СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ТРУБОПРОВОДА
PROCEDURE FOR OILFIELD PIPELINE OPERATION

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обнаружениях солеотложений в нефтепромысловом трубопроводе.
Известен способ контроля технического состояния скважины, заключающийся в закачивании «меченой» жидкости и измерении радиоактивности до и после ее закачивания. В скважину последовательно закачивают осадитель радиоактивных изотопов, например, водный раствор едкого натрия и «меченый» растворитель - 10%-ный водный раствор соляной кислоты, активированный радиоактивными изотопами, причем растворитель отделяют от осадителя и технической воды подушками из органической жидкости (Патент РФ №357538, опублик. 2000.01.20).
Способ требует остановки скважины и применения специальных технических средств. Способ сложен и позволяет определить нарушения обсадной колонны при их значительном размере.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации добывающей скважины и нефтепромыслового трубопровода, согласно которому проводят определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины или на выходе из групповой замерной установки, расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, сборном трубопроводе или в групповой замерной установке, расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении разных вод, определение скорости потока жидкости по трубопроводу, определение места отложения солей, вынесение заключения о работоспособности оборудования (Патент РФ №2325515, кл. E21B 43/20, опубл. 27.05,2008 - прототип).
Способ позволяет вынести заключение о работоспособности нефтепромыслового трубопровода, но способ не предусматривает обеспечение работоспособности нефтепромыслового трубопровода.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения работоспособности нефтепромыслового трубопровода при активном солеотложений.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации нефтепромыслового трубопровода ведут отбор проб на выкидных линиях добывающих скважин, определение количественного состава попутно добываемой воды на выходе из групповой замерной установки, расчет концентрации образующихся солей от смешения вод, поступающих в групповую замерную установку из различных скважин, учитывают периодичность работы одной или группы скважин, проводят расчет окончания реакции образования нерастворимых солей в трубопроводе за групповой замерной установкой, определение скорости потока жидкости по трубопроводу, определение места основного отложения солей в трубопроводе, выполняют изменение режима работы одной или группы скважин для достижения значения концентрации нерастворимых солей в месте основного отложения не более 0,1 г/л, при этом скорость потока жидкости по трубопроводу определяют по формуле:
ж
Uд=Q/(1440×Sгзу×t),
где Uд - скорость потока жидкости по трубопроводу, м/мин,
ж
3
Q - сумарный дебит по жидкости, м/мес.
2
Sгзу - площадь сечения сборного коллектора групповой замерной установки, м.
t - средневзвешенное по объему добываемой воды количество дней работы скважин за месяц.
Сущность изобретения
При эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии разработки одна из основных проблем, которая встает перед разработчиками - рост отложения солей на оборудовании, которое может привести к выходу из строя. При большом фонде скважин и наземных трубопроводов встает вопрос раннего обнаружения солеотложений и принятия решения о необходимости ремонта или продлении межремонтного периода. В предложенном способе решается задача обеспечения работоспособности нефтепромыслового трубопровода при активном солеотложений за счет раннего обнаружения солеотложений, т.е. на такой стадии, когда нарушение еще невозможно обнаружить прочими способами, и назначения мероприятий, исключающих активное солеотложение. Задача решается следующим образом.
При эксплуатации нефтепромыслового трубопровода ведут определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины или на выходе из групповой замерной установки. Количественно определяют сульфат бария в твердых взвешенных частицах, качественно - сульфид железа, карбонат кальция, гипс, оксид кремния и т.д. При необходимости возможно количественное определение.
Проводят расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, сборном трубопроводе или в групповой замерной установке:
NaCl
3
- содержание хлоридов, в пересчете на хлорид натрия, C, г/дм;
4
SO4
2
3
- содержание сульфат ионов (SO -), C, г/дм;
2+
3
Ba
- содержание ионов бария (Ba), C, г/дм.
1. Данные для расчета по групповой замерной установке сводят в таблицу 1.
Таблица 1
№ скважины
Дебит жидкости, м<sup>3</sup>/сут
Обв., %
Дебит по воде, м<sup>3</sup>/мес
Дебит по воде в долях, ni, %
Результаты анализа
Дни работы
Хлориды г/л
Сульфаты г/л
Барий, г/л
Сумарный дебит по воде (Д<sub>вод</sub>): м<sup>3</sup>/мес
Сумарный дебит по жидкости (Д<sub>жид</sub>): м<sup>3</sup>/мес
Коцентрация смешения по барию, г/л
Коцентрация смешения по сульфату, г/л
Концентрация по сульфату бария, г/л
Минерализация по хлориду, г/л
Пояснения к таблице
3
Дебит по воде (м/мес.) - определяется как произведение трех значений: дебита жидкости, обводненности, дней работы.
вод
Суммарный дебит по воде (Д) - определяется как сумма дебитов по воде всех скважин за месяц.
Удельная доля добываемой воды по скважине (ni) - определяется отношением дебита по воде каждой скважины за месяц на суммарный дебит по воде по групповой замерной установке за месяц.
Концентрацию (г/л) смешения по барию (С*Ва) определяют по формуле:
i
i
C*Ba=∑(n, ×CBa).
4
Концентрацию (г/л) смешения по сульфату (C*SO) определяют по формуле:
4
i
4
C*SO=∑(n×CSO).
Концентрацию (г/л) по сульфату бария определяют следующим образом:
4
4
если C*Ba/137≤C*SO/96, то C*BaSO=C*Ba×1,7;
4
4
4
если C*Ba/137≥C*SO/96, то C*BaSO=C*SO×2,43.
Концентрацию (г/л) по хлориду (С Cl) определяют по формуле:
i
i
CNaCl=1,65∑(n×CCl),
где 1,65 - коэффициент пересчета Cl в NaCl.
Выполняют расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении разных вод.
Графические зависимости фиг.1 были получены в лабораторных условиях по изменениям оптических характеристик растворов, полученных при смешении сульфатной и баритовой вод при различной минерализации по хлориду натрия.
Для значений концентраций хлорида натрия в промежуточных значениях можно использовать стандартные формулы интерполирования.
4
р
По значениям CNaCl и CBaSO* по графикам фиг.1 определяют время окончания реакции т, мин.
2. Выполняют определение скорости потока жидкости по трубопроводу. Данные для расчета по групповой замерной насосной установке:
3
- Дебит скважин Ожскв (м/сут), их обводненность, (%).
- Диаметр (внутренний) сборного коллектора групповой замерной установки, D, мм.
2
Площадь сечения сборного коллектора групповой замерной установки, м
2
Sгзу=(тт×D)/4
- Скорость потока жидкости по трубопроводу, м/мин, определяют по формуле:
ж
Uд=Q/(1440×Sгзу×t),
ж
3
где Q - сумарный дебит по жидкости, м/мес, определяется по формуле:
ж
i
i
Q=∑(Qжскв×t);
t - средневзвешенное по объему добываемой воды количество дней работы скважин за месяц, определяется по формуле:
i
i
t(сут)=∑(n×t).
3. Определяют места отложения солей.
Расстояние от групповой замерной установки до начала места образования отложения солей, м, определяют по формуле:
р
Н=0,5 Uд×т.
Расстояние от групповой замерной установки до конца места образования отложения солей, м, определяют по формуле:
р
Нк=Uд×т;
р
р
т - предельное время, максимум отложений приходится на 0,5 т.
3
4. Выносят заключение о работоспособности трубопровода. Количество сульфата бария, выделившегося из м пластовой воды, определяют по формуле:
4
нас.
m(r\сут)=(CBaSO-С)×Dвод/t.
нас
С определяют по таблице 2.
Таблица 2
№
Минерализация по хлориду, г/л (по NaCl)
Концентрация насыщения' BaSO<sub>4</sub>, С<sub>нас</sub>, г/л
1
От 0 до 10 (0-16,5)
0,015
2
От 10 до 20 (16,5-33)
0,035
3
От 20 до 40 (33-66)
0,048
4
От 40 до 60 (66-99)
0,060
5
От 60 до 80 (99-132)
0,068
- концентрации, полученные расчетным путем по произведению растворимости и ионной силе раствора хлорида натрия.
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют нефтепромысловый трубопровод. Проводят определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины или на выходе из групповой замерной установки (таблица 3).
Таблица 3
№ скважины
Дебит жидкости, м<sup>3</sup>/сут
Обводненность, %
Дебит по воде, м<sup>3</sup>/мес
Дебит по воде в долях, n<sub>i</sub> %
Результаты анализа
Дни работы, t<sub>i</sub>
Хлориды, г/л
Сульфаты, г/л
Барий, г/л
10812
73
88
1991,44
17,43%
30,636
0,0165
0,125
31
15003
31, 8
93
916,794
8,02%
144,285
0,0348
0
31
15702
92
80
2281,6
19,97%
33,601
0,0207
0,17
31
20204
75
80
1860
16,28%
39,53
0,055
0,12
31
20231
40
89
106,8
0,93%
111,673
0,9245
0
31
26839
90
91
2538,9
22,22%
45,46
0,0412
0,14
31
20209
6
50
93
0,81%
24,706
0,022
0,18
31
9515
164
94,9
1556,36
13,62%
27,671
0,0275
0,1
10
15749
3,5
14
7,84
0,06%
16
20420
73
99
72, 27
0,63%
39,53
0,0385
0
1
Сумарный дебит по воде (Двод): м<sup>3</sup>/мес
12421,8
Сумарный дебит по жидкости (Джид) м<sup>3</sup>/мес
14410,8
Коцентрация смешения по барию, г/л
0,112
Коцентрация смешения по сульфату, г/л
0,112
Концентрация по сульфату бария, г/л
0,19
Минерализация по хлориду, г/л
83,731
Проводят расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, сборном трубопроводе или в групповой замерной установке.
Выполняют расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении различных вод.
р
Определяют по графикам чертежа 1 т, примерно 27 мин. Выполняют определение скорости потока жидкости по трубопроводу.
гзy
D=159 мм, δ=6,5 мм
гзу
2
S=(3,14×(0,159-0,013)2)/4=0,017 м
ж
Uд=Q/(1440×Sгзу×t), м/мин,
где t - средневзвешенное по объему добываемой воды количество дней работы скважин за месяц, определяется по формуле:
i
i
t(сут)=∑(n×t).
Uд=14410,8/(1440×0,017×28,18)=21,22 м/мин.
Определяют места отложения солей:
н
р
Н=0,5×Uд×т
н
Н=0,5×21,22×27=286 м
к
р
Н=Uд×т
к
Н=21,22×27=573 м
Выносят заключение о работоспособности оборудования.
В интервале 286-573 м от групповой замерной установки образуется отложения сульфата бария со средней скоростью:
BаSO4
нас
m(кг/сут)=(C-С)×Двод/t
m=(0/19-0,068)×12421,8/28,18=53,7 кг/сут
из них на стенке закрепляется 5,37 кг (0,1 m), остальное выносится на товарный парк. Время сужения проходного сечения трубопровода в 2 раза можно оценочно рассчитать по формулам:
гзу
S*=3/4×S=0,013 м2
BaSO4
BaSO4
M=S*×ΔH×ρ=0,013×286×4500=16731 кг
0,5
BaSO4
T=M/m=3116 сут (около 8,5 лет),
BaSO4
3
где ρ=4500 кг/м плотность сульфата бария.
Изменяем режим работы скважины с высоким содержанием сульфат-ионов 20231 с 31 дня работы на 3 дня работы.
р
Проводят расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в трубопровод из различных скважин в сборном трубопроводе. Выполняют расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении различных вод. Определяют по графикам чертежа 1 т, примерно 100 мин. Выполняют определение скорости потока жидкости по трубопроводу.
гзу
D=159 мм, δ=6,5 мм
гзу
2
S=(3,14×(0,159-0,013)2)/4=0,017 м
ж
гзу
Uд=Q/(1440×S×t),
где t - средневзвешенное по объему добываемой воды количество дней работы скважин за месяц определяется по формуле
i
i
t(сут)=∑(n×t)
Uд=13290,8/(1440×0,017×27,7)=19,6 м/мин
Таблица 4
№ скважины
Дебит жидкости, м<sup>3</sup>/сут
Обводненность, %
Дебит по воде, м<sup>3</sup>/мес
Дебит по воде в долях, h<sub>i</sub>, %
Результаты анализа
Дни работы, t<sub>i</sub>
Хлориды, г/л
Сульфаты, г/л
Барий, г/л
10812
73
88
1991,44
17,43%
30,636
0,0165
0,125
31
15003
31,8
93
916,794
8,02%
144,285
0,0348
0
31
15702
92
80
2281,6
19,97%
33,601
0,0207
0,17
31
20204
75
80
1860
16,28%
39,53
0,055
0,12
31
20231
40
89
106,8
0,93%
111,673
0,9245
0
3
26839
90
91
2538,9
22,22%
45,46
0,0412
0,14
31
20209
6
50
93
0,81%
24,706
0,022
0,18
31
9515
164
94,9
1556,36
13,62%
27,671
0,0275
0,1
10
15749
3,5
14
7,84
0,06%
16
20420
73
99
72, 27
0,63%
39,53
0,0385
0
1
Сумарный дебит по воде (Двод): м<sup>3</sup>/мес
11425
Сумарный дебит по жидкости (Джид): м<sup>3</sup>/мес
13290,8
Коцентрация смешения по барию, г/л
0,121
Коцентрация смешения по сульфату, г/л
0,041
Концентрация по сульфату бария, г/л
0,099
Минерализация по хлориду, г/л
74,96
Определяют места отложения солей
н
р
Н=0,5×Uд×т
Нн=0,5×19,6×100=980
к
р
Н=Uд×т
к
Н=19,6×100=1960.
Выносят заключение о работоспособности оборудования.
В интервале 980-1960 м от групповой замерной установки образуется отложения сульфата бария со средней скоростью:
BaSO4
нас
m(кг/сут)=(C-С)×Двод/t
m=(0,099-0,068)×11425/27,7=12,8 кг/сут,
из них на стенке закрепляется 1,28 кг (0,1 m), остальное выносится на товарный парк.
Время сужения проходного сечения трубопровода в 2 раза можно оценочно рассчитать по формулам:
гзу
2
S*=3/4×S=0,013 м
BaSO4
BaSO4
M=S*×ΔH×ρ=0,013×980×4500=57330 кг
0,5
BaSO4
T=M/m=44789 сут (около 122 лет),
BaSO4
3
где ρ=4500 кг/м - плотность сульфата бария.
Таким образом, с уменьшением дней работы скважины с высоким содержанием сульфат-ионов достигается снижение концентрации смешения солей до 0,1 г/л и решается проблема образования солеотложений в системе промысловых трубопроводов.
По поводу работы скважины в течение 3 сут., указанной в примере, отмечается, что эта величина является частной величиной - только для данного примера, являющейся своего рода крайней по возможному количеству отлагающихся солей. В других случаях продолжительность работы может достигать 15 сут.
Данный вид скважин относится к фонду скважин, работа которого по добыче нефти имеет периодический характер. В периоды остановки такие скважины используют как наблюдательные, исследовательские или нагнетательные. Фонд периодической работы скважин используют при циклическом заводнении, когда нагнетательные и добывающие скважины работают по режиму «работа-остановка», что способствует изменению градиентов потоков флюидов в пласте и повышению конечной нефтеотдачи залежи.
Затраты на строительство таких скважин окупаются за счет того, что эти скважины имеют малый диаметр. Стоимость их строительства в два-три раза меньше стоимости строительства обычных скважин. При этом может быть сокращен объем строительства вышеназванных наблюдательных, исследовательских или нагнетательных скважин.