Повышение безопасности и ресурса промыслового оборудования в условиях воздействия механических примесей и отложения солей
На правах рукописи
ЕМЕЛЬЯНОВ АНАТОЛИЙ ВИТАЛЬЕВИЧ
ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ И РЕСУРСА ПРОМЫСЛОВОГО
ОБОРУДОВАНИЯ В УСЛОВИЯХ ВОЗДЕЙСТВИЯ
МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ И ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ
Специальность 05.26.03 – «Пожарная и промышленная безопасность»
(нефтегазовая отрасль)
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа-2003 2
Работа выполнена на кафедре «Материаловедение и защита от корро зии» Уфимского государственного нефтяного технического университета и в ООО «Инжиниринговая компания (ИК) «Инкомп-Нефть».
Научный руководитель доктор технических наук, профессор Бугай Дмитрий Ефимович.
Официальные оппоненты: доктор технических наук, доцент Шарафиев Роберт Гарафиевич;
кандидат технических наук Ишмуратов Равхат Гадеевич.
Ведущее предприятие ООО «Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) Октябрьскнефть».
Защита состоится «29» декабря 2003 года в 14-00 на заседании диссер тационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.
Автореферат разослан «28» ноября 2003 года
Ученый секретарь диссертационного совета Ибрагимов И.Г.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы В соответствии с Федеральным законом № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. трубо проводы систем поддержания пластового давления (ППД) и сбора скважин ной продукции относятся к опасным производственным объектам. Опыт экс плуатации нефтяных и газовых месторождений на поздней стадии разработ ки показывает, что одним из негативных факторов, существенно снижающих промышленную безопасность этих объектов, является отложение на внут ренней поверхности труб неорганических солей и механических примесей.
Оно наблюдается как при добыче и транспортировке нефти и газа, так и при их дальнейшей подготовке.
Мероприятия, направленные на устранение или снижение пагубного воздействия этого фактора, как правило, малоэффективны, не решают про блему в целом, а также требуют значительных материально-технических за трат. В результате имеют место удорожание добычи нефти и нарушение эко логического равновесия в окружающей среде.
Несмотря на повышенный интерес ученых к данной проблеме, до на стоящего времени не найдено ее приемлемого решения, так как наиболее при стальное внимание обращается на вопросы совершенствования уже сущест вующих достижений, а не на поиск инновационных альтернатив.
Выходом из сложившегося положения может служить разработка новых принципов, способов и средств, позволяющих более рационально и эффек тивно предотвращать указанные осложнения.
В диссертации исследуется возможность повышения безопасности и ре сурса промыслового оборудования путем удаления из флюидов механиче ских примесей и уменьшения солеотложения, достигаемых воздействием на промысловые жидкости магнитным полем, которое создается техническими устройствами принципиально новой конструкции.
Цель работы Разработка и техническая реализация новых принципов, позволяющих посредством воздействия магнитного поля на промысловые жидкости суще ственно интенсифицировать удаление из них механических примесей и сни жение солеотложения на металле, повышая тем самым промышленную безо пасность и ресурс добывающих скважин и трубопроводов.
В диссертации решались следующие задачи:
1. Оценка агрессивности промысловых сред ряда месторождений Запад ной Сибири и Урало-Поволжского региона, а также анализ статистических данных по аварийности трубопроводов, масштабам, особенностям и послед ствиям их разрушения.
2. Исследование влияния состава и свойств натурных сред, состава и концентрации механических примесей, а также особенностей структуры сформированных ими отложений на характер коррозии металла внутренней поверхности труб.
3. Обоснование целесообразности применения магнитной обработки промысловых жидкостей с целью коагуляции и последующего удаления фер ромагнитных частиц механических примесей, а также разработка соответст вующего технического устройства и его внедрение в нефтегазовой отрасли.
4. Определение режимов магнитной обработки скважинной продукции, при которых достигается значительный эффект снижения солеотложения на металле.
5. Разработка устройства для магнитной обработки промысловых жид костей, расчет его параметров и внедрение на нефтяном и газовом месторож дениях с целью снижения интенсивности солеотложения.
Научная новизна 1. Установлено, что основным фактором, негативно влияющим на про мышленную безопасность трубопроводов из стали 20 месторождений Урало Поволжского региона, является вызываемая механическими примесями ло кальная коррозия металла, поскольку при наличии в промысловых средах не менее 250 г/л ионов Сl-, Ca2+, Mg2+, K+, Na+, не более 20 и 0,1 мг/л сероводоро да и кислорода соответственно скорость общей коррозии не превышает значе ний, регламентируемых ГОСТ 9.908-90 (сталь стойкая). Показано, что стой кость стали 20 к общей коррозии обеспечивается экранирующим эффектом, проявляемым образующейся на поверхности фазовой пленкой хлорида натрия.
2. Для случая движущихся в расслоенном режиме промысловых сред с ми нерализацией не более 30 мг/л и содержанием менее 0,5 мг/л сероводорода (ус ловия месторождений Западной Сибири) получен критерий концентрации меха нических примесей (Смп 58,5 мг/л), позволяющий проводить диагностику вида коррозии металла и ее интенсивности без вскрытия трубопровода и, тем самым, определять превентивные меры по повышению его промышленной безопасности.
3. Предложен принцип повышения эффективности очистки промысловых сред от компонентов, вызывающих локальную коррозию металла труб и заби вание призабойной зоны пласта, заключающийся в коагуляции ферромагнит ных частиц механических примесей на поверхности постоянных магнитов.
4. Показано, что в нефтяных и газовых скважинах существенное сниже ние (в 1,8-1,9 раза) количества сульфатных и хлоридных отложений наблю дается при непродолжительном (не более 0,5 с) воздействии на продукцию постоянного магнитного поля напряженностью не менее 40 кА/м.
Практическая ценность 1. С целью повышения эффективности существующих методов удаления механических примесей из промысловых флюидов разработано и внедрено в ООО «НГДУ «Уфанефть» устройство для коагуляции ферромагнитных час тиц механических примесей (Пат. № 32485, Б.И. № 26, 2003), позволившее в случае фильтров тонкой очистки увеличить среднее значение коэффициента фильтрации на 19,0 %.
2. Разработана и внедрена в газопромысловом управлении (ГПУ) ООО «Оренбурггазпром» и ООО «ИК «Инкомп-Нефть» методика «Оценка эффек тивности воздействия магнитного поля на образование отложений хлористо го натрия». Методика используется в ООО «Оренбурггазпром» и ООО «ИК «Инкомп-Нефть» при проведении исследований влияния магнитного поля на солеотложение в промысловом оборудовании.
3. Разработано и внедрено в ООО «НГДУ «Арланнефть» и ГПУ ООО «Оренбурггазпром» устройство для магнитной обработки промысловой жид кости, снижающее интенсивность солеотложения в насосно-компрессорных трубах. Его установка в скважине № 137 ООО «НГДУ «Арланнефть» позво лила увеличить ее межочистной период в среднем в 2 раза.
Апробация работы и публикация результатов Основные результаты работы доложены и обсуждались на производст венных совещаниях ОАО «Белкамнефть» (Ижевск, 2001, 2002);
1-й научно практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2001);
Международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ИжГТУ (Ижевск, 2002);
53-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2002);
Всероссийской научно практической конференции «Разработка, производство и применение хими ческих реагентов для нефтяной и газовой промышленности» (Москва, 2002);
IV Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2003).
По результатам работы опубликовано 12 трудов: 7 статей и 4 тезиса докладов;
получен 1 патент РФ.
Объем и структура диссертации Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и приложений.
Объем диссертации 176 с. машинописного текста;
приводятся 32 таблицы, иллюстраций, 14 приложений. Список литературы содержит 118 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении приведена общая характеристика диссертации, сформули рованы цель и задачи исследований.
Первая глава посвящена оценке агрессивности перекачиваемых сред и анализу статистических данных по аварийности промысловых трубопрово дов, масштабам, особенностям и последствиям их разрушения (на примере Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений, а также Вятской и Абд рахмановской площадей Арланского и Ромашкинского месторождений).
В последнее десятилетие на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторож дениях наблюдается прогрессирующий рост обводненности добываемой продукции. На Ватьеганском месторождении она увеличилась в среднем на 50 %, на Южно-Ягунском – на 30 %, достигнув на обоих месторождениях около 74 %. Хотя средняя обводненность продукции на Вятской площади увеличилась всего на 5 %, ее среднегодовой уровень почти на 20 % выше.
Интенсификация добычи нефти и закачки воды на Абдрахмановской площа ди в начале 70-х годов также привели к значительному росту обводненности продукции. Комплекс работ по совершенствованию систем заводнения по зволил замедлить темп роста обводненности, однако ее значение остается на высоком уровне и составляет около 93 %.
Пластовые и сточные воды Вятской и Абдрахмановской площадей ха рактеризуются высокой минерализацией (до 260 г/л), главным образом за счет ионов хлора, а концентрация в них сероводорода достигает 20-50 мг/л.
Воды же всех пластов Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений имеют на порядок меньшее значение минерализации и, в отличие от сред Вятской и Абдрахмановской площадей, содержат большое количество би карбонат-ионов (741–997 мг/л). В попутной воде, отделяемой от нефти Ватье ганского и Южно-Ягунского месторождений, обнаруживается от 0,1 до 0,5 мг/л сероводорода, что не должно значительно увеличивать ее коррозионную ак тивность. В последние годы в сточной воде системы ППД обоих месторожде ний отмечается присутствие до 14 мг/л сульфат-ионов, что, в частности, можно связать с интенсификацией процесса сульфатредукции в заводняемых пластах.
Прокачка больших объемов воды по наиболее проницаемым пропласт кам привела к охлаждению запасов выше- и нижележащих интервалов, при чем восстановление температуры до значения первоначальной пластовой происходит очень медленно. Невысокие значения температуры (в пределах 30–40 0С) являются одним из условий роста и развития сульфатвосстанавли вающих бактерий (СВБ), которые обнаружены во всей технологической цепи добычи, подготовки и транспортировки нефти и воды, в том числе в приза бойных зонах пласта нагнетательных скважин рассматриваемых месторож дений, за исключением Вятской площади. Содержание СВБ в средах Абд рахмановской площади составляет 104-106, а Ватьеганского и Южно Ягунского месторождений - 105-106 клеток/мл.
Многократные флуктуации температуры и пластового давления с ам плитудой до 7,0 МПа послужили, в частности, причиной разрушения породы коллекторов, которая выносится добываемой жидкостью в трубопроводные коммуникации системы сбора, а при плохом качестве подготовки сточных вод - в трубопроводы системы ППД. Породообразующие компоненты и про дукты коррозии являются основными составляющими механических приме сей, содержащихся в перекачиваемых средах данных месторождений.
Указанные факторы способствуют увеличению коррозионной активно сти перекачиваемых сред, что, в свою очередь, создает благоприятные усло вия для роста аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД. Из об щего числа нарушений герметичности трубопроводов доля отказов по при чине коррозии составляет на Абдрахмановской площади 97,5 %, на Вятской 98,4 %. Из них на Абдрахмановской площади вследствие коррозии наружной поверхности труб произошло 27,0 % отказов, внутренней - 70,5 %. Для Вят ской эти значения составляют 74,4 и 24,0 % соответственно.
Более 90 % отказов по причине коррозии наружной поверхности труб приходится на внутриплощадочные нефтепроводы, для которых характерна язвенная коррозия. Наибольшая удельная аварийность по причине внутрен ней коррозии наблюдается на низконапорных водоводах и нефтесборных трубопроводах (таблица 1). Коррозия имеет локальный характер и развивает ся по нижней образующей труб, что является следствием формирования в этой области отложений механических примесей, работы макрогальванопар «металл трубы - отложения», а также роста и развития СВБ под пленками от ложений, скопления их метаболитов.
Таблица 1 - Средние значения удельной аварийности трубопроводов по причине внутренней коррозии Удельная аварийность по месторождению, шт./годкм Назначение трубопровода Абдрахмановская Ватьеганское Южно-Ягунское площадь Нефтесборные 0,070 0, 0, Напорные нефтепроводы 0,020 0, Низконапорные водоводы 0,060 0,084 0, Высоконапорные водоводы 0,010 0,017 0, Общий ущерб от аварий нефтепроводов на Южно-Ягунском месторож дении в период с 1995 по 2001 гг. превысил 1,5 млн. руб., а затраты на лик видацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения в пери од с 1991 по 2001 гг. составили 10,3 млн. руб. (в ценах 2002 г.).
На примере Южно-Ягунского и Ватьеганского месторождений показано также, что каждая авария приводит к загрязнению в среднем 25-50 м2 терри тории, а в результате 40 % аварий загрязняется до 100 м2 и более (рисунок 1).
31% 24% 5 16% 2% 27% 1 2 3 25 кв. м 50 кв. м 75 кв. м 100 кв. м свыше 100 кв. м Рисунок 1 - Доли аварий трубопроводов, приводящие к различной площади загрязнения территории Во второй главе рассмотрена зависимость проявлений коррозии, на блюдаемых на Вятской площади Арланского месторождения, от состава и свойств натурных сред. Исследовано также влияние состава механических примесей на коррозию нефтепромысловых трубопроводов.
Среды Вятской площади содержат сероводород в количестве, не превы шающем 20 мг/л, вследствие чего на поверхности металла образуются защит ные фазовые пленки полисульфидов железа, состоящие из троилита и пирита.
Содержание кислорода в этих средах также незначительно (от 0,05 до 0,1 мг/л), в силу чего он не может вызвать активного усиления коррозии.
Причиной малого содержания сероводорода и кислорода в средах Вят ской площади является их высокая минерализация (до 260 г/л), уменьшаю щая растворимость газов. Кроме того, на содержание кислорода влияет от сутствие подпитки сточных вод пресными, за исключением канализационных стоков. Известно, что высокая минерализация сред приводит также к сниже нию скорости коррозии металла за счет замедления диффузионных процес сов подвода деполяризатора к металлической поверхности и падения скоро сти разряда молекул кислорода.
Степень минерализации сред Вятской площади определяется преимуще ственно наличием хлорид-ионов (около 160 г/л), а также одновалентных (бо лее 83 г/л) и двухвалентных (более 13 г/л) катионов солей. Хлорид ионы при такой концентрации могут ингибировать коррозию даже при образовании на поверхности металла рыхлой пленки полисульфидов железа (за счет блоки рования активных участков поверхности). Одно- и двухвалентные катионы способствуют снижению скорости коррозии металла в сероводородсодержа щих средах вследствие повышения рН при гидролизе их солей, а также по причине высокой степени гидратации двухвалентных катионов, что снижает растворимость сероводорода.
Количество углекислоты в пластовых и сточных водах Вятской площади незначительно и не приводит к ускорению коррозии металла труб.
Исследование содержания СВБ в перекачиваемых средах показало от рицательный результат.
Изучение особенностей коррозии промысловых трубопроводов Вятской площади проводили в лабораторных и натурных условиях. Определяли ско рость коррозии металла образцов из углеродистой стали 20.
Лабораторные испытания выполняли тремя отличными по подходу ме тодами: гравиметрическим в U-образной ячейке, потенциодинамическим с помощью потенциостата ЕР 20А и методом поляризационного сопротивле ния, используя коррозиметр «Моникор-1М», в водной фазе натурной водо нефтяной эмульсии. Стендовые испытания по определению скорости общей коррозии стали 20 осуществляли с помощью установки «Моникор-стенд».
Коррозионной средой служила сточная вода системы ППД. Скорость корро зии металла труб в натурных условиях оценивали гравиметрическим мето дом с привлечением узлов контроля, монтируемых посредством лубрикатора.
Суммарная погрешность гравиметрического метода составила 5,24 %, потенциодинамического – 8,03 % и метода поляризационного сопротивления – 12,74 %. Погрешности определены для доверительной вероятности Р = 0,95.
Результаты испытаний представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Скорость коррозии металла образцов, определенная в различных условиях В лаборатории Натурные Условия испытаний На стенде реальная пла- модельная пла- испытания стовая вода стовая вода Скорость 0,093 0,087 0,024 0, коррозии, мм/год Невысокие значения скорости коррозии стали могут быть также связаны с наличием в среде некоторого остаточного количества применяемого на Вятской площади ингибитора коррозии. Для проверки этого предположения в лабораторных условиях определяли скорость коррозии стали в модельной среде, имитирующей по составу реальные среды рассматриваемого месторо ждения. Оказалось (см. таблицу 2), что скорость коррозии стали в реальной и модельной средах практически одинакова. Данный факт свидетельствует об отсутствии ингибитора в пластовой воде на выходе из скважины.
С целью дальнейшего установления причины невысокого значения ско рости коррозии стали 20 был проведен качественный рентгенофазовый анализ металла образцов-свидетелей до и после (рисунок 2) экспозиции в коррозион ной среде системы нефтесбора. Анализ осуществляли методом шагового ска нирования на дифрактометре ДРОН–3М в Cu-K - излучении с использова нием плоского графитового монохроматора на дифрагированном пучке.
На рентгенограмме металла образца, экспонировавшегося в коррозион ной среде, при малых углах дифракции идентифицированы две реперные ли нии отражения кристаллического хлорида натрия, что свидетельствует о его образовании на поверхности металла в ходе выдержки в электролите.
По-видимому, образовавшаяся фазовая пленка хлорида натрия вносит значительный вклад в замедление коррозии, играя роль барьера на границе раздела «металл – электролит».
Ф (100) Ф (100) NaCl (100) Ф (211) NaCl (200) Ф (200) Ф (200) Угол дифракции 2, град. Угол дифракции 2, град.
а) б) Рисунок 2 - Рентгенограммы металла образцов-свидетелей до (а) и после (б) экспозиции в коррозионной среде Однако на участках трубопроводов, характеризующихся высокой скоро стью движения перекачиваемой среды (1,2 м/с), происходит эрозионное разрушение этой пленки под воздействием механических примесей, и, как следствие, коррозионно-эрозионный износ металла (рисунок 3).
Рентгенофазовым и физико-химическим анализами установлено, что в составе механических примесей сточных вод системы ППД Вятской площади Арланского месторождения преобладают соединения железа в виде гематита Fe2O3, магнетита Fe3O4 и маггемита -Fe2O3, а также кварц SiO2 и различные модификации оксида алюминия, из которых 68,7 % имеют размер частиц не более 5010-6 м, а их концентрация изменяется снизу вверх по сечению тру бы от 712 до 275 мг/л.
Рисунок 3 – Образцы-свидетели с коррозионно-эрозионным износом металла На примере системы ППД Южно-Ягунского месторождения методом парной регрессии получена аналитическая зависимость отношения скоростей локальной и общей коррозии металла от концентрации механических приме сей в средах при расслоенном режиме течения. Данная зависимость описыва ется следующим уравнением регрессии:
Y = 1,71·X, (1) где Y – отношение скоростей локальной и общей коррозии металла, %;
X – концентрация механических примесей, мг/л;
1,71 – коэффициент регрессии.
Из (1) следует, что при равенстве скоростей общей и локальной корро зии концентрация механических примесей в промысловой жидкости состав ляет 58,5 мг/л. Следовательно, для промысловых жидкостей месторождений Западной Сибири во избежание локальной коррозии металла внутренней по верхности труб необходимо соблюдение критерия Смп 58,5 мг/л.
Таким образом, одним из наиболее негативных факторов, приводящих к существенному снижению промышленной безопасности и ресурса трубопро водных коммуникаций, является воздействие на металл внутренней поверх ности труб коррозионных сред, содержащих механические примеси. Это служит веским основанием для проведения работ по повышению эффектив ности их удаления из перекачиваемой жидкости.
В третьей главе рассмотрен способ магнитной коагуляции механиче ских примесей, позволяющий повысить эффективность их удаления из про мысловых сред. Приведены результаты внедрения устройства, разработанно го для осуществления магнитной коагуляции механических примесей.
Значительная часть механических примесей, содержащихся в сточных водах и эмульсиях месторождений Западной Сибири (15-25 %) и Урало Поволжского региона (45-65 %), относится к магнитным соединениям, что предопределяет целесообразность исследования возможности их коагуляции в магнитном поле.
Если некоторый объем жидкости v перемещать вдоль расположенных определенным образом постоянных магнитов (вдоль оси х на рисунке 4), то на содержащиеся в ней ферромагнитные частицы механических примесей будут действовать силы тяжести G и сопротивления обтеканию W, «архимедова» сила R и сила, действующая со стороны магнитного поля F.
Рисунок 4 – Схема действующих на частицу сил Если создать условия, при которых результирующая сила Р1, 2 направле на к поверхности магнита, то частицы будут притягиваться к поверхности из жидкости. Осевшие таким образом мелкодисперсные частицы также способ ны притягивать к себе другие ферромагнитные частицы, коагулируя до раз меров, обеспечивающих их отрыв потоком жидкости. Коагулированные ско пления частиц сохраняются в потоке вследствие действия сил остаточной намагниченности и связующих свойств веществ, присутствующих в жидко сти (например, смол, парафинов и асфальтенов).
Данный способ коагуляции реализован в специально разработанном уст ройстве (Пат. № 32485, Б.И. № 26, 2003), схема которого приведена на рисунке 5.
Рисунок 5 - Схема устройства для коагуляции ферромагнитных частиц (УКФЧ) механических примесей: 1 – корпус;
2 – пластина;
3 - постоянный магнит;
4 {-0,1;
0,009;
0}, 5 {-0,1;
0,008;
0,01}, 6 {-0,1;
0,005;
0,02}, 7 {-0,1;
0,005;
0,06} – точки начала движения частицы в устройство Значительную сложность при расчете и проектировании этого устройства представляет определение значения силы F, так как необходимо знать величины напряженности и градиента магнитного поля, которое создается системой посто янных магнитов и намагниченным металлом узлов устройства. Кроме того, на магничивание элемента объема металла происходит как вследствие воздействия поля системы постоянных магнитов, так и поля других элементов объема металла.
Для решения проблемы были разработаны алгоритм и программа расче та параметров магнитного поля, позволяющие вычислять его напряженность, градиент напряженности и силу в любой точке пространства внутри проек тируемого устройства при различном расположении конструктивных эле ментов, а также рассчитывать траекторию движения взвешенных частиц с учетом их магнитных свойств и вязкости жидкости.
Задача расчета напряженности магнитного поля разбивается на две час ти: 1) расчет суммарного поля системы постоянных магнитов;
2) расчет рас пределения намагниченности металла узлов устройства и создаваемого им магнитного поля.
Проекцию напряженности H z магнитного поля, создаваемого системой постоянных магнитов, на требуемое направление можно найти, направив ось z декартовой системы координат вдоль этого направления (см. рисунок 4) и затем вычислив интеграл по объему ферромагнитной частицы V.
[ ]dV, [ ] ) ( ) 3 z I x ( x, y, z )( rx x )+ I y ( x, y, z )(ry y + I z ( x, y, z )( rz z ) I z ( x, y, z ) ( rx x )2 + ry y 2 +( rz z )2 (2) Hz = ( ) 4 ( rx x ) + ry y +( rz z ) 2 2 V r где Ix, Iy, Iz - компоненты вектора намагниченности I, А/м;
x, y, z - координаты элемента объема ферромагнетика dV, м;
rx, ry, rz - координаты точки, в которой производится расчет магнитного поля, м.
Расчет поля системы постоянных магнитов проводили методом Монте Карло, позволяющим вычислять интеграл по сложной трехмерной области.
Расчет распределения намагниченности металла узлов устройства и вы числение создаваемого им поля также осуществляли методом Монте-Карло совместно с модифицированным нами вариантом метода релаксации.
Проекцию силы F на ось z определяли по формуле Fz = µ 0 H z M, (3) где М – магнитный момент частицы, А·м2;
- векторный дифференциальный оператор (набла), м ;
- µ 0 - магнитная постоянная, 4 ·10 Тл·м/А.
- Для однодоменной частицы М находили по формуле M о = I S V, (4) где I S - намагниченность насыщения материала частицы, А/м.
Для многодоменной частицы M м = H z V, (5) где - магнитная восприимчивость частицы, ед. СИ.
Траекторию движения ферромагнитных частиц рассчитывали с помо щью модифицированного нами алгоритма Верле, применяемого для случая конечноразностного решения систем дифференциальных уравнений.
Выполнены расчеты УКФЧ механических примесей ( = 5 ед. СИ;
диа метр частиц - 5010-6 м), содержащихся в сточной воде, которая транспорти руется по водоводу «РВС – БКНС-5» ООО «НГДУ «Уфанефть». Устройство имеет следующие размеры: Dн = 0,159 м;
Dв = 0,146 м;
а = 0,025 м;
b = 0,040 м;
c = 0,030 м;
t = 0,003 м. Материал трубы и пластин - сталь 20, остаточная маг нитная индукция постоянных магнитов Br = 1,3 Тл, форма магнитов – ци линдр. Количество магнитов по длине пластины – 20 шт.
В качестве примера на рисунке 6 приведены траектории движения фер ромагнитных частиц в данном УКФЧ.
0, поверхность пластины Y, м 0, 0, X, м -0,1 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0, -0, 4 7 -0,01 поверхность магнита поверхность пластины -0, Рисунок 6 – Траектории движения частицы: (4, 5, 6, 7 – см. рисунок 5) Устройство было установлено перед системой фильтров дожимной на сосной станции «Бузовьязы» ООО «НГДУ «Уфанефть» на указанном водо воде (рисунок 7).
Рисунок 7 - Место монтажа УКФЧ В период экспозиции УКФЧ среднее значение коэффициента фильтрации фильтров тонкой очистки увеличилось с 0,281 до 0,347 г/м3, то есть на 19,0 %.
В четвертой главе представлены результаты исследования влияния магнитного поля на снижение интенсивности отложения солей в скважинах ГПУ ООО «Оренбурггазпром» и ООО «НГДУ «Арланнефть», а также расчет параметров устройств для магнитной обработки добываемой продукции и сведения об их внедрении.
Особенности кристаллического строения неорганических солей и наличие в них дефектов структуры сказываются на процессе солеотложения. Так, дефек ты структуры увеличивают склонность солей к различным видам взаимодейст вия. С увеличением плотности упаковки ионов поверхностная энергия снижает ся, в результате чего реакционная способность солей уменьшается. Чем ближе кристаллическая решетка соли к идеальной, тем меньше возможность ее отло жения на поверхности металла и взаимодействия отложившейся соли с собст венными ионами, находящимися в растворе. Последнее особенно способствует снижению интенсивности отложения солей вплоть до его полного прекращения.
Известно, что магнитная обработка упорядочивает структуру кристаллов солей. В связи с этим была разработана методика, позволяющая оценивать влияние магнитного поля на снижение интенсивности процесса солеотложения.
Согласно методике, модельные или реальные промысловые среды обра батывают магнитным полем с различными параметрами и группируют вы павшие кристаллы солей по их размеру. Затем рассчитывают средние значения и дисперсии размеров кристаллов, выделившихся из необработанного ( x, S x2 ) и обработанного ( y, S y2 ) магнитным полем растворов. Степень снижения интен сивности отложения солей на поверхности металла определяют по формуле S x2 S y S= 100 %. (6) S x Исследования проводили в реальных средах добывающих скважин ГПУ ООО «Оренбурггазпром» и ООО «НГДУ «Арланнефть», для которых свой ственны хлоридные и сульфатные отложения соответственно.
Таблица 3 - Влияние магнитного поля напряженностью 20 кА/м на кристаллы хлорида натрия Форма изменения напряженности S x2 ;
S y, мкм x ;
y, мм S, % магнитного поля без магнитной обработки 1,656 987, постоянное магнитное поле 1,219 179,138 81, переменное магнитное поле (30 Гц) синусоидальная 1,370 358,324 63, треугольная 1,496 460,508 53, прямоугольная 1,480 443,266 55, Примечание: время обработки магнитным полем - 30 с.
Анализ полученных данных (таблица 3) показал, что для условий ГПУ ООО «Оренбурггазпром» наиболее эффективна обработка постоянным маг нитным полем.
Таблица 4 - Определение параметров постоянного магнитного поля S y, мкм Напряженность, кА/м Время обработки, с S, % y, мм 30,0 1,234 367,361 62, 0,5 1,075 221,776 77, 30,0 1,219 179,138 81, 0,5 0,804 152,969 84, 30,0 1,105 164,805 83, 0,5 0,443 102,816 89, Далее было определено влияние напряженности и длительности воздей ствия постоянного магнитного поля на снижение интенсивности отложения хлорида натрия, в результате чего установлено, что наибольший эффект на блюдается при напряженности 40 кА/м в течение 0,5 с (таблица 4).
Аналогичный результат получен в результате магнитной обработки скважинной продукции ООО «НГДУ «Арланнефть» (таблица 5).
Таблица 5 - Влияние магнитного поля на кристаллы сульфата кальция Форма изменения напряженности S x2 ;
S y, мкм x ;
y, мм S, % магнитного поля без магнитной обработки 2,119 996, постоянное магнитное поле _ 1,053 186,763 81, переменное магнитное поле (30 Гц) синусоидальная 1,404 293,735 70, треугольная 1,495 430,155 56, прямоугольная 1,496 416,869 58, Примечание: время обработки магнитным полем – 0,5 с, напряженность – 40 кА/м.
Разработано устройство (рисунок 8) для магнитной обработки жидкости и выполнен расчет его параметров.
Рисунок 8 - Схема устройства для магнитной обработки скважинной продукции: 1 – корпус;
2 – муфта;
3 – постоянный магнит Для условий ООО «НГДУ «Арланнефть» сконструировано устройство с длиной корпуса 0,30 м и диаметром 0,073 м. Длина корпуса устройства для газовых скважин составляет 0,42 м при диаметре 2 7/8//. Внутри корпуса в че тыре ряда одноименной полярностью в противоположных рядах расположе ны постоянные магниты: в устройствах для нефтяных скважин - по 10 штук в ряду с расстоянием между центрами магнитов 0,025 м;
для газовых скважин по 20 штук с расстоянием 0,02 м.
Участки эффективного воздействия постоянного магнитного поля (Н40 кА/м) в описанных устройствах имеют длину 0,210 и 0,375 м соответ ственно (рисунок 9), а время их прохождения жидкостью - 0,45 и 0,40 с.
Напряженность Н, А/м 0 0,1 0,2 0,3 0, Длина корпуса L, м Рисунок 9 - Величина и форма изменения напряженности магнитного поля в устройствах для магнитной обработки: 1 - ООО «НГДУ «Арланнефть»;
2 - ГПУ ООО «Оренбурггазпром»
Разработанное устройство для магнитной обработки в настоящее время проходит испытания в скважинах ГПУ ООО «Оренбурггазпром».
После установки устройства в скважине № 137 ООО «НГДУ «Арлан нефть» ее межочистной период увеличился в среднем в 2 раза.
ВЫВОДЫ 1. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений промышлен ная безопасность трубопроводных систем в особой степени зависит от корро зионной активности флюидов, которая значительно возрастает вследствие увеличения обводненности добываемой продукции, содержания в ней СВБ и механических примесей. Последние служат причиной возникновения интен сивной локальной коррозии металла труб, которая вызывает существенное увеличение удельной аварийности низконапорных водоводов и нефтесбор ных трубопроводов.
2. При высокой минерализации промысловых сред ионами Сl-, Ca2+, Mg2+, K+, Na+ и ограниченной растворимости в них сероводорода, кислорода и дву окиси углерода общая коррозия металла трубопроводов затруднена вследствие замедления диффузионных процессов и экранирования поверхности фазовыми пленками полисульфидов железа и хлорида натрия. Однако в присутствии ме ханических примесей защитное действие пленок уменьшается в результате их эрозионного разрушения. Полученная аналитическая зависимость позволяет на основе контроля содержания в промысловой жидкости механических примесей проводить диагностику преобладающего вида коррозии металла внутренней поверхности трубопроводов без их вскрытия и назначать превентивные меры, направленные на повышение промышленной безопасности.
3. На основе предложенного способа коагуляции ферромагнитных час тиц механических примесей в магнитном поле разработаны алгоритм и про грамма расчета параметров магнитного поля и траектории движения взве шенных в жидкости частиц в специальном устройстве (Пат. № 32485, Б.И. № 26, 2003), позволяющие проектировать его для условий эксплуатации кон кретного трубопровода. В частности, в период экспозиции такого устройства, рассчитанного для условий водовода «РВС – БКНС-5» ООО «НГДУ «Уфа нефть», среднее значение коэффициента фильтрации фильтров тонкой очи стки увеличилось на 19,0 %.
4. Применение установленных режимов постоянного магнитного поля (напряженность – не менее 40 кА/м, продолжительность воздействия – не бо лее 0,5 с) в лабораторных условиях показало снижение отложения хлоридов и сульфатов в реальных средах скважин ГПУ ООО «Оренбурггазпром» на 89,6 %, а ООО «НГДУ «Арланнефть» - на 81,2 %.
5. Показана высокая сходимость эффектов снижения солеотложения в постоянном магнитном поле, полученных в лабораторных условиях (81,2 %) и с помощью специально сконструированного устройства, которое было ус тановлено в скважине № 137 ООО «НГДУ «Арланнефть» (межочистной пе риод увеличился в среднем в 2 раза).
Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:
1. Емельянов А.В., Бугай Д.Е. Комплексная программа мероприятий по обес печению коррозионной стойкости внутрипромысловых трубопроводных систем //Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: Матер. 1-й науч.-практ. конф. – Когалым, 2001. – С. 97-98.
2. Инюшин Н.В., Хайдаров Р.Ф., Шайдаков В.В., Емельянов А.В., Черно ва К.В. Анализ эксплуатации промысловых трубопроводов НГДУ «Когалым нефть» //Нефтегазовое дело. – http://www.ogbus.net/authors/shai_3.pdf. - 2002.
3. Инюшин Н.В., Шайдаков В.В., Емельянов А.В., Чернова К.В. Анализ экс плуатации промысловых трубопроводов Ватьеганского месторождения НГДУ «Повхнефть» //Нефтегазовое дело.–http://www.ogbus.net/authors/inu_1.pdf. - 2002.
4. Князев В.Н., Емельянов А.В., Шайдаков В.В., Лаптев А.Б. Надежность трубопроводов ОАО «Белкамнефть» //Матер. Междунар. науч.-техн. конф., посвящ. 50-летию ИжГТУ. – Ижевск, 2002. – Ч. 4. - С. 23 – 29.
5. Третьяков А.В., Емельянов А.В., Бугай Д.Е. Особенности коррозии промысловых трубопроводов ННПУ-1 ОАО «Белкамнефть» //Сб. тез. 53-й науч.-техн. конф. студ., асп. и молод. уч. УГНТУ. - Уфа, 2002. – С. 70.
6. Емельянов А.В. Повышение эффективности защиты от коррозии про мысловых трубопроводов путем применения ингибиторов на основе продук тов нефтехимии //Нефтепереработка и нефтехимия: Матер. науч.-практ.
конф. – Уфа, 2002. – С. 300-301.
7. Емельянов А.В., Бугай Д.Е., Лаптев А.Б., Шайдаков В.В. Коррозион но-эрозионное разрушение внутренней поверхности трубопроводов ОАО «Белкамнефть» //БХЖ. - 2002. – Т. 9. - №3. – С. 49-52.
8. Емельянов А.В., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е., Рахманкулов Д.Л. Повыше ние эффективности ингибиторной защиты промысловых трубопроводов За падной Сибири //Разработка, производство и применение химических реа гентов для нефтяной и газовой промышленности: Матер. Всерос. науч.-практ.
конф. – М., 2002 – С. 142.
9. Шайдаков В.В., Малахов А.И., Емельянов А.В., Лаптев А.Б., Чернова К.В. Предупреждение отложений и эмульсеобразования в нефтегазодобы вающих скважинах //http://www.laboratory.ru/articlgeol/ag100r.htm. - 2003.
10. Емельянов А.В., Бугай Д.Е., Лаптев А.Б. и др. Об эффективности инги биторной защиты промысловых трубопроводов ОАО «Белкамнефть» //IV Кон гресс нефтегазопромышленников России. Секция «Наука и образование в неф тегазовом комплексе»: Сб. науч. ст. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003 – С. 51-57.
11. Шайдаков В.В., Малахов А.И., Емельянов А.В. и др. Механические примеси в добываемой и транспортируемой продукции нефтяных и газовых месторождений //IV Конгресс нефтегазопромышленников России. Секция «Наука и образование в нефтегазовом комплексе»: Сб. науч. ст. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003 – С. 125-132.
12. Пат. 32485 РФ, МПК C 02 F 1/48. Устройство для коагуляции ферро магнитных частиц жидкости /В.В. Шайдаков, Ф.Ф. Хасанов, А.Б. Лаптев, А.В. Емельянов, И.Ш. Гарифуллин (РФ). - № 2003112858/20;
Заяв. 05.05.03;
Опубл. 20.09.03, Бюл. № 26. – С. 730.