода подземного оборудования, вследствие химического корродирования металлов (с кислотой). [1, с 23]

В начале марта 2011 года  на скважине №3 Желябовского  и №160 Верхне- Ветлянского месторождений  произошло несколько случаев разрушения ниппельной части переходников  замков, ЗТУ 90-62 З-80 производства ОАО «Орский машиностроительный завод», изготовленных в декабре 2010 г. (рисунок 1).

 

Рисунок 1. Разрушение переходников замка ЗТУ 90-62 З-80

 

Переходники находились в скважинах при проведении обработки 12% соляной кислотой.

Переходники и муфты замков из скважины были изготовлены из стали марки 40ХМФА, с пределом прочности на уровне 1050 -1150 МПа (30-35 HRC) , что соответствуют требованиям ТУ.

При  проведении соляно-кислотных обработок pH среды в скважинах резко понижается до весьма низких значений. В результате, условия эксплуатации по классификации стандарта NACE MR0175/ ISO 15156 «НЕФТЯНАЯ И ГАЗОДОБЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ – МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩЕЙ СРЕДЕ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА» соответствуют самой жесткой  третей области. В соответствии с рекомендациями этого стандарта для использования в сероводородсодержащей среде пригодны стали после термической обработки, включающей закалку с последующим отпуском, нормализацию или нормализацию с последующим отпуском и имеющие твердость не выше 23 HRC.

Закаленная сталь с твердостью 35-37 HRC. непригодна для эксплуатации в средах, содержащих даже следы сероводорода.[2, с 43]

Из проведенных исследований следует: Разрушение ниппельной части переходников замков произошло в результате коррозионного растрескивания под напряжением, вследствие  воздействия на внутреннюю поверхность коррозионно-активной среды содержащей сероводород и  приложенных механических нагрузок.

 

Рисунок 2. Разрушение валов ЭЦН

 

Разрушению в результате коррозионного растрескивания под напряжением подвержены валы насосов ЭЦН, изготовленные из высокопрочных сталей мартенситно-аустенитного класса, марок 05Х16Н4Д2Б и 03Х14Н7В, которые в процессе эксплуатации испытывают также изгибающие, знакопеременные нагрузки (Рисунок 2).

Высокопрочные высокохромистые стали аустенитно-мартенситного класса с содержанием никеля до 6 %, с твердостью выше 40 HRC  весьма чувствительны к концентраторам напряжения, подвержены охрупчиванию и коррозионному растрескиванию при эксплуатации в H2S-содержащей среде. Всё это в конечном итоге приводит к их ускоренному разрушению.

Одно из этих предприятий предоставило данные о разрушении на её скважинах девяти валов насосов с группой прочности Т11 – Т14 проработавших от 7 до 217 суток.

HCl-содержащие растворы, применяемые ОАО «Самаранефтегаз» для обработки призабойных зон скважин, характеризуются крайне высокой коррозионной активностью, особенно, в сочетании с H2S-содержащими пластовыми средами.

Под воздействием HCl-содержащих растворов в присутствии следов сероводорода происходит коррозионное растрескивание высокопрочных материалов с твердостью 30-40 HRC (валов ЭЦН, пакеров, подвесных патрубков, технологических замков), время до разрушения может составлять несколько часов, и интенсивная общая коррозия, в том числе, и нержавеющих сталей, содержащих 13% хрома.[3, с 78]

Необходимо провести работу, направленную на понижение коррозионной агрессивности HCl-содержащих растворов, применяемых для обработки ПЗП и нейтрализацию сероводорода:

1. регламентировать способ ингибирования;

2. оценить способность кислотных растворов вызывать коррозионное растрескивание с учетом влияния сероводорода и применяемого ингибитора;

3. ужесточить входной контроль кислоты, применяемой для приготовления растворов;

4. после СКО в процессе освоения отбирать из пласта не менее 30м3 жидкости;

5. применять нейтрализаторы сероводорода.

 

Список литературы:
1. Амиров А.Д., Карапетов К.А. "Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин" М. Недра, 1979 г;
2. Сучков Б.М. "Причины снижения производительности скважин" Нефтяное хозяйство, 1988 г, №5;
3. Гиматутдинов Ш.К. Солеотложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба сними: Учеб. Пособие для вузов / Ш.К. Гиматутдинов, Л.Х. Ибрагимов, Ю.А. Гаттенбергер. − Грозный, 1985. – 87 с.