Подлив деrазированной жидкости

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Подлив дегазированной жидкости в затрубное пространство скважины

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Данный метод защиты ЭЦН от вредного влияния газа заключается в подливе дегазированной жидкости в затрубное пространство скважины. Это приводит к искусственному уменьшению объемного содержания газа в поступающей на прием насоса газожидкостной смеси и обеспечивает более устойчивую работу насоса.

3. Преимущества: 

3.1. Простота

4. Недостатки: 

4.1. Применение подлива воды в малообводненных скважинах может спровоцировать образование стойких эмульсий;
4.2. Дополнительные затраты (строительство подводящих трубопроводов, закачка, подъем);
4.3. Ухудшается охлаждение ПЭД;
4.4. Затраты энергии на подъем долитой жидкости;
4.5. Увеличение противодавления на пласт.
 

6. Опыт применения: 

Пермский край.
Данная технология не получила широкого применения в нефтегазовой отрасли.

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

 Подлив дегазированной жидкости для борьбы с вредным влиянием газа на работу погружного центробежного электронасоса 1 Алибеков Б. И., Листергартен Л.Б., Пирвердян А. М.-Изв. вузов. Нефть и газ, 1963, N2 8, с. 51-55.

Химический метод ликвидации пескопроявления (коксование)

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Крепление призабойной зоны способом коксования нефти

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Сущность способа крепления коксованием состоит в получении кокса в пласте в качестве вяжущего материала за счет продолжительного окисления нефти в призабойной зоне горячим воздухом.
Известно, что термическое разложение нефти завершается образованием твердого углеродистого остатка — кокса. С повышением давления (свыше 1,0 МПа) скорость деструкции нефти снижается, выход газообразных продуктов распада уменьшается, а количество твердых продуктов реакции увеличивается. При нагнетании горячего воздуха в условиях термического разложения нефти при температуре 260—450°С кислород взаимодействует с компонентами нефти, образуя пары воды, двуокись углерода и низкомолекулярные продукты окисления (эфиры, кислоты, альдегиды). При этом структура и свойства остатка нефти значительно изменяются из-за возрастания количества асфальтенов, которые являются коксообразующим материалом нефти.

Продолжительность процесса определяется либо по среднему расходу тепловой энергии на 1 м толщины пласта, либо по обнаруживанию момента возникновения очага горения. Среднее значение относительного расхода тепловой энергии по промысловым данным составляет примерно 580—1160 кВт/ч/м.

В целом же способ крепления путем коксования нефти является перспективным и должен найти применение в определенных геологопромысловых условиях.

3. Преимущества: 

Возможность использования в месторождениях с высоким содержанием смол в нефти.

4. Недостатки: 
  • Требуется обоудования для нагнетания горячего воздуха с высокой скоростью в пласт;
  • дорогостоящая технология.
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Для скважин месторождений с коксуемостью до 5% рекомендуется темп нагнетания воздуха выдерживать в пределах 900—1000 м3/сут на 1 м толщины пласта.
Температура нагнетаемого воздуха в течение первых суток повышается до 300°С, темп повышения температуры 10—15°С в час. Температура 300°С поддерживается постоянной почти весь период обработки и только в конце процесса поднимается до 350—400°С

6. Опыт применения: 

Опытные обработки скважин в целях крепления их призабойных зон коксованием проводили на месторождении Павлова Гора (Краснодарский край). Нефть этого месторождения содержит селикагелевых смол 15—20%, коксуемость 4,5—5,3%.
В ходе этих работ установлено, что на эффективность крепления призабойной зоны коксованием нефти влияют следующие факторы: темпы закачки и повышения температуры нагретого воздуха, максимальная температура, продолжительность обработки, расход энергии.

Закачка в пласт скрепляющих растворов (фенолформальдегидная смола)

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Использование фенолформальдегидной смолы для ликвидации пескопроявлений.

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Полимерная изоляционная композиция (рабочее наименование – смола ФРФ-50 (t-110) представляет собой термореактивный вспенивающийся состав на основе фенольной смолы и включает в себя жидкий смоляной компонент и порошковый отвердитель-газообразователь. Оба компонента стабильны при хранении в течение года. Изоляционная композиция приготавливается смешением смоляного компонента и отвердителя в соотношении 100 – 10÷15 масс. ч. Смесь стабильна при обычной температуре (комнатной) в течение до 2 суток. Отверждение с заметной скоростью происходит при температурах свыше 95°С. Скорость отверждения и прочность получаемого отвержденного материала регулируются количеством отвердителя. Одновременно с отверждением происходит разложение газообразователя (порообразователя) со вспениванием смоляного компонента и увеличением объема до 10 раз; таким образом, происходят отверждение и фиксация вспененного материала. Скорость отверждения и вспенивания критически зависят от температуры – чем выше температура, тем быстрее происходят эти процессы, и тем прочнее конечный отвержденный материал. Вспененный материал образуется как в заколонном пространстве, так и в объеме слабосцементированной породы в результате проникновения (закачки) изоляционной композиции в пласт. При этом происходит закрепление породы пористым связующим материалом, стойким к воздействию пластовых вод, нефти, углеводородов. При необходимости снижения вязкости смоляного компонента (при работе в условиях низких температур окружающей среды) используются полярные высококипящие растворители типа этиленгликоля.
Работы по данной технологии ЛПП достаточно просты, легко реализуемы в промысловых условиях и производятся в следующей очередности:
производятся обвязка тампонажной техники с устьем скважины;

  • смена объема на технологическую жидкость без гидрофобизаторов и опрессовывается лифт НКТ;
  • пакер с хвостовиком устанавливаются на заданную глубину (хвостовик 50÷100 м);
  • затворяется дисперсный порообразователь-отвердитель в смоле расчетного объема;
  • закачивается в НКТ на циркуляции расчетный объем (обычно 2,0÷l2,5 м3) начальной буферной оторочки, затем смола с порообразователем-отвердителем, конечная буферная оторочка между средами, прокачивается раствор планового удельного веса;
  • производится посадка пакера и при закрытом затрубном пространстве продавливается изоляционная композиция в интервал пласта,
  • срывается пакер и делается промывка обратной циркуляцией;
  • поднимается пакер с хвостовиком на безопасную высоту (150 м).
  • Скважина остается под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации на 24 час. Затем производят дальнейшие работы по спуску глубинно-насосного оборудования, либо геофизические работы согласно плану работ по скважине.
3. Преимущества: 
  • Технология не требует специального оборудования, осуществляется с использованием стандартного оборудования и технических средств для капитального ремонта;
  • технология экономически рентабельна.
4. Недостатки: 
  • Среднее снижение проницаемости на 5-15%;
  • время выдержки не менее 8 часов (иначе снижается эффективность крепления);
  • закачивание отвердителя необходимо производить при максимальном расходе, чтобы до отверждения смолы выдавить ее основной объем в ПЗП.
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Пластовая температура не ниже 95оС

6. Опыт применения: 

По данной технологии в рамках опытно-промышленных испытаний, согласно решению технического совещания ООО «РН-Юганскнефтегаз», проведены в III квартале 2012 г. обработки на двух скважинах (№№965 и 5691) Приразломного месторождения. 
Анализируя данные режимов работы скважин, отметили следующее: при проведении работ по технологии ЛПП с применением смолы ФРФ-50 (t-110) происходит снижение дебита скважин по жидкости на 12÷25%, снижается почти в 2 раза КВЧ, наработка увеличивается более чем в два с половиной раза. Таким образом, потеря в суточном дебите нефти не только компенсируется, но и превосходит изначальные показатели – путем увеличения объема добычи нефти за счет количества безостановочных дней работы скважин. Также положительным фактором является сам МРП – снижается количество ремонтов скважин, что, соответственно, снижает затраты на проведение данных работ. 

Результаты проведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ) были представлены на техническом совете ООО «РН-Юганскнефтегаз» и признаны успешными.

Опытно-промысловые работы (ОПР) разработанной технологии ликвидации пескопроявлений в скважинах с фенолформальдегидной смолой были проведены и на месторождениях ОАО «Татнефть». Дебит по нефти после крепления песка не уменьшился. Но содержание механических примесей снизилось, скважина работает без осложнений, вызванных выносом песка. Данная технология прошла приемочные испытания в ОАО «Татнефть» и рекомендуется к промышленному вне- дрению.  

7. Производители: 

ОАО "ТатНИПИнефть"
 

вспененный фильтр

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Вспененный фильтр

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Удачная скважина должна давать максимальное количество продукции с  минимальными механическими примесями при  максимальном  эксплуатационном ресурсе. Поэтому необходимо учитывать факторы ,влияющие на выбор фильтра.
Высокая скважность фильтра (соотношение площади отверстий, пропускающих воду к общей площади 1 метра фильтра), которая может составлять до 40%.    
Размер ячеек (щелей). Ячейки (щели) фильтра пропускают жидкость. Но препятствуют выносу  пород: песков, гравия, гальки, поэтому выбираемый размер ячеек (щели) должен соответствовать размеру частиц  пород: быть столь мал, чтобы задерживать, или не столь велик, чтобы пропускать механические частицы из  горизонта.  Фильтр должен обеспечивать оптимальный контакт его поверхности с горизонтом.
    Механическая прочность. Фильтр выдерживает расчетные усилия осевого растяжения, бокового и осевого смятия и скручивания.
     Коррозионная стойкость. Фильтры щелевые на нПВХ-трубах и с напылением ПВД – нейтральны к воде, устойчивы в агрессивных средах, устойчивы к воздействию электрохимической коррозии и кальматации в железо- и марганецсодержащих водах, т.е. превосходят по последним двум показателям фильтры из нержавеющей стали.
Технологичность изделия. Фильтры с напылением ПВД имеют три слоя: крупноячеистый поддерживающий, среднеячейстый рабочий и мелкоячеистый защитный. При правильном подборе размера ячеек, соответствующих гранулометрическому составу водовмещающих пород, такая объемная структура фильтрующих слоев позволяет (в экстремальном случае) не выполнять обсыпку фильтра, но эта операция не лишняя и улучшает результат до превосходного.

 

3. Преимущества: 
  1. легкость и простота  в установке                                                                                                   
  2. ровность поверхности                                                                                                                  
  3. устойчивость к химическому воздействию                                                                      
  4. нейтральность к водной среде                                                                                          
  5. коррозионная стойкость                                                                                                   
  6. экологичность
4. Недостатки: 
  1. нельзя применять для глубоких скважин
  2. не используется при высоких давлениях
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 
  1. Пропускная способность на 1  п.м. — до 134 л/сек.
  2. Скважность — 25–30%. 
  3. неглубокие скважины
  4. Пористость — 80–200 мкм
  5. Наружное сминающее давление — до 12 кг
  6. Осевая сжимающая нагрузка — не менее 3,5–8 т
6. Опыт применения: 

В нефтегазовой отрасли применяется, но редко.
http://www.runeft.ru
http://www.nitpo.ru/publications/sostojanie-i-razvitie-rabot-v-oblasti-k...

7. Производители: 
  1. KORMELL
  2. NITPO
  3. СБС
  4. Мульти пласт
8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Гравийный фильтр

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

гравийный фильтр

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Две основные группы гравийного фильтра.
1)Фильтры, создаваемые на поверхности земли

2)Фильтры, создаваемые на забое скважины

   Фильтры, создаваемые на поверхности земли и опускаемые  в скважину в собранном виде бывают двух видов: корзинчатые и кожуховые. Корзинчатые фильтры хорошо работают в тонкозернистых песках. На дно корзинок засыпают крупнозернистый гравий, следующие слой — с отношением размеров зерен смежных слоев 1:2 или 1:3. Фильтры спускают в скважины диаметром до 350-500 мм на небольшие глубины (до 50 м). Кожуховые фильтры устанавливают при наличии продуктивных горизонтов в виде мелко-зернистых песков. Основой для кожухового фильтра могут быть трубчатые опорные каркасы или каркасно-стержневые, обтянутые сеткой из квадратного плетения с размером ячейки 1х1 или 2х2 мм. На поверхности кожуха также закрепляется  сетка.
    Сооружение гравийных обсыпок с предварительной подачей гравия на забой скважины. В скважину опускается фильтр с отстойником на бурильных трубах, установленным в нижней части отстойника. На надфильтровом патрубке в месте перехода на уменьшенный диаметр скважины закрепляется резиновая манжета. Спуск фильтра прекращается не доходя до забоя скважины.
Затем по бурильным трубам на забой скважины подается расчетное количество гравия .Фильтр устанавливается на гравий и по бурильным или насосно-компрессорным трубам начинают подавать воду. Происходит гидравлический размыв гравия, что позволяет осуществить посадку фильтра на забой скважины. После посадки фильтра на забой скважины бурильные трубы отсоединяются и поднимаются на поверхность. Поверх манжеты заливается гидроизоляционный материал.
  

3. Преимущества: 

1. Стабильностью работы, более высокие показатели приемистости закачных и дебита откачных скважин.
2. Они особенно эффективны для технологических скважин при наличии в продуктивном горизонте мелкозернистых песков.       3. Способствуют увеличению дебита в момент освоения скважин на 30 – 40 % по сравнению со щелевыми и сетчатыми фильтрами.     
4. Малый градиент гидравлического сопротивления по толщине фильтра.
5. Низкая интенсивность кольматационных процессов;
6. Малое  сопротивление  каркаса  фильтра  вследствие  возможногоувеличения размеров отверстий в 6-10 раз;
7. Простота конструкции, равномерные свойства по длине и толщине, равномерный приток по длине фильтра;
8. Высокая проницаемость гравия в сравнении с песком продуктивного пласта, отсутствие тупиковых опор;
9. Неограниченная поверхность фильтрации и любая форма заполнения гравием каверны.       
 

4. Недостатки: 

Засорение гравийной смеси и прифильтровой зоны породами стенок скважины.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

1. Размер гранулометрического состава гравийной набивки должен быть больше размера частиц выносимого песка.(в основном для горизонтальных скважин).
2. Минимальная водоотдача
 

6. Опыт применения: 

Широко применяется.
Наиболее перспективным методом борьбы с выносом механических частиц, в настоящее время, является создание гравийный фильтров в процессе заканчивания скважин бурением. По сравнению с другими видами фильтров они являются более надежными и долговечными.
  http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/attach_2-2014.pdf
http://www.slb.ru/userfiles/file/Oilfield%20Review/2002/spring/2%20p32_5...
http://www.dissercat.com/content/razrabotka-graviinykh-materialov-dlya-s...
данные работы на опыте доказвает эффективное применение гравийного фильтра.

7. Производители: 

Стронг (http://www.oil-gas.ru)
СП УСС
 

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Поглотитель кислорода OXYGON™

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Поглотитель растворенного в воде кислорода OXYGON™

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Поглотитель растворенного в воде кислорода - это органический раствор, который позволяет снизить концентрацию кислорода в воде, образуя при это одновременно защитную пленку на поверхности металла.
на рисунке представлено "действие поглотителя кислорода во времени"

3. Преимущества: 
  • снижает скорость развития коррозии в бурильной трубе до минимальных значений
  • удаляет точечную коррозию, а также эрозию
  • сокращает расходы на дорогостоящие операции путем минимизации ущерба бурильных труб
4. Недостатки: 
  • наибольший эффект получают при использовании совместно с ингибитором BARACOR® 700, что увеличивает затраты
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 
Органические поглотитель кислорода подходит для моно и двухвалентных пластовых вод, защита может быть обеспечена до температуры этих вод до 450 градусов Фаренгейта, что соотвествует 232,2 градусам Цельсия
6. Опыт применения: 

 Rio Gallegos, Argentina

7. Производители: 

Halliburton

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Использование хвостовика

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Хвостовик

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Хвостовики ниже приема насоса устанавливаются для увеличения относительной скорости движения фаз ГЖС в стволе скважины, что приводит к снижению «застойных зон» пластовой воды и снижает возможность образования песчаных пробок.
Длина хвостовика устанавливается из условия: глубина спуска насоса с хвостовиком должна превышать половину глубины эксплуатационной колонны и обеспечивать глушение скважины не более чем в 2 цикла, для хвостовиков применяется НКТ диаметром 60 мм.
В случае длины хвостовика 200 и более метров, для ШГН невставного исполнения (Н-44, 57) обязательно применяются специальные защитные кожухи, предохраняющие насос от дополнительных нагрузок или используются вставные насосы.
 

3. Преимущества: 

Предотвращает попадание песка ,мехпримесей в колонну НКТ.
Уменьшает риск поломок насосного оборудования.
Увеличивает скорость ГЖС.

4. Недостатки: 

Для скважин с открытым стволом существует опасность прихвата хвостовика.
Вибрация хвостовика может привести :
 к его усталостному разрушению,
 нарушению герметичности пакера,
 частичному разрушению открытого ствола

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Технические характеристики:
Пропускная способность при стандартной общей длине перфорированной части составляет от 200 до 500 м3/сутки (длина перфорированной части 8 м).

6. Опыт применения: 

Широко используется в России и в мире. Применяется в компаниях : Сургутнефтегаз,Газпромнефть, Лукойл,Башнефть.

7. Производители: 

Allbiz
Калибр
Weatherford
НиГМаш-Сервис
FixMag

Закачка пеноцемента для изоляции высокопроницаемых пропластков

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Пеноцемент

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Технология цементирования скважин с применением пеноцементного раствора(Рис.3) аналогична технологии с применением обычных цементных растворов. Единственное отличие заключается в том, что для образования пеноцементного раствора в исходный цементный раствор добавляют 1-1,5% ПАВ и до 40 м3 воздуха или азота на 1000 кг сухого цемента. В качестве ПАВ применяют ионогенные (сульфанол, ДС-РАС) и неионогенные (де-сольван, ОП-10 и др.) ПАВ. Количество подаваемого воздуха выбирают из условий создания степени аэрации в пластовых условиях, равной 0,3-0,5.
упрощенна схема пенного цементирования представлена на рисунке 2.

Пеноцементный раствор, закачиваемый в пласт, закупоривает высокопроницаемые прослои вследствие прилипания пузырьков к поверхности водопроводящих каналов и возникновения начального давления сдвига, так как пена является вязко-пластичной упругой системой, обладающей структурно-механическими свойствами. В результате пеноцементный раствор охватывает всю зону, доступную для его проникновения. Этому способствуют малая плотность и упругие свойства.
 

3. Преимущества: 

– низкая плотность до 0.5 г/см 3;
– высокая эластичность → устойчивость к цикличным нагрузкам (давление, температура, перфорация);
– низкая проницаемость;
– отсутствие необходимости в большом колличестве химических добавок;
– низкая теплопроводность;
– защита чувствительных к воде пластов (низкая водоотдача);
– улучшенная адгезия к породе и колонне засчет энергии сжатого газа;
– отсутствие свободной воды, которая образуется при схватывании цемента;

4. Недостатки: 

- сложность проведения работ;
- потребность в специальном оборудовании(Рис. 1);
- использование сжимаемого по своей природе азота предполагает до- полнительные меры безопасности;
 

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

- Пластовая температура 30-60°С;

- Пластовое давление до 100 атм;

 

6. Опыт применения: 

-ООО «СамараНИПИнефть»;
-ОАО «Оренбургнефть»;
- так же ниже представлена таблица опыта применния за рубежом(Рис. 4);

7. Производители: 

 -Halliburton Int. Inc;
и другие компании

Греющий кабель снаружи НКТ

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Греющий кабель снаружи НКТ

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Системы внутрискважинного обогрева для обеспечения бесперебойного режима добычи могут прокладываться снаружи НКТ для подогрева НКТ по всей длине, или только на тех участках, где это необходимо для поддержания добычи. Это позволяет избежать затратных перебоев и остановки добычи из-за выпадения АСПО, гидратов или образования пробок.
  Данные кабели плоские, бронированные, с двумя, тремя или четырьмя токопроводящими жилами (в зависимости от типа электропитания) сечением от 6 до 25 мм^2. Материал токопроводящих жил – медь, алюминий, сталь, сочетание меди и стали. К наружной поверхности НКТ кабели крепятся с помощью стальных поясов (аналогично крепления погружного кабеля для питания УЭЦН, но с дополнительным поясом посредине НКТ). Герметизация кабельного ввода осуществляется  аналогично герметизации погружного кабеля для питания УЭЦН.

 

3. Преимущества: 

1. Греющие кабели могут использоваться как для вертикальных, так и для горизонтальных скважин;

2. За счет нагрева снижается вязкость нефти, что дополнительно увеличивает дебит скважины;

3. Продлевается срок эксплуатации скважины;

4. Могут образовывать непрерывную цепь обогрева длиной аж несколько километров;

5. Могут быть использованы для обеспечения бесперебойного режима потока на глубоководных морских месторождениях;

6. Полностью исключаются все дополнительные мероприятия по удалению АСПО и гидратов;

7. Автоматизированность и саморегулируемость системы. Нет необходимости ежедневного контроля работоспособности оборудования.

8. Архивирование событий, наличие наружной индикации исправного состояния;

9. Нагрев приходится, в первую очередь, на стенки НКТ, что позволяет даже холодному потоку флюида легко скользить по теплой стенке;

10. Расширенный ассортимент типоразмеров кабеля позволяет подобрать самый оптимальный режим прогрева скважины;

11. Высокая ремонтопригодность и возможность восстановления для повторного использования.

12. Незаменим при использовании в скважинах, оснащенных УШГН (УШВН).

4. Недостатки: 

1. Достаточно высокая стоимость оборудования;

2. Высокие затраты на электроэнергию при применении технологии электропрогрева;

3. Необходимость наличия резервных мощностей на объекте для использования греющего кабеля;

4. Для монтажа-демонтажа кабеля необходимо производить подъем НКТ;

5. Сложность технологического процесса монтажа-демонтажа в скважинах, оснащенных УЭЦН;

6. Возможность повреждения кабеля стальным поясом крепления при монтаже.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Область применения (когда необходимо рассматривать технологию):
предотвращение гидратоотложений в колонне НКТ.
 

Показатель Значение
Способ эксплуатации фонтанный, газлифтный, насосный
Рабочая температура кабеля
 
до 300°C
Мощность обогрева
 
до 656 Вт/м
 
Длина интервала подогрева до 2100 м
 
6. Опыт применения: 

1. В период с 2003 по 2006 год на скважинах ООО «РН-Ставропольнфтегаз» началось  использование установки нагрева нефти УНН-800-100-У1.

2. В 2005 году началась эксплуатация установок нагрева нефти в ОАО «НК «РуссНефть» ООО «Белые ночи».

3. В 2007 году внедрение установок началось и на скважинах ЗАО «Уралнефтесервис»  сервисноий компанией ЗАО «Сибнефтеремонт» (г. Тюмень).

4. УНН-800-100-У1 нашли свое применение на скважинах нефтедобывающих компаний России и стран СНГ — Грузии, Узбекистана и Казахстана. С 2008 года началось использование установок в ООО «Газпром Добыча Уренгой».

5. Трехжильные кабели нагревания плоской конструкции со стальными и медными жилами марок КНСППоБ, КНСПШБ, КНППоБ, КНПШБ, изготовляемые в ОАО «Камкабель», нашли применение в нефтяных скважинах предприятий «Башнефть», НГДУ «Уфа-нефть», «Сибнефть» (г. Ноябрьск), «Пермьтекс» (г. Соликамск). В результате применения кабелей нагревания увеличился дебит нефти и отпала необходимость остановки скважин для проведения чистки нефтепроводящих труб.

7. Производители: 

ООО "Электрообогрев"

ЗАО "Уралнефтесервис"

ЗАО "Сибнефтьремонт»

ООО «Псковгеокабель»

ОАО «Камкабель»

Установка дополнительной колонны

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Установка дополнительной колонны

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Для изоляции водопритока можно применять установку дополнительной колонны в ЭК 146 мм диаметром 114 мм и внутренним проходным диаметром 98 мм без крепления цементом (рис. 1). Технология включает спуск безмуфтовой ЭК 114 мм, подвешивание ее на специальный устьевой фланец, гидравлическую установку нижнего пакера с проходным диаметром 95 мм.
Спуск безмуфтовой трубы 114х6,88 мм марки Е возможен до глубины до 2900 м с учетом полуторакратного запаса на страгивающие и растягивающие нагрузки для НКТ по ГОСТ 633–80.
 В случае необходимости либо обнаружения негерметичности в каком-либо интервале колонна извлекается из скважины и ревизируется, после чего вновь может быть спущена в скважину.

Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:
1)замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;
2)метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;
3)обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;
4)по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.
 
В отдельных случаях с целью экономии обсадных труб спускают «летучку», которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части эксплуатационной колонны остаются прежними. Верхний конец «летучки», находящийся на некотором расстоянии от устья скважины, оборудуют специальной направляющей воронкой, а нижний — башмаком с фаской.

Дополнительные колонны спускают в скважину с последующим цементированием их или же с установкой пакера. При цементировании дополнительной колонны обеспечивается надежная изоляция притока посторонних вод к фильтру скважины. Длина «летучки» принимается из расчета создания цементного кольца в затрубном пространстве на 30—50 м выше верхнего дефекта в эксплуатационной скважине.

3. Преимущества: 

- отсутствие необходимости крепления колонны цементом.

4. Недостатки: 

- Уменьшение диаметра колонны;
- Необходиматочность интервала негерметичности;

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

 для ЭК диаметром 146 мм:
- спуск до 2900м
-относительное удлинение, не менее- 14,3%
-предел текучести: 379-552 МПа
 

6. Опыт применения: 

Успешно применяют: "РУССИНТЕГРАЛ Варьеган-Ремонт", "ТехнIкс", "НТЦ КРС", "KazPetro Drilling"

7. Производители: 

ОАО "ТАГМЕТ", "Металл Комплекс", "ТМК"

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Ингибитор гидратообразования - хлористый кальций

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Ингибитор гидратооборазования - хлористый кальций

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Введение ингибиторов гидратообразования в поток влажного газа изменяет энергию взаимодействия между молекулами воды. Вследствие этого снижается давление паров воды над её поверхностью, что приводит к уменьшению равновесной температуры гидратообразования. Воздействуя непосредственно на отложения гидратов, ингибиторы гидратообразования также снижают давление паров воды над ними и вызывают постепенное разложение гидратов.

Хлористый кальцый (CaCl2) - один из наиболее доступных и дешевых ингибиторов гидратообразования. Для борьбы с гидратообразованием применяют обычно раствор 30-35%-ной концентрации. 

Молекулярная масса 111 г/моль. Безводный хлористый кальций представляет собой белые кристаллы кубической формы, сильно гигроскопические. Плотность 2.15 г/см^3, температура плавления 772 ºС

3. Преимущества: 

1. Доступность
2. Дешевизна
3. Достаточно высокая эффективность снижения температуры гидратооборазования
4. Возможность регенерации.
5. Не опасен для здоровья человека (по сравнению с метанолом).

4. Недостатки: 

1. При длительном хранении в открытых емкостях насыщается кослородом воздуха и становится коррозионно-активным.
2. Не так эффективен, как метанол.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

При применении необходимо обеспечивать мероприятия по снижению коррозионной активности: обескислороживание, хранение под защитным слоем, введение антикоррозионных добавок и др.

6. Опыт применения: 

На нефтегазовых месторождениях Якутии

7. Производители: 

Химический завод им. Л.Я. Карпова
ООО "Новомосковский хлор"

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Ю.Ф. Макогон "Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование"

http://www.oilforum.ru/topic/5069-problema-gidratoobrazovanija-pri-rabot...

http://www.mining-enc.ru/i/ingibitory-gidratoobrazovaniya/

http://hlor.biz/index.php?action=pages&act=view&id=15

Извлекаемый металлический пластырь

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Извлекаемый металлический пластырь

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Технология извлекаемого металлического пластыря разработана компанией «Навигатор» и в настоящее время широко применяется на скважинах «Роснефти». Пластырь предназначен для отключения пластов и герметизации обсадной колонны в добывающих и нагнетательных скважинах и представляет собой стальной патрубок с приваренными на концах суженными наконечниками, на которые надеты резиновые уплотнители (рис. 1).
 После спуска пластыря в заданный интервал лифтовых труб закачивается жидкость под давлением 18–25 МПа, за счет чего гидропривод тянет шток. Последний перемещает конус и протягивает его сначала через нижний, затем верхний наконечник. При этом верхний наконечник через центратор упирается в гидравлический привод, благодаря чему данный механизм может срабатывать независимо от обсадной колонны.
Центратор обеспечивает соосность наконечника и гидропривода. После прохождения конусов через наконечники посадочный инструмент освобождается и его извлекают из скважины. При необходимости пластырь может быть сорван с места и извлечен из скважины специальным инструментом. Пластырь изготавливается для обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм, имеет проходной диаметр 104 и 123 мм и длину до 18 м. Он выдерживает депрессию до 15 МПа для ЭК 146 мм и 13 МПа для ЭК 168 мм.
 

3. Преимущества: 

- позволяет сократить сроки ремонта на двое-трое суток по сравнению с использованием цемента. Средняя продолжительность установки пластыря составляет 90–120 часов;
- Эффективность применения технологии находится на уровне 90%;
- Оборудование устанавливается и извлекается за одну СПО;
- Ориентировочная стоимость одного извлекаемого металлического пластыря с доставкой до базы КРС и техническим сопровождением составляет 400 тыс. руб.(без НДС);
- возможность смены способа эксплуатации;
- возможность извлечения;

4. Недостатки: 

-дает уменьшение внутреннего диаметра до 104 мм для ЭК 146 мм и 123 мм для ЭК 168 мм;
-Максимальная депрессия на пластырь составляет 15(13) МПа, а протяженность ремонтируемого участкаограничивается 14 м;
-требование к низкой коррозии стенок ЭК;

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

- Максимальная длина негерметичности эксплуатационной колонны 15 м;
- Максимально допустимая депрессия 15 Мпа;
- Уменьшение проходного диаметра 28-30 мм;
- Максимальная глубина НЭК 1600 м;
 

6. Опыт применения: 

ластырь ПМР-146, разработанный ТатНИПИнефть, удачно используется в 56 скважинах ТАТнефти.

7. Производители: 

- Навигатор;
- ТатНИПИнефть;

Создание многократных репрессий и депрессий

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Создание многократных репрессий и депрессий

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Технология реализуется с помощью высоконапорных струйных аппаратов различных конструкций в сочетании с располагаемым ниже пакером, обеспечивающих заданное снижение давления на пласт в течение определенного времени. Восстановление фильтрационных свойств пород в ПЗС заключается в следующем: с помощью мгновенно созданной высокой депрессии на пласт (постоянна на протяжении заданного времени) обеспечивается большая скорость движения жидкости из ПЗС в скважину. В этот период происходит существенная очистка ПЗС потоком жидкости с выносом твердых частиц. Возникают большие силы сдвига. При прекращении циркуляции рабочей жидкости через струйный аппарат в стволе скважины восстанавливается гидростатическое давление, передаваемое на пласт. Репрессия продерживается в течение заданного времени. В итоге, жидкость движется из ствола в пласт, а твердые частицы, закупоривающие его, испытывают проитивоположно направленные нагрузки. Особенно больше депрессии требуются при освоении низкопроницаемых сильно закупоренных коллекторов.

3. Преимущества: 

1. После воздействия вводятся в разработку ранее не работавшие участки пласта;
2. Увеличивается интервал продуктивности;
3. Продолжительность эффекта не менее года;
4. Возможность повышения эффективности технологии путем совмещения ее с другими видами воздействия (например, ксилотная обработка).

4. Недостатки: 

1. Большая потребляемая мощность силового оборудования;
2. Сложность устройства струйных аппаратов;
3. Потребность большого количества рабочего агента.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

1. Проницаемость от нескольких единиц до нескольких сотен мД;
2. Технология может применяться как для повышения проницаемости призабойной зоны нефтяных скважин, так и для увеличения приемистости водяных нагнетательных скважин;
3. Пористость 10-30 %
 

6. Опыт применения: 

В Башкортостане технология внедряется на месторождениях НГДУ Краснохолмскнефть. Успешность работ составила 90 %. Большинство скважин до обработки имело нулевую приемистость, а после обработки приемистость составила 150-300 м/сут. По добывающим скважинам достигнуто увеличение продуктивности в 1,5-3 раза. 

7. Производители: 

Нет данных.

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

1. Светашов Н.Н. Диссертация на тему "Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков из сложнопостроенных коллекторов нефти и газа" . 2003 г.
2. http://www.dslib.net/mashyny-agregaty/sovershenstvovanie-tehniki-i-tehno...
3. Собин А.М. "Регулирование разработки нефтяных месторождений на основе выявленных закономерностей фильтраций флюидов в ПЗС". 2015 г.

Прикрепленные файлы: 
ВложениеРазмер
dissertaciya_sobina_a.m.pdf1.97 МБ

Методика расчета охлаждения ПЭД

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Методика расчета охлаждения погружного электродвигателя

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

   Двигатели чувствительны к системе охлаждения, которая создается потоком жидкости между обсадной колонной и корпусом ПЭДа. Скорость этого потока и качество жидкости влияют на температурный режим ПЭДа. Известно, что вода имеет теплоемкость 4,1868 кДж/кг-°С, тогда как чистая нефть 1,675 кДж/кг-°С. Поэтому при откачке обводненной продукции скважины условия охлаждения погружного электродвигателя лучше, чем при откачке чистой нефти, а его перегрев приводит к нарушению изоляции и выходу двигателя из строя. Поэтому изоляционные качества применяемых материалов влияют на длительность работы установки. 

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 
  1. Ивановский В.Н. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти. – М: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. Губкина, 2002 г. – 824 с.: ил.
  2. Дарищев В.И., Ивановский Н.Ф., Ивановский В.Н. и др. Комплекс работ по исследованию и снижению самопроизвольных расчленений (PC--отказов) скважинных насосных установок. – М.: ВНИИОЭНГ, 2000, 84 с.
  3. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. – М.: Недра, 1984, 308 с.
  4. Международный каталог-справочник. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти/ Под ред.акад. РАЕН В.Ю.Алекперов и акад. РИА В.Я. Кершенбаума. – М.: Нефть и газ, 1998. – 611 с.

Гидравлический разрыв пласта

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Гидравлический разрыв пласта

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Гидравлический разрыв пласта - один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроницаемой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида к забою скважины. 

Технология проведения ГРП заключается в совокупности следующих операций:

  • Подготовка скважины. Исследование на приток или приемистость.
  • Промывка скважины. Скважины промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов.
  • Закачка жидкости разрыва. Жидкость разрыва - тот рабочий агент, закачкой которого создается необходимое для разрыва ГП давление для образования новых и раскрытия существовавших в ПЗС трещин.
  • Закачка жидкости-песконосителя. Песок или любой другой материал, закачиваемый в трещину, служит наполнителем трещины, являясь, по существу, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия давления.
  • Закачка продавочной жидкости. Основной целью этой жидкости является продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины.
  • После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется под давлением.
  • Вызов притока, освоение скважины и ее гидродинамическое исследование.
3. Преимущества: 
  • Рентабельная эксплуатация скважины на поздней стадии разработки.
  • Увеличение площади дренирования 
  • Увеличение проницаемости.
  • Увеличение добычи флюида.
4. Недостатки: 
  • Возможны ситуации, при которых ГРП приводит к ожидаемому результату, однако вместе с этим происходит поступление в скважину не только нефти, но и сопутствующих вод, что приводит к скачку уровня обводненности скважины и может свести на нет положительный эффект данной операции.
  • Дороже газодинамического разрыва пласта в 5-7 раз.
  • Вред окружающей среде.
  • Для ГРП необходимо большое количество воды.
  • Для закачки воды затрачивается много энергии.
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Низкопроницимаемый коллектор ( k ≤ 30 мД, μн ≤ 5мПа*с):

  • Эффективная толщина > 5м
  • Отсутствие в продукции газа из ГШ и законтурной/закачиваемой воды
  • Продуктивный пласт отделен от других проницаемых пластов непроницаемой перемычкой 10м.
  • Скважина должна быть удалена от ГНК и ВНК на расстояние, превыщающее расстояние между добывающими скважинами.
  • Накопленный отбор нефти по участку не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов.
  • Скважина должна быть технологически исправна (герметичность ЭК, ЦК выше и ниже перфорации на 50м)

Средне- и высокопроницаемые пласты:

  • Начальная продуктивность скважины заметно ниже, чем у соседних.
  • Наличие значительно скин-эффекта
  • Обводненность продукции ≤ 20%
6. Опыт применения: 
  • Проведение первого в мире ГРП припысывается компании Halliburton, выполнившее его в США в 1947 году. В качестве жидкости разрыва использовалась - техническая вода, а расклинвающего агента - речной песок.
  • Работы по широкомасштабному внедрению ГРП на Самотлорском месторождении были начаты в 1992 г., к началу же 1997 г. было проведено 432 скважино-операции. Успешность составила  94 %, дополнительная добыча нефти - 4,034 млн т.  В результате проведения ГРП прирост дебита нефти вырос с 12 до 23 т/сут.
     
7. Производители: 
  • Schlumberger
  • Baker Hughes
  • Weatherford
8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Щелевая разгрузка ПЗС

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Щелевая разгрузка ПЗС

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Щелевую разгрузку проводят при помощи специального перфоратора, который перемещают вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта. При этом по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной 3-4мм по колонне, длиной 700-1000мм. За счет этого происходит разгрузка ПЗС, чем обеспечивается улучшение ее коллекторских свойств.
Для обработки скважин используется оборудование аналогично используемому при ГРП. Производительность м.б. 4-5 скважин в месяц при вскрытии пласта эффективной мощностью 8-10м. Технология проведения щелевой разгрузки почти не отличается от технологии применяемой при точечной ГРП. Обычно после проведения работ делают СКО.
Cхожесть с ГРП :обе технологии направлены на увеличение проницаемости пород в ПЗС с помощью создания трещин определенного размера.

3. Преимущества: 

Метод обеспечивает надежную гидродинамическую связь с пластом, снижение напряжений и увеличения проницаемости пород в ПЗС;
Увеличение площади фильтрации;
Высокое совершенство вскрытии пласта; 
Увеличение дебитов скважин;
Увеличение КИН;
Метод может быть применен в сочетании с кислотными и другими обработками ПЗП как в добывающих, так и нагнетательных скважинах;
В многопластовых и неоднородных по проницаемости коллекторах может быть использован для выравнивания профиля приемистости скважин.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Терригенные поровые коллекторы с низкой проницаемостью и высокой глинистостью; 
Порово-трещинные и трещинные коллектора, карбонатные и терригенные с вертикально и наклонно ориентированными трещинами; 
Необходимо учитывать наличие зумпфа (не менее 30- 40 м) .

6. Опыт применения: 

Данный метод был осуществлен на 49 добывающих и нагнетательных скважинах различных месторождений в Удмуртии. Удельный эффект на одну обработку по добывающим скважинам составил 1365 тонн, по нагнетательным - в пересчете на нефть - 706 тонн, средний по всем скважинам - 1002 тонны. Срок продолжительности эффекта превышает 4 года. Средний дебит скважин по нефти увеличивается в 3-5 раз.

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Метод интенсификации притока с помощью VDA (вязкоупругая самоотклоняющаяся кислота)

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Вязкоупругая самоотклоняющаяся кислота

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

•Вязкоупругая Самоотклоняющаяся Система (VDA*) обладает уникальными свойствами, основанными на разработанной Шлюмберже технологии вязкоупругих ПАВ. Технология исключает повреждение коллекторских свойств пласта, возникающего из-за использования твердых частиц и полимеров в кислотных системах. VDA может быть использована как в качестве самостоятельной технологической жидкости, так и в сочетании с другими системами.

•Система VDA обладает идеальной жидкой консистенцией при закачке в скважину. По мере реагирования кислоты с породой вязкость VDA, находящейся в пласте, быстро возрастает, и система становится самоотклоняющейся. Высокая вязкость служит барьером для дальнейшего проникновения кислоты в червоточины пласта, что позволяет еще не прореагировавшей жидкости проникать в необработанные пропластки.
•После окончания обработки барьер либо разрушается при контакте с углеводородами во время работы скважины, либо растворяется в пластовых флюидах. 

3. Преимущества: 

Самоотклоняющаяся кислотная система:

• Работает как в качестве самостоятельной технологической жидкости, так и в сочетании с другими системами

• Улучшенный зональный охват

• Отсутствует остаточное загрязнение коллектора

• Однокомпонентная система для упрощения обработки

• Легкое извлечение флюида и очистка скважины 

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

•Многослойные коллекторы и коллекторы с большими продуктивными интервалами

•Коллекторы с неоднородной проницаемостью

•Горизонтальные и вертикальные скважины

•Закачка под давлением или через ГНК (Койлтюбинг)

6. Опыт применения: 

•«Шлюмберже» 2009г.

•Total

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Corrosion Inhibitor RIM-101

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
Тэги: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Corrosion Inhibitor RIM-101

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

RIM-101 * представляет собой уникальную смесь ингибитора коррозии,образующий поверхностную пленку аминов и поверхностно-активных веществ в ароматическом базовом растворителе . Этот продукт имеет ограниченную растворимость в воде и масле. Эта антикоррозионная добавка формирует пленку на оборудовании забойной части скважины,насосно-компрессорных и эксплуатационных труб, а также на других частях нефтепромыслового оборудования. Ингибитор коррозии препятствует возникновению коррозии, вызванную нефтепромысловыми растворами, органическими кислотами, диоксидом углерода и сероводородом.

Физические свойства
При температуре 20 ° C (68 ° F) - темно-коричневая жидкость
Плотность при 20 ° C (68 ° F) - 0,88 -0,95кг / л
Температура вспышки ТСС 7Cf.C. (50 * F)
Растворимость нефти: Диспергируется

3. Преимущества: 

ингибиторы коррозии выпускаются в широком диапазоне своих функциональных свойств, что позволяет подобрать качественный ингибитор к конкретной проблеме, известны серии ингибиторов от RIM-101 до RIM-108
http://www.rimpro-india.com/corrosion-inhibitor/rim-109.html

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

ингибитор коррозии вводили в нефтяную скважину как в чистом виде, так и растворенным в воде или нефти. Количество ингибитора коррозии, необходимых для контроля коррозии зависит от глубины скважины, обводненности продукции и производительности скважины. Для защиты насосно-компрессорных труб ингибитор должен быть растворен в чистой нефти (например, бензин) в соотношении 1 часть ингибитора коррозии от 1 до 8 частей нефти. 

   
7. Производители: 
8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Виброволновой метод воздействия на пзс

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Виброволновой метод воздействия на пзс

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

•Для обработки пласта виброволновым методом разработан волновой гидромонитор (Патент на полезную модель РФ № 139424 МПК Е21В 28/00), спускаемый на НКТ в интервал продуктивного пласта. Суть его заключается в поинтервальной (через каждые 30 см) очистке пласта жидкостью с импульсными перепадами давлений с разными низкими частотами. При закачке рабочих жидкостей воды, нефти, кислоты, полимерного раствора, смолы через ВГМ, равномерное движение потока жидкости преобразовывается в колебательное, пульсационное на выходе из насадок за счет жесткости пружин и работы цилиндров внутри корпуса.
ЭТАПЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС
•На первом этапе происходит разрушение  структуры сложного состава загрязнений малоподвижных коллоидных растворов, гидравлическими импульсами давлений разбивается блокада из этих загрязнений,это приводит их в дисперсное взвешенное состояние в порах пласта;

•На втором этапе эти заргязнения максимально растворяются кислотным составом в виброволновом режиме за счет колебаний давлений жидкости с низкой частотой;

•На третьем этапе за счет продолжения последовательных импульсов давления жидкости в виде репрессии и депресии оттесняются остатки загрязнений вглубь пласта за пределы призабойной зоны (1-1,5 м) или, наоборот, при получении фильтрации жидкости из пласта с появлением циркуляции в затрубном пространстве вынесятся остатки подвижных частиц загрязнения на поверхность, что позволяет окончательно очистить каналы для фильтрации пластовой жидкости к забою скважины. 

3. Преимущества: 

•Колебания, вызванные гидромонитором, действуя на пласт,  улучшают условия проникновения кислоты и др. жидкостей

•Обработка ПЗП жидкостью с импульсными перепадами давлений с разными частотами от 1 до 3Гц, различного диапазона аплитуд от 1 до 6 МПа, позволяет регулировать глубину воздействия, сократить затраты времени на очистку ПЗП.

•Восстановление проницаемости ПЗС на 62-85% 

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

•Скважины после проведенного ГРП

•Основные технологические параметры, влияющие на эффективность виброволновой технологии в виде относительного прироста дебита нефти, в скважинах с ранее проведенными ГРП, заключающиеся в удельном объеме рабочей жидкости при обработке пласта в диапазоне от 8 до 10 м3 , при диапазоне пластового давления от (0,8-0,95) Рпл.нач. Эти показатели формируют требования к технологиям ОПЗ.

6. Опыт применения: 

•Хохряковское месторождение

•Южно-Охтеурское месторождение

•На скважине № 904 Хохряковского месторождения было проведено два ГРП и ОПЗ пласта вибровоздействием.  Проведение повторного ГРП не позволило достичь дебита жидкости той же величины, что и после первичного ГРП. Однако, темп падения дебита жидкости, и соответственно, нефти снизился с 90 % до 60 % в год. Проведение в дальнейшем ОПЗ пласта вибровоздействием позволило увеличить проницаемость ПЗП, что в результате восстановило продуктивность скважины до того уровня, какой была после второго ГРП. Темп падения дебита жидкости после ОПЗ резко снизился и составил всего 10 %. 

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

http://www.tsogu.ru/media/files/2014/09_26/apasov-g.t.pdf

•Устройство для воздействия на призабойную зону пласта скважины и ее очистки / Апасов Т.К. [и др.] : патент на изобретение RUS 2213859 15.06.2001. 
Синкин Э. М. Вибросейсмические, виброволновые воздействия на пласт.

Термогазохимическое удаление АСПО

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Термогазохимическое воздействие с целью удаления АСПО

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Метод термогазохимического воздействия (ТГХВ) основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно: а) образующиеся газы горения под давлением ( до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины; б) нагретые ( 180 - 250 С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены; в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотныи раствор; углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины; г) после сгорания заряда давление в скважине снижается и из пласта устремляются флюиды, газы горения и расплавленные отложения.

Для ТГХВ разработаны специальные аппараты, спускаемые на бронированном кабеле в скважину. Эти аппараты получили название аккумуляторов давления скважинных (АДС-5, АДС-6). Иногда их называют пороховыми генераторами давления (ПГД). Аккумуляторы давления инициируются электрическими воспламенителями, которые в отличие от пороховых шашек имеют проволочную спираль, нагреваемую электрическим током.

 

3. Преимущества: 

1. Сочетание различных факторов воздействия на призабойную зону пластов;
2. Простота и сравнительная дешевизна операции;
3. Повышение продуктивности скважины за счет растворения в нефти углекислого газа, выделившегося при горении заряда.

4. Недостатки: 

1. При быстром сгорании заряда иногда происходят выбросы жидкости, прихваты кабеля и разрывы обсадной колонны;
2. Низкая эффективность в скважинах с низким пластовым давлением и в истощенных коллекторах;
3. Разрушающее воздействие на скважину.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

1. При переводе скважин из добывающих в нагнетательные, т.е при освоении под нагнетание.
2. Карбонатные и терригенные коллектора;
3. Максимальное время нахождения в среде нефти, воды и соляной кислоты - 6 часов;
4. Температура < 70 C;
5. Давление: 3 - 30 МПа

 

6. Опыт применения: 

Опытно-промышленные испытания проводились на 4 нефтяных месторождениях Пермской области: Краснокамском - 2 обработки, Северокамском - 2 обработки, Лобановском - 2 обработки, Осинском - 33 обработки, на 7 скважинах месторождения Узень объединения "Мангышлакнефть" и на 2 скважинах НГДУ "Арланнефть". 95 % всех обработок оказались эффективными, продолжительность эффекта составляет от 2 до 22 месяцев. Увеличение дебита скважин - в пределах 150 - 600% и дополнительная добыча нефти на 1 обработку составила в среднем 1300 тонн.
Эффективность обработок добывающих скважин ТГХВ
 

Объединения Количество обработанных скважин Успешность обработок скважин, % Суммарная дополнительная добыча нефти, тонн Средняя дополнительная добыча нефти на скважину, тонн
Башнефгъ 1477 62,4 1389727 941
Пермнефть 694 71,9 374319 539
Татнефть 309 53,4 196738 637
Мангышлакнефть 858 50 549487 640
Краснодар-нефтегаз 52 71 1800 35
Куйбышевнефгь 28 50 1774 63
Союзтермнефгь 10 60 479 48
Томскнефть 15 47 4316 288
Сахалинмор-нефтегаз 23 35 475 21
Коминефгь 60 46,7 4556 76
Эмбанефть 33 82 748 23
Нижневолжск-нефть 77 49,4 4182 54
Удмуртнефть 22 45,4 2756 125
Саратовнефтегаз 16 81,2 9127 570
Азнефть 47 55,3 8973 191
Белоруснефть 4 - 0 0
Оренбургнефть 116 52,6 29056 250
Укрнефть 28 50 3346 119
Всего: 3669 57,9 2581859 704
8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

1. Н.А. Мальцев, М.Ф. Путилов, Г. А. Чазов. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону пласта;
2. В. С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений;
3. К. М. Гарифов, Р. Г. Абдулхаирова, Л. А. Петрова(ТатНИПИнефть), Р. А. Максутов. Результаты внедрения термогазохимического воздействия на пласт.

Зарезка боковых стволов

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Зарезка боковых стволов (ЗБС)

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Бурение боковых стволов на современном этапе является эффективной технологией интенсификации добычи, позволяющей учитывать выработку остаточных извлекаемых запасов нефти за счет увеличения площади контакта со скважиной; решать задачи восстановления аварийных скважин.

3. Преимущества: 

1.Значительное увеличение площади контакта скважины с пластом;
 

4. Недостатки: 
  1. Нельзя исключить технологические риски при бурении, освоении и заканчивании БС, не зависящие от процесса проектирования ЗБС: технологические причины повышенной обводненности скважин при освоении ЗБС присутствуют.
  2. Необходимость построения сложной модели при проектировании ЗБС, учитывающей такие факторы, как: повышенный скин-фактор по результатам бурения, низкая эффективная длина горизонтального ствола, негерметичносьть колонный после ГРП и т.д.
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 
  1. Выработанность запасов по участку блока (элементу разработки) не более 50%, извлекаемые запасы на планируемую скважину не менее 10 тыс. тонн;
  2. Эффективная мощность пласта > 4м;
  3. Толщина экрана, отделяющего продуктивный пласт от водонасыщенного или нефтеводонасыщенного > 2 м. Если после ЗБС планируется ГРП  > 6 м;
  4. Расстояние до фронта нагнетаемой воды должно быть > 250 м;
  5. Выполнено технологическое тестирование по конструкции и состоянию эксплуатационной колонны и качеству цементирования.
6. Опыт применения: 

ОАО «Томскнефть»  Опыт внедрения ЗБС на месторождениях Западной Сибири с юрскими колллекторами. Были проведены операции по ЗБС на 69 скважинах, главным образом, в условиях юрских коллекторов. Средний дебит по нефти после проведения операции составил 29 т/сут, средняя обводненность – 49%. Достоверность расчетов, по которым обосновывалась целесообразность бурения БС, составляет: по жидкости – 97%, по нефти – 76%. Не достижение планируемых дебитов объясняется причинами геологического и технологического характера.

7. Производители: 

Weatherford  (технология QuickCutTM)

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Комбинированные (Газосепаратор - диспергатор)

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Газосепаратор - диспергатор

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Зачастую, скважинные условия непозволяют эффективно использовать УЭЦН, оборудованный одной технологией защиты от вредного влияния свободного газа. В таких случаях возможно применение комбинации из различных технологий. Самой распространенной на текущий момент является комбинация газосепаратора и диспергатора.
Роторные газосепараторы при вращении вытесняют жидкость на периферию, и далее через переходный канал пропускают вверх в насос, в то время как газ концентрируется около вала и через выпускные каналы движется в межтрубное пространство (шнек создает напор, рабочее колесо закручивает поток газожидкостной смеси, сепараторы производят отделение газа от жидкости с последующим выводом его в затрубное пространство и подачи жидкости на прием насоса). Диспергатор измельчает оставшиеся газовые включения, подготавливает квазиоднородную газожидкостную смесь для прокачки. 

3. Преимущества: 

Газосепаратор-диспергатор позволяет перекачивать газожидкостную смесь с более высоким содержанием свободного газа, чем при использовании данных технологий по отдельности (в литературе встречаются такие цифры как 65%)

 

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Максимальное содержание свободного газа на входе, %:газосепараторов-диспергаторов – 65
Температура откачиваемой жидкости, °С – 1200
Водородный показатель, pH – 5,0-8,5
Концентрация твердых частиц в пластовой жидкости, г/л – 1,0
Микротвердость частиц по шкале Мооса, баллов, не более – 7
Максимальная концентрация сероводорода, г/л – 1,25
Максимальное содержание попутной воды, % – 99
Максимальная плотность жидкости, кг/м3 – 1400
Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа изделия без изменения напора и КПД, мм2 /с – 1
Примечание: * По специальным требованиям потребителей до 150 °С

6. Опыт применения: 

Успешно применяется в Западной Сибири и на месторождениях с высоким газовым фактором

7. Производители: 

Shlumberger-REDA, Новомет, Baker Hughes, Борец

Triplex TM

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Triplex TM Системы контроля коррозии (Weatherford)

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

 Данная система контроля коррозии является комбинацией работы трех ингибиторов коррозии, обеспечивающих быструю пассивацию коррозии и долгосрочную защиту для скважинных труб и прочего оборудования при температурах до 500 ° F (260 ° C). Триплекс системы сочетают три различные механизма для снижения местной коррозии практически до нуля даже в присутствии кислорода, с высоким содержанием хлоридов и кислых газов. Уникальные трехкомпонентные системы срабатывают на металлических поверхностях в пределах нескольких минут, защищая поверхности от пагубного воздействия в течение длительных периодов времени.
 Анодный ингибитор взаимодействует с доступным кислородом, чтобы реагировать с металлом на поверхности-процесс пассивации. Катодный ингибитор образует защитную органическую пленку, а второй катодный ингибитор восстанавливают повреждения в слоях. 

3. Преимущества: 

• Системы контроля коррозии Триплекс уменьшают локальную коррозию и точечную коррозию труб и скважинного оборудования на забое при температурах до 500 ° F (260 ° C), что доускает возможность бурения в сложных средах без ущерба для труб.
• Инженерные комбинации трех типов химических веществ-анодного ингибитора и двух катодных-
дает системе гибкость для управления коррозией в широком диапазоне скважинных условий.
• Системные компоненты легко вводить отдельно в поток жидкости и не требуют специального смешивания или обработки, облегчая тем самым использование систем без дополнительного оборудования.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

-Температура воспламенения:> 500 ° F (> 260 ° С);
-pH: 9.5-10.0. 
 

7. Производители: 

WEATHERFORD

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Weatherford.com

Метод обратного конуса

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Метод обратного конуса

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 
Одним из способов повышения эффективности разработки водоплавающих нефтяных залежей может быть способ образования обратного конуса пластовой нефти в водонасыщенной толщине подошвенных вод, путем вскрытия и совместной эксплуатации водо и нефтенасыщенной зон пласта(Рис. 1).
Так как отбор только одного из флюидов неизбежно приводит к конусообразованию, предложено перфорировать колонну против нефте и водонасыщенного интервалов и отбирать одновременно и нефть и воду. Физически это означает, что слив воды через перфорационные отверстия, расположенные в водонасыщенной зоне изменяет поле потенциала потока во
круг скважины таким образом, что водяной конус «подавляется». Течение в перфорационные отверстия воды образует направленную кверху вязкостную силу, которая образуется при прохождении через верхние (для нефти) перфорационные отверстия. В результате баланса сил устойчивое равнове
сие конуса образуется и сохраняется внизу, вокруг и ниже перфорационных отверстий для нефти. В дальнейшем, наличие обратного конуса будет препятствовать быстрому прорыву подошвенной воды в скважину.
3. Преимущества: 
- žизвлечения остаточной прикровельной нефти из пласта;
ž- может применяться при большой степени выработки извлекаемых запасов (около 95%) и промытостью коллектора;
 
4. Недостатки: 

- применим не ко всем месторождениям;

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

- Накопленная добыча по технологии «ОК» прямо пропорциональна величине пористости коллектора Кп, которая должна быть более 0,187 %.

 - Накопленная добыча по технологии «ОК» прямо пропорциональна величине проницаемости коллектора Кпр, которая должна быть более 315 мД.

- Накопленная добыча по технологии «ОК» прямо пропорциональна величине нефтенасыщенности коллектора Кн, которая должна быть более 0,58 %.

- Накопленная добыча по технологии «ОК» обратно пропорциональна величине вязкости нефти μ , которая должна быть менее 10,9 сПз.

6. Опыт применения: 

- Туймазы;
- НГДУ "Бавлынефть": "Бавлинское", "Матросовское", "Тат-Кандызское".
 

7. Производители: 

НГДУ «Туймазанефть»;
НГДУ "Бавлынефть".

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Электрогидравлическая обработка ПЗС

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Электрогидравлическая обработка ПЗС

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Технология основана на разрушении и удалении солевых, асфальто-смолистых и кольматирующих отложений из призабойной зоны скважины или фильтров. При электрическом разряде между двух электродов в жидкой среде происходит формирование канала сквозной проводимости с последующим его расширением до схлопывающейся каверны, образующей ударную волну и волны сжатия. Время действия ударной волны не превышает 0,3*10^(-6) сек. Распространяясь в прискважинной зоне, она разрушает кольматирующие образования.
Устройство для электрогидравлической обработки скважины состоит из наземной части и скважинного снаряда, соединенных между собой геофизическим кабелем. В наземную часть устройства входит преобразователь и каротажный подъемник. Скважинный снаряд состоит из зарядного блока, емкостей накопителей, разрядника и электродной системы.
Скважинный снаряд устанавливают в интервале обработки и начинают генерацию импульсов высокого напряжения с последовательным перемещением устройства вдоль интервала перфорации. В результате импульсного воздействия на прискважинную зону происходит увеличение проницаемости продуктивных пород, как следствие, увеличение в 2-4 раза дебита скважины. Время обработки одной скважины происходит в интервале от 6 до 12 часов, успешность составляет 85-90 %, дополнительно получаемая нефть не превышает 526 т.

3. Преимущества: 

1. Применение электрогидравлического метода очистки по сравнению с другими (реагентным, механическим) позволяет при незначительных затратах добиться максимального восстановления скважин, снизивших свой дебит;
2. Электрогидравлический аппарат можно использовать для глубинной сейсморазведки;
3. Скоростной гидропоток: регулируемый угол выхода высокоскоростной струи относительно корпуса позволяет очищать все виды покрытий при повышенных значениях энергии единичного импульса.

4. Недостатки: 

1. В процессе работы электроды разрядного блока находятся непосредственно в обрабатываемой среде, которой могут быть техническая вода со степенью минерализации до 1,24, глинистые растворы и нефти с различной степенью загазованности. Такая обрабатываемая среда обладает электроизолирующими свойствами;
2. При высокой проводимости среды (соляной раствор) происходят "утечки" энергии разряда (до 13%);
3. Компенсация "утечек" приводит к росту массогабаритных показателей скважинного аппарата увеличение в нем количества  накопительных конденсаторов, которые позволяют снижать потери).

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

1. Температура < 100 °C;
2. Гидростатическое давление < 50 МПа;
3. Глиносодержание коллектора <20 %;
4. Аппарат может применяться для повышения проницаемости призабойной зоны нефтяных скважин, увеличения приемистости водяных нагнетательных скважин, а также для очистки фильтров и другого скважинного оборудования.

6. Опыт применения: 

СКБ "Электрогидравлика", ПО "Татнефтегеофизика" и ПО "Пермнефть" провели первые совместные работы по обработке призабойной зоны нефтяных скважин электрогидравлическим источником "Скиф" энергоемкость. 1 кДж. Например, на скважине №19818 НГДУ "Азнакевнефть" (Татария) дебит увеличился с 1 до 3,5 т/сутки.

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

1. Гиматудинов Ш.К. "Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти";
2. Технология электроразрядного воздействия на призабойную зону //нефтяное хозяйство. 1993 г.

Highly Corroded Tubing Isolated by Swellpacker® Systems

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
Тэги: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Highly Corroded  Tubing Isolated by  Swellpacker® Systems 

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Компания halliburton предлагает Swellpacker® -система изоляции в качестве долгосрочного решения проблемы борьбы с коррозией внутрискважинного оборудования. Были разработаны четыре изоляционные системы Swellpacker , чтобы изолировать корродирующие интервалы.
Изолирующая система Swellpacker® представляет собой пакер, в котором применяется резина, поддающаяся разбуханию в углеводороде. Система Swellpacker при разбухании резины расширяется и изолирует кольцевое пространство вокруг трубы как в открытом, так и в обсаженном стволе скважины. Система обеспечивает реализуемое за один рейс решение по эффективной изоляции интервалов в процессе строительства и заканчивания скважины. Она не имеет движущихся частей и не требует применения устройств для приведения ее в действие в скважине или на поверхности. Ее простота, надежность и эффективность в качестве полноценного решения по изоляции интервалов помогает операторам добиваться значительного сокращения затрат на строительство скважин.

3. Преимущества: 
  • Надежный метод защиты от коррозии
  • оперативно прост
  • безопасный метод
  • экономически выгодный
  • Позволяет проводить операции без влияния на производительность скважины
6. Опыт применения: 

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ В СТРАНАХ ЛАТИНСКОЙ АМЕРИКИ
СМ. ПРИКРЕПЛЕННЫЕ ФАЙЛЫ

7. Производители: 
Прикрепленные файлы: 
ВложениеРазмер
H07735.pdf473.25 КБ

Ингибитор коррозии пролонгированного действия Scimol WSL-2772

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
Тэги: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Ингибитор коррозии пролонгированного действия Scimol WSL-2772

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Описание продукта

 

Ингибитор коррозии пролонгированного действия представляет собой реагент на основе высокомолекулярного ПАВ с выраженными адсорбционными свойствами и сродством к металлической поверхности и низкомолекулярных поверхностно-активных компонентов, способных формировать систему вторичных взаимодействий после формирования защитной плёнки на поверхности металла. За счёт комбинирования двух различных по природе классов соединений достигается уникальные эксплуатационные и функциональные свойства продукта, выраженные, в первую очередь, в большей прочности образующегося защитного слоя, а также улучшенных эксплуатационных показателях.

 

Сравнение пролонгированного ингибитора коррозии с традиционным ингибитором

 

Традиционный                                                 Полимерный

ингибитор коррозии                                         ингибитор коррозии 
(смотри иллюстрации!)
 

 

Критерий Традиционный ингибитор коррозии Полимерный ингибитор коррозии
Формула На основе алкилимидазолинов и их кватернизованных производных На основе высокомолекулярных соединений и ПАВ, способных к поперечной сшивке
Сырьевая основа Выраженная динамика роста цен на растительное сырье из-за роста популярности биотоплива Полностью синтетическая основа
Сезонные колебания качества растительного сырья Стабильное качество
Эксплуатационные свойства Среднее пенообразование Низкое пенообразование
Высокая вязкость, особенно при пониженных температурах Динамическая вязкость ниже
Характеризуется увеличением вязкости при хранении Нет склонности к увеличению вязкости при хранении
Функциональные свойства   Более длительный эффект последействия
  Удельные затраты ниже на 15-20 %
Требует подбора разных марок ингибитора в зависимости от условий Более универсален, для различных коррозионно-агрессивных сред
Экологичность   Низкотоксичная, биоразлагаемая активная основа
Технологичность   Длительное последействие позволяет снизить количество подходов к скважине
Не требует специализированного оборудования для дозировки Не требует специализированного оборудования для дозировки
Производителей много «Миррико» является единственным производителем в РФ
3. Преимущества: 

Применение таких продуктов позволяет увеличить межсервисный интервал и снизить количество технологических подходов к защищаемому объекту, а также использовать совместно различные химические реагенты специализированного назначения, способных реагировать между собой при непосредственном использовании. Дополнительными преимуществами такого метода являются: возможность загружать скважину реагентом на срок до 365 дней; продолжительный остаточный эффект химической обработки (эффект последействия); безопасность и простота оборудования, необходимого для обработки скважин, и, как следствие, более низкие затраты на химизацию процессов защиты от коррозионных процессов.

6. Опыт применения: 

Результаты опытно-промышленных испытаний

  • ОАО «Славнефть» - испытания на нефтесборе и водоводах Северо-Покурского, Ватинского, Аригольского, Мыхпайского месторождеий показали, что пролонгированный ингибитор коррозии обеспечивает защитный эффект 95-96% при 15-20г/м3
  • ОАО «Оренбургнефть» - обработка добывающих скважин  Покровской группы месторождений пролонгированным ингибитором коррозии снизить количество обработок с 4 до 2 в месяц, а также снизить количество реагента для одной обработки на 20%
  • ОАО «Варьеганнефть» - начаты ОПИ.
7. Производители: 

http://www.mirrico.ru - компания Mirrico

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Капсулированный ингибитор коррозии марки Scimol™ успешно прошел испытания на скважинах Когалымского месторождения ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК» и рекомендован к промышленному применению на других объектах нефтедобывающей компании, в том числе совместно с ингибиторами солеотложений. 
http://www.mirrico.ru/articles/2013_5_OGE_Kapsulirovannie%20ingibitori%2...

Scimol corrosion inhibitors

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
Тэги: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 
Scimol corrosion inhibitors
2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

"Scimol" ингибиторы коррозии предназначены для уменьшения скорости коррозии при работе и взаимодействии с большими объемами воды.

"Scimol" ингибиторы коррозии-это синергетические композиции органических соединений, которые обеспечивают эффективную защиту металлических трубопроводов и оборудования в широком диапазоне  солености при различных концентрациях агрессивных компонентов.

По характеристикам конкретного водного цикла и требований заказчика выбирается оптимальный ингибитор коррозии.

"Scimol" уменьшает скорость коррозии в 0,01-0,10 мм / год.

Применение ингибиторов коррозии Scimol помогает для предотвращения коррозии черных металлов, латуни, алюминия и его сплавов в высокой коррозионной воде.

Ингибиторы коррозии Scimol™ предназначены для антикоррозионной защиты нефтепромыслового оборудования и трубопроводов систем сбора и транспорта обводненной нефти, утилизации сточных вод и систем поддержания пластового давления. Ряд ингибиторов коррозии Scimol проявляет антибактериальные свойства против сульфатвосстанавливающих бактерий.

Ингибиторы коррозии Scimol представляют собой сложные композиции ПАВ различной химической природы – алкилимидазолинов, амидоимидазолинов, аминов, оксиалкилированных аминов, фосфорсодержащих органических соединений, четвертичных аммониевых соединений в спирто-ароматических растворителях.

Новейшие разработки лаборатории НПХС:

 – ингибиторы коррозии на основе полимерных химических веществ имеют значительно больший эффект последействия ввиду повышенной сорбционной активности к поверхности и более высоки эффект защиты. Являются весьма перспективными для технологий задавки в пласт ввиду значительного эффекта последействия – и равномерного выноса с породы при эксплуатации скважины.

- капсулированные и гранулированные ингибиторы коррозии для обработки скважин;

- продукты комплексного действия – сочетают в себе ингибитор коррозии и ингибитор солеотложений – что позвляет обрабатывать скважины одним продуктом, снизить количество подходов к скважинам при периодических обработках в два раза, а также представляет интерес для технологий задавки в пласт;

 

Ингибиторы коррозии Scimol представлены тремя основными типами:

  • Scimol WS – водорастворимые ингибиторы коррозии (water soluble);
  • Scimol WD – вододиспергируемые ингибиторы коррозии (water dispersible);
  • Scimol OS – нефтерастворимые ингибиторы коррозии (oil soluble).

1. Водорастворимые ингибиторы коррозии (Scimol WS) и предназначены для защиты от коррозии структура металла нефтепромыслового оборудования и трубопроводов систем сбора и транспорта обводненной нефти, сточных вод и систем поддержания пластового давления и систем. Водорастворимые ингибиторы коррозии Scimol WS на имеют высокое сродство к водной фазе, которое обеспечивает надежную защиту поверхности металла в широком интервале обводненности транспортируемой жидкости.
2. Маслорастворимых ингибиторов коррозии (Scimol ОС) предназначены для антикоррозионной защиты структуры металлов нефтепромыслового оборудования и трубопроводов сточных вод и систем поддержания пластового давления. Маслорастворимых ингибиторов коррозии Scimol ОС применяются для защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования, скважин, трубопроводов, систем поддержания пластового давления и систем сточных вод систем. Они образуют сплошной пленки ингибитора коррозии на поверхность обрабатываемого трубопровода; это обеспечивает эффективную защиту от коррозии металла при высоких скоростях потока. Они также имеют длительного последействия.
3. Вододиспергируемых ингибиторов коррозии (Scimol WD с) предназначены для антикоррозийной защиты конструкционных металлов нефтепромыслового оборудования и трубопроводов систем сбора и транспорта обводненной нефти, сточных вод и систем поддержания пластового давления. Водные дисперсные ингибиторы коррозии Scimol WD с применяются для защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования, скважин, трубопроводов нефтесборных систем и турбулентного потока воды трубопроводов. Они обеспечивают надежную защиту поверхности металла в широком интервале масло/вода коэффициент транспортируемой жидкости. 

3. Преимущества: 

 Основные преимущества ингиибторов коррозии серии Scimol:

  • Превосходно защищают от углекислотной и сероводородной коррозии.
  • Обладают высокой сорбционной активностью по отношению к металлическим поверхностям.
  • Обеспечивают надежную защиту в высокоминерализованных средах, содержащих растворенный диоксид углерода и сероводород.
  • Обладают отличными эксплуатационными характеристиками, низкой рабочей дозировкой.
  • Полностью предотвращают локальную и язвенную коррозию.
  • Малорастворимые и вододиспергируемые ингибиторы коррозии обладают длительными эффектами последствия.
  • Совместимы с реагентами подготовки нефти.
  • Не содержат фосфорорганических соединений.
  • Новая линия "зеленой" химии обладает высокой биоразлагаемостью.
  • Испытания ингибиторов коррозии
  • Лабораторные.
  • Стендовые.
  • Опытно-промышленные.
  • Коррозионный мониторинг.
4. Недостатки: 

«непроизводитель ное» расходование реагента, так как 1/3 закачанного ингибито- ра коррозии выносится за первые несколько суток

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Применение: Непрерывная дозировка в систему сбора нефти с расходом 15-25 г/м3. Оптимальное количество впрыскиваемого топлива определяется на основе полевых испытаний. 
Ингибиторы коррозии Scimol обычно вводят в камеру всасывания насосных станций непрерывно.
Химикаты могут смешиваться с водой в любых соотношениях, стабильно при температуре до 130 ° С, может быть использован в пределах уровня рН 2 - 13, совместимый с другими химическими веществами “CG “Osnova”.
 

6. Опыт применения: 

скважины Когалымского месторождения ЗАО "Лукойл-АИК
http://www.mirrico.ru/articles/2013_5_NH_Opit%20primeneniya%20kapsulirov...

7. Производители: 

Компания Mirrico
http://www.mirrico.ru/

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Износостойкое покрытие органов ГНО

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Износостойкое покрытие органов глубинного насосного оборудования (ГНО)

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Физический смысл применения защитных покрытий заключается в изоляции поверхности материала от агрессивных сред, бактерий и механического износа. Покрытия бывают металлическими (Цинк, хром, латунь и т.д.) и неметаллические (Полимерные пленки , лакокрас. смолы и т. д.). Выбор типа материала должен основываться как на технической, так и на экономической стороне вопроса.

3. Преимущества: 
  1. Эффективно защищает от мехпримесей,от коррозионных повреждений.
  2. Длительная бесперебойная работа органов ГНО.
  3. Из-за покрытия органы ГНО имеют более высокий предел прочности.
  4. Работа органов при высоких температурах до 260 °С.
  5. Рост КПД с покрытием на 3-5 %.
4. Недостатки: 
  1. Высокая стоимость.
  2. Требует тщательной обработки каждого органа ГНО.
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

-толщина пленки одного слоя покрытия — 50...65 мкм;
-водородный показатель — 3...8 рН (0 рН — кратковременно);
-удельная плотность — 1,43+-0,05 г/см3;
-подложка — сталь, чугун, алюминий и др.;
-термостойкость — до 260 °С;
-твердость по карандашу — 4...5Н ;
-максимально допустимое содержание КВЧ — 1000 мг/л.
 

7. Производители: 
  1. РЕАМ
  2. ИВК Эталон
  3. Loctite® Nordbak®
  4. ООО "РАМ"
  5. ООО "Плазма"
8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Bridge Blasting

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

абразивно-струйный инструмент Jet Blaster с использованием метода Bridge Blasting

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Метод Bridje Blasting(размыва перемычек) предусматривает использование механизированной фрезерной головки и абразивной струйной обработки в тех случаях, когда отложения полностью закупоривают трубу.Предусматривает применение двигателя объемного типа диаметром 1,69 дюйма, специально доработанного для предотвращения засорения абразивом "серебряный бисер" лабиринтного торцевого уплотнения двигателя для высокого давления. Двигатель объемного типа приводит в движение комбинированную струйно-фрезерную головку, в которой алмазный фрезер компании Reed-Hycalog используется для прорезания в отложениях небольшого начального отверстия. Завершают очистку радиальные форсунки. 

3. Преимущества: 

Скорость очистки и общая надежность фрезера и двигателя значительно превышают аналогичные показатели для обычных методов очистки фрезерованием с использованием двигателя объемного типа.

4. Недостатки: 

концевая насадка центрирует инструмент и предотвращает повреждение труб фрезером , что зачастую вызывает осложнения при использовании традиционных методов фрезерования. Для удаления перемычек из твердых отложений применяется другая  струйно-бурильная головка, если направляющий фрезер не обеспечивает приемлемых скоростей очитски.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

эксплуатационной колонне НКТ,для гибких нкт, обратные клапаны , разъединительные приспособления

6. Опыт применения: 

Компания BP Amoco южном месторождении Кейбоб в пласте Биверхилл-лейк в Канаде.

7. Производители: 

MONTI INDUSTRIAL BLASTING WITHOUT GRIT; Reed-Hycalog.

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

http://www.bristle-blaster.com/en/products/3200x
Schlumberger/журнал, выпуска 2002г

Hydro Blast

Степень готовности карточки: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Hydro Blast

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

В подобных инструментах для обеспечения охвата всего ствола скважины используется несколько струйных отверстий или позиционно-струйная головка. Эти инструменты можно использовать вместе с химическими промывками для воздействия на растворимые отложения ,если это необходимо для предотвращения потерь реагентов,нагнетаемых под давлением. Под давлением струя воды удаляет отложения на поверхности путем кавитации, при которой в струе гидравлической форсунки формируются микропузырьки.Эти пузырьки создаются в процессе выброса под высоким давлением,когда жидкость проходит через сопло форсунки. При столкновении с солеотложениями пузырьки разрушаются,вызывая мощный - почти взрывное-воздействие.

3. Преимущества: 
  • Использование нового инструмента Hydra-Blast Pro с медленным вращением, обеспечивающего максимальную эффективность очистки скважин.
  • Применение химических комплексов, соответствующих конкретным скважинным условиям.
  • Применение специального программного обеспечения для оптимального выбора промывочных насадок, жидкостей и метода обработки скважины.
  • Более быстрая очистка с минимальным повреждением труб, поскольку инструмент может использовать стеклянные шарики.
  • Возможность использования лабораторного анализа солеотложений и других твердые отложенийдля определения необходимых методов обработок скважин;
  • Удаление твердых отложений, которые снижают продуктивность скважины
  • Очистка профильных ниппелей и газлифтных мандрелей.
  • Удаление солеотложений с перфорационных отверстий и пазов в обсадной колонне или хвостовике
4. Недостатки: 

Водоструйное воздействие может быть эффективным в отношении мягких отложений, таких как галит,однако,опыт показал,что оно менее эффективно по отношению к отложениям средней-высокой твердости, таким как кальцит и сульфат бария.

6. Опыт применения: 

крмпания Schlumberger

7. Производители: 

BJ-NOWSCO;HALLIBURTON

Трубы из полиэтилена высокой плотности

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Трубы из полиэтилена высокой плотности

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Полиэтилен высокой плотности (НDPE) – ПЭ с линейной макромолекулой и относительно высокой плотностью (0,960 г/см³).  Это полимер высокой плотности, получаемый реакцией полимеризации этилена при низком давлении. В стандартных условиях является твердым, жестким, сравнительно прозрачным веществом, используемым в качестве сырья для производства предметов как технического, так и бытового и назначения. Из-за особого строения молекулярной клетки с высокой степенью межмолекулярных связей имеет несколько большую плотность, чем полиэтиленовые вещества других видов, поэтому может называться также как полиэтилен высокой плотности (ПВП либо англоязычный вариант HDPE).

3. Преимущества: 
  • малотоксичны;
  • способны противостоять химическому воздействию;
  • диэлектричны;
  • эксплуатационные свойства и повышенная прочность сохраняются в широком температурном диапазоне
  • нет необходимости в дополнительном обслуживании;
  • не подвержены коррозии;
  • не образуют внутренней накипи;
  • теплопотери минимизированы в связи с низкой теплопроводностью;
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Свойства полиэтилена высокой плотности

СП от 1000 до 50 000
Тпл 129–135° С
Тст ок. –60° С
Плотность 0,95–0,96 г/см3
Кристалличность высокая
Растворимость растворим в ароматических углеводородах только при температурах выше 120° С

Стеклопластиковые трубы HOBAS

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Стеклопластиковые трубы HOBAS

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Системы труб HOBAS CC-GRP изготавливаются из ненасыщенных полиэфирных смол , армированных  рубленым стекловолокном, и активного наполнителя путем подачи сырьевых материалов по вращающуюся матрицу, в результате чего образуется структура трубы с внешнего слоя.

В процессе производства твердые материалы, стекловолокно и наполнитель добавляются в жидкую смолу. Процесс полимеризации смолы происходит под действием катализатора и дополнительно ускоряется путем нагрева. Благодаря трехмерным пространственным химическим связям, процесс полимеризации смолы необратим. Таким образом, стеклопластик (GRP) является термоустойчивым материалом, сохраняющим пространственную стабильность при повышенной температуре окружающей среды.

3. Преимущества: 
  • химическая стойкость
  • высокая жесткость при относительно тонкой стенке
  • гладкая внутренняя и наружная поверхность
  • возможность нанесения различного пластика на внутреннюю поверхность трубы для достижения необходимых качеств, необходимых в специфических областях применения
  • очень малая погрешность наружного диаметра
  • очень малый коэффициент линейного расширения
  • малый вес
  • проста и скорость монтажа, в том числе в сложных условиях
  • электрическая непроводимость (устойчивость к блуждающим токам)
  • УФ-устойчивость
  • большой ассортимент, который позволяет говорить нам не просто о стеклопластиковых трубах HOBAS, а о системах стеклопластиковых трубопроводов HOBAS
  • различные методы прокладки
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Существует прямая зависимость между химической и температурной стойкостью трубы и типом используемой смолы. Стандартный класс полиэфирной смолы, устойчив к бытовым сточным водам и серводородной коррозии, максимальная рабочая температура 35°С, pH 1.0-10.0.

По запросу может быть изготовлена труба для эксплуатации при температуре до 80°C и до значения рН 13 (щелочная среда). В этом случае для производства применяются винилэфирные смолы.

Соляная кислота

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Использование соляной кислоты (с NaCl и без) для удаления неограничеких солей

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Для удаления этих солей (карбонаты кальция, сульфат кальция, сульфат бария) необходимо применять щелочи, углекислый натрий, соляную кислоту, хелатирующие агенты. Карбонат кальция реагирует с соляной кислотой с образованием хлорида кальция, воды и углекислого газа.

CaCO3 + 2HCl(разб.) → CaCl2 + CO2↑ + H2O

3. Преимущества: 

Малозатратность
Относительная простота в реализации

4. Недостатки: 
  • Без применения натрия хлора эффективность очень низкая, плотные отложения трудно удаляются, необходим высокий расход соляной кислоты, и существует высокая коррозионная активность смеси «HCl + NaCl»
  • Высокий удельный расход, и длительное время реакции.
  • Метод эффективен только на рыхлых осадках сульфатов
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Температура 70-80 С
 

6. Опыт применения: 

 

Производственноеобъединение Годприменения Общее количество скв.-обр. Дополнит.добыча нефти, тыс.т Сокращение добычи воды, тыс.т
ОАО «Татнефть» 1990-2012 1686 1782,3 5627,7
ООО «Лукойл-Пермь» 1996-2006 89 251,3 640
АНК «Башнефть» 1997-2006 115 106,1 196,9
ОАО «Удмуртнефть» 1994-2005 32 28,9 24,8
7. Производители: 

 

  1. АО "ПОЛИЭКС"
  2. ООО «ГалоПолимер»
  3. НИИ НефтепромхимНИИ Нефтепромхим

 

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 
  1. «Инжинерная практика №4, 2012»
  2. http://www.neftepro.ru/publ/18
  3. Мищенко И.Т, Кащавцев В.Е., «Солеобразование при добыче нефти» 2004.- 432с.

ScalMAT

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

«Ипроден КК»

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Ингибирующая солеотложение композиция, включающая в себя взаимный растворитель «Ипроден ВР-1» и ингибитор солеотложения «Ипроден С-1».Растворитель ВР-1 предназначен для сохранения продуктивности добывающих скважин во время кислотных, щелочных и других видов обработок. Он применяется по технологии задавки в пласт в случае, когда предполагается закачка значительных объемов водных растворов реагентов. На основании проведенных в «РН-УфаНИПИнефти» лабораторных исследований рекомендована технология закачки, включающая в себя четыре стадии: I. Нагнетание предварительного объема взаимного растворителя. II. Нагнетание основного объема ингибитора с целью его введения в пласт. В качестве ингибитора солеотложений используется «Ипроден С-1». III. Нагнетание продавочного объема жидкости с целью продвижения ингибитора глубже в пласт через охлажденную зону в нагретую область пласта, где активизируется процесс адсорбции. В качестве продавочной жидкости применяется 1%-ный раствор хлорида калия. IV. Закрепление в пласте. В этот временной промежуток ингибитор осаждается внутри пласта. В зависимости от условий время закрепления в пласте варьируется от 4 до 48 часов и определяется путем моделирования

3. Преимущества: 

Его особенность состоит в совместимости с тяжелыми растворами глушения, применяемыми на нефтяных месторождениях, что позволяет снизить риск кольматации ПЗП неорганическими солями в процессе задавки реагента в пласт. Применение в качестве растворителя действующего вещества ингибитора солеотложений неводных систем позволяет устранить распространенный эффект «водной блокады» при обработке малообводненных скважин на водочувствительных коллекторах. Кроме того, при применении ингибитора солеотложений «Ипроден С-2» кальций-устойчивый реагент не снижает фазовую проницаемость для неф- ти при задавке в пласт. При этом уменьшается продолжительность вывода скважины на режим и увеличивается время выноса ингибитора.

4. Недостатки: 

Риски:возможно образование осадков, затрудняющих фильтрацию раствора ингибитора солеотложения в пласт при его контакте с пластовой водой и применяемым тяжелым раствором глушения. Кроме того, есть вероятность создания «водной блокады» при освоении скважины после проведения большеобъемных задавок водных растворов, что увеличивает сроки вывода скважины на режим и приводит к потерям нефти.

6. Опыт применения: 

«РН-Юганскнефтегазе» и «РН-Пурнефтегазе». Практически по всем скважинам получены положительные результаты (отказы оборудования на отдельных скважинах не связаны с применением реагента). На 12 скважинах «РН-Юганскнефтегаза» получено увеличение СНО УЭЦН с 63 до 190 суток, прирост составил 127 суток (200%). Количество «сэкономленных» ремонтов составило 26, дополнительная добыча нефти – более 5,2 тыс. т. В «РН-Пурнефтегазе» СНО на 11 скважинах в результате применения реагента выросла с 93 до 253 суток, прирост составил 162 суток (176%).Количество «сэкономленных» ремонтов – 26, дополнительная добыча нефти – более 5,9 тыс. т.

7. Производители: 

 ООО «Экспериментальный завод «Нефтехим».

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

"Инженерная практика", выпуск 15;
"Инженерная практика",№2/2011;
www.mioge.ru
 

Греющий кабель внутри НКТ

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Греющий кабель внутри НКТ

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Системы внутрискважинного обогрева для обеспечения бесперебойного режима добычи могут прокладываться внутри НКТ для подогрева НКТ по всей длине, или только на тех участках, где это необходимо для поддержания добычи. Это позволяет избежать затратных перебоев и остановки добычи из-за выпадения АСПО, гидратов или образования пробок.   Данные нагревательные кабели имеют круглое сечение, а в качестве нагревательного элемента могут быть использованы медные или алюминиевые токопроводящие жилы сечением до 2-х мм^2. Монтаж в скважину осуществляется с использованием геофизической лебедки. Крепление в скважине осуществляется на устьевой планшайбе с помощью специального сальника и замкового устройства. 
 

3. Преимущества: 

1.Греющие кабели могут использоваться как для вертикальных, так и для горизонтальных скважин;

2.За счет нагрева снижается вязкость нефти, что дополнительно увеличивает дебит скважины;

3.Продлевается срок эксплуатации скважины;

4.Могут образовывать непрерывную цепь обогрева длиной аж несколько километров;

5.Могут быть использованы для обеспечения бесперебойного режима потока на глубоководных морских месторождениях;

6.Полностью исключаются все дополнительные мероприятия по удалению АСПО и гидратов;

7.Автоматизированность и саморегулируемость системы. Нет необходимости ежедневного контроля работоспособности оборудования;

8.Архивирование событий, наличие наружной индикации исправного состояния;

9.Монтаж и демонтаж нагревателя, расположенного внутри НКТ, не требует подъема НКТ;

10.Прогреву подвергается не только колонна НКТ, но и устьевое оборудование, что имеет огромное значение при эксплуатации в зимний период;

11.Высокая степень теплоотдачи между кабелем и нефтесодержащей жидкостью, что позволяет быстро и с минимальными энергозатратами достичь необходимого значения температуры потока флюида.

4. Недостатки: 

1.Достаточно высокая стоимость оборудования;

2.Высокие затраты на электроэнергию при применении технологии электропрогрева;

3.Необходимость наличия резервных мощностей на объекте для использования греющего кабеля;

4.В процессе длительной эксплуатации кабель под воздействием собственного веса растягивается, его диаметр в точке крепления и зоне сальника уменьшается. Это может привести к потере герметизации;

5.При использовании кабеля внутри НКТ исключена возможность спуска внутрь НКТ других приборов или скребка для проведения контроля;

6.Неремонтопригодность кабеля при разрывах или сильных механических повреждениях брони.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Область применения (когда необходимо рассматривать технологию):
предотвращение гидратоотложений в колонне НКТ.
 

Показатель Значение
Способ эксплуатации фонтанный, газлифтный, насосный
Рабочая температура кабеля
 
до 300°C
Мощность обогрева
 
до 656 Вт/м
 
Длина интервала подогрева до 2100 м
 
6. Опыт применения: 

1.Применение систем обогрева PetroTrace STSi позволило достичь дебитов свыше 20 тыс. барр./сут, а также обеспечило непрерывность добычи. 
2.В период с 2003 по 2006 год на скважинах ООО «РН-Ставропольнфтегаз» началось использование установки нагрева нефти
УНН-800-100-У1.

3.В 2005 году началась эксплуатация установок нагрева нефти в ОАО «НК «РуссНефть» ООО «Белые ночи».
4.В 2007 году внедрение установок началось и на скважинах ЗАО «Уралнефтесервис» сервисноий компанией ЗАО «Сибнефтеремонт» (г. Тюмень). 

В дальшейшем УНН-800-100-У1 нашли свое применение на скважинах нефтедобывающих компаний России и стран СНГ — Грузии, Узбекистана и Казахстана. С 2008 года началось использование установок в ООО «Газпром Добыча Уренгой». Были проведены испытания и последующая адаптация УНН к условиям Уренгойского НГКМ, в результате внедрения установок удалось достичь следующих результатов:
1.сократить потери добываемой продукции из-за простоев скважин при скребковании и за счет той части продукции, которая раньше затрачивалась на тепловые обработки скважины;

2.повысить работоспособность и увеличить срок службы УЭЦН за счет предотвращения образования гидратных пробок в нефтесборном коллекторе;

3.полностью исключить скребкование и в несколько раз уменьшить применение тепловой обработки конденсатом;

4.регулировать мощность установки и выбирать оптимальный температурный режим работы скважины;

5.максимально упростить управление работой скважины и свести его к приборному контролю технических и электрических параметров и компьютерной обработке этих данных. 

7. Производители: 

ООО "Электрообогрев"
ЗАО "Уралнефтесервис"
ЗАО "Сибнефтьремонт"
ООО «Псковгеокабель»

Squeeze

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

стабилизатор растворов глушения АКВАТЕК-510

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

стабилизатор глушения « АКВАТЕК – 510» , предназначенный для стабилизации тяжелых растворов  глушения с целью предотвращения солевых отложений  при выводе из скважины на режим  после ремонта.  Реагент поставляется  в виде жидкой , готовой к применению  товарной формы и вводится в растворы глушения перед  закачкой с дозировкой  в зависимости от плотности  раствора глушения  и минерализации  попутно-добываемых вод.

3. Преимущества: 

Реагент  экономичен;

Коррозионно  неагрессивен;

Прост и технологичн в использовании по любому из известных способов применения в широком интервале температур;

Не оказывает отрицательного влияния на подготовку нефти;

Термостабилен и сохраняет все свои технологические свойства при воздействии  температур до 160oC.

 

4. Недостатки: 

Имеет только положительные отзывы в крупнейших нефтедобывающих компаниях, свидетельствующие об отсутствии отказов нефтепромыслового оборудования по причине солеотложений.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

обсадные и эксплуатационные колонны; НКТ; клапаны; насосы; внутренняя поверхность скважинного оборудования

6. Опыт применения: 

Chevron Texaco, Dynea, ExxonMobil, Marathon, ONDEO Nalco, Petrobras, Shell, StatoilHydro, ОАО «НК Роснефть».

7. Производители: 
8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

1.«Инженерная практика»,выпуск 14;

2.Научно-производственное объединение «АКВАТЕК»;
http://aquatech.su/.

Циклическая эксплуатация скважин

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Циклическая эксплуатация скважин

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

ЦЭС представляет собой способ механизированной добычи нефти с помощью УЭЦН с регулируемым приводом на основе преобразователя частоты (ПЧ), при котором циклическую откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине. В скважины с притоком флюида из пласта от 5 до 30 м3/сут спускается УЭЦН производительностью, превышающей приток (от 100 м3/сут и выше). Периоды откачки жидкости из скважины (максимум 10 минут) чередуются с периодами накопления жидкости (максимум 20 минут).

3. Преимущества: 

 

  1. Позволяет увеличить время наработки на отказ скважины;
  2. Снижается интенсивность коррозии погружного оборудования из-за работы при меньшей температуре;
  3. Так как при ЦЭС используются ЭЦН с большей производительностью, то и их каналы  по высоте будут значительно больше (5-7мм против 3мм ), следовательно, отказы  по причинам засорения РО этих установок мехпримесями, проппантом и солеотложениями при циклической эксплуатации скважин происходят значительно реже.
4. Недостатки: 

 

  1. Для эффективного применения ЦЭС время работы скважины в цикле должно быть больше времени простоя. С увеличением продолжительности цикла (период работы + период простоя) эффективность от применения ЦЭС снижается.
6. Опыт применения: 

В конце 2009 года в ЦДО «Самотлорнефтегаз» (СНГ) были начаты ОПИ технологии ЦЭС на специально подобранной скважине. Целями ОПИ было подтверждение возможности работы УЭЦН в режиме ЦЭС и определение снижения потребления электроэнергии. Для начала испытаний была подобрана скважина с минимальной добычей нефти в суточном режиме. При этом одним из критериев подбора служила возможность перевода скважины в режим ЦЭС без привлечения дополнительных затрат на оборудование и ТРС. С учетом положительных результатов ОПИ ЦЭС Технический совет ОАО «Самотлорнефтегаз» принял решение об увеличении фонда скважин под данную технологию. И уже к концу 2010 года фонд ЦЭС насчитывал 62 скважины. 

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Защитные покрытия

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Полимерное покрытие, основанное  на полифениленсульфиде(ПФС)

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

 Состав ПФС включает в себя полимерную матрицу, минералы, стекловолокно (некоторые марки содержат и минералы и волокно одновременно, но доля этих составляющих не превышает 65%). Кроме того, на современном рынке можно найти экструзионные марки ПФС с содержанием минимального количества стекловолокна (менее 20%), электро- и теплопроводящие марки с содержанием углеволокна 15-30%, антифрикционные марки, состав которых включает в себя тефлон. Полифениленсульфид представляет собой одну из разновидностей суперконструкционных термопластов. Являясь полимером с повышенной степенью кристалличности, полифениленсульфид способен быстро кристаллизоваться из расплавов (уровень кристалличности составляет более 50%).

3. Преимущества: 

•Протекторные ПФС - покрытия изделий из металла снижают активность отложения солей, обладая высокими диэлектрическими свойствами , эффективно защищают корпусные детали ПЭД и ГЗ от коррозии, а введение твердых наполнителей обеспечивает износо- и задиростойкость.

•ПФС сохраняет уникальную химическую стойкость при темперетуре до 200°С и pH, равный 2–14. Этому полимеру присущи стойкость в условиях агрессивной среды, теплопроводность и теплостойкость, а также низкое водопоглощение.

•Протекторные ПФС - покрытия могут наноситься как на основе порошковых, так и на основе суспензионных композиций. При нанесении покрытий из порошковых композиций применяется трибонапыление и электростатическое напыление, а в случае покрытий из суспензионных композиций — электрофорезное осаждение и жидкоструйное напыление либо окунание, которое позволяет снизить трудоемкость и сложность процесса

4. Недостатки: 

•покрытия могут быть недостаточно стабильными, что в свою очередь не позволяет исключить риски отказов по причине снижения подачи УЭЦН из-за подслойной коррозии и отслоения покрытий.

•высокая стоимость услуги по нанесению качественных покрытий при опытном и мелкосерийном производствах. Кроме того, многие компании отказываются от покрытий, поскольку считают, что ингибиторных технологий вполне достаточно для защиты от коррозии и солеотложения.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Теплостойкость : -в изделии до 232С(без нагрузки)
                           - в покрытии на металле до 280С;
прочность при растяжении, МПа -90;
удлинение при разрушении, % -2(7);
прочность при сжатии,МПа - 165;
теплопроводность, Вт/м*К -0.3;
Коэффициент термического расширения - 0.45 10*-4/К;
диэлектрическая прочность,кВ/мм- 15

6. Опыт применения: 

Подконтрольная эксплуатация УЭЦН с ПФС - покрытием проходила на Кольчинском м/р (куст 2, скважина 340),осуществляла компания «Тюменнефтегаз». Эксплуатация УЭЦН с применением ПФС - покрытий также проводилась на Родинском месторождении ОАО «Оренбургнефть».

7. Производители: 

Chevron Phillips Chemical (Ryton®), Ticona Engineering Polymers (Fortron®).

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

1.«Полимерные материалы», статья Ф. Йохэннинг, Ticona GmbH;№12/2012 г.;

2.http://kitprom.com/;

3.«Инженерная практика», статья Круглова С.В. -ведущий инженер ООО «РЕАМ-РТИ»; №6/210

Глубокопроникающая перфорация

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Глубокопроникающая перфорация

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Назначение:

  • Качественное вскрытие продуктивного пласта.
  • Снижение повреждающего воздействия на эксплуатационную скважину: ОК, цементный камень и пласт, не нарушая его природную проницаемость.
  • Увеличение межремонтного периода работы скважины.
  • Обеспечение повышения дебита скважины за счет увеличения эффективности радиуса и площади фильтрации.

Состав

Канальная часть Выемная часть
Механический якорь Иструменты для перфорации
Секция направляющего двигателя Полый шарнирный вал для привода инструмента и подвода к нему промывочной жидкости
Секция гидродвигателя Демпфер, обеспечивающий циркуляцию промывочной жидкости
Секция геофизического прибора Винтовой гидравлический двигатель привода инструмента
Секция механического стопорения Комплексная скважинная аппаратура контроля управления параметрами процесса перфорации
2-е секции направляющих труб Механизм стопорения выемной части
3. Преимущества: 
  • Более высокое гидродинамическое совершенство по качеству вскрытия пласта за счет глубины проникновения канала перфорации в пласт, отсутствие поврежденной зоны по длине канала;
  • Максимальная глубина канала перфорации - 2 метра, диаметром 32 мм, что позволяет проникать за пределы зоны кольматации;
  • Позволяет селективно вскрывать только продуктивные пласты мощностью до 0,3 м, не нарушая перемычек между ними;
  • Нет динамического воздействия на эксплуатационную колонну, цементный камень и пласт во время перфорации, что позволяет увеличить длительность межремонтного периода работы скважин;
  • Позволяет эффективно бороться с заколонными водоперетоками;
  • Известные, заданные конструктивно геометрические параметры перфорационных каналов, их оптимальное пространственное расположение позволяет точно прогнозировать возможные дебиты, назначать оптимальный режим эксплуатации скважины;
  • Отсутствие взрывчатых веществ повышает безопасность проводимых работ;
  • Направленное вскрытие пласта перед проведением ГРП, благодаря возможности ориентирования каналов по заданному азимуту в направлении распространения стрессов пласта.
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 
Глубина зоны перфорации скважин с обсадной колонной d 146,168 мм, м До 3000
Максимальная кривизна скважины, град 45
Максимальная температура в скважине, 70
7. Производители: 

Пермский научно-исследовательский технологический институт 

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Химические шашки

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Кислотные шашки - это растворимые в воде сухие химические шашки, которые, растворяясь на забое, производят кислоту для растворения и удаления карбонатных отложений и налета ржавчины в водяных нагнетательных скважинах. Кислотные шашки это соединение кислоты, поверхностно-активного вещества, дисперсного вещества, пассиватора железа и ингибитора в твердом виде. 

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Химические шашки используются для размещения небольшого количества определенных химреагентов в скважине, обычно на забое скважины или близко к интервалу перфорации. При растворении в скважине, шашки выполняют требуемую функцию, например: удаление (растворение) твердых осадков карбонатного и другого происхождения, вспенивание воды, нефти, эмульсии или газового конденсата (добываемых флюидов), замедление коррозии, замедление образования твердых осадков, замедление парафинообразования и другие.

3. Преимущества: 
  • Возможность их применения для обработок труднодоступных интервалов, таких как «rat-hole» (интервал ниже зоны перфорации), затрубные пространства и другие области, которые нелегко обрабатывать растворами.
  • Отсутствие необходимости использования большого количества специальной техники и обученной бригады для поведения операции по обработке;
  • Простота проведения операции сбрасывания шашек в скважину, которую можно проводить как в ручную, так и специальным, простым в обращении приспособлением;
  • Максимальное достижение эффекта обработки только требуемого интервала. 
  • Получение необходимой концентрации кислоты (или другого реагента) непосредственно в обрабатываемой зоне. Зависит от количества сброшенных шашек. Растворение шашек происходит при определенном давлении и температуре, т. е. можно рассчитать, чтобы растворение максимально произошло в интервале обработки, а не ранее;
  • Простота и удобство транспортировки, позволяющая доставить реагент на удаленные промыслы без особых затрат.
4. Недостатки: 
  • При использовании данной технологии требуется остановка скважины на 10-30 минут (зависит от глубины залегания, спуск шашки ~33м/сек) для каждой сброшенной шашки.
  • Не всегда достигается эфективность из-за малых объемов.
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Применяется в скважинах:

  • c открытым забоем,
  • с низким дебетом,
  • в скважинах глубже 1000 метров.
6. Опыт применения: 

Месторождение Игл Форд, Техас, Америка

7. Производители: 
  1. BRALMA – CANADA International Trading LTD
  2. TOT (Transfer oil technologies) 
  3. Select industries
8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

BARABRINE SI

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

BARABRINE SI

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Ингибитор BARABRINE С предназначен для предотвращения образовавшихся отложений щелочно-земельных металлов. Он позволяет увлечить добычу, минимизировать время простоя производства и
уменьшить риск локальной коррозии.

Функции:
-Предназначен для работы во всех растворах, содержащих цинк, чтобы помочь предотвратить
выпадение осадка;
-Специально разработан для предотвращения образования коррозии на незащищенных от воздействия металлах, подвергнутым растворам высокой плотности;
-Полностью покрывает поверхность металла и предотвращает долгосрочное коррозию.

3. Преимущества: 

• Легко добавляется к растворам высокой плотности;
• Низкий уровень использования (0,1% по объему);
• Не происходит хлопьеобразовния или осаждения продукта;
• Низкая температура застывания позволяет использовать в холодном климате.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

• Внешний вид жидкость янтарного цвета
• Температура воспламенения, PMCC> 93,3 ° С
• рН, (1% раствор) 1,5
• Температура застывания -12 ° C
• Удельный вес 1,36
 

7. Производители: 

HALLIBURTON

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 
Прикрепленные файлы: 
ВложениеРазмер
BARABRINE_SI.pdf39.76 КБ

Гельцемент

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Гельцемент

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

     Гельцемент — разновидность тампонажного цемента, получаемого путем совместного помола тампонажного портландцемента с добавкой 3—7% бентонитовой глины. Процент глины зависит от степени ее коллоидности и находится в пределах 5—20%. Присутствие глины отрицательно влияет на механические свойства цемента. Поэтому гель-цемент целесообразнее приготовлять на высококоллоидных глинах (5—8%).
      Добавка бентонитовой глины в тампонажный портландцемент — эффективный способ улучшения ряда свойств цемента. Опыты показали, что эта добавка позволяет повысить трещиноустойчивость цемента при сохранении необходимой прочности на растяжение.
     Бентонитовые глины добавляют в цементы не только для получения затвердевшего цементного камня, который не будет крошиться во время перфорации, но и для того, чтобы свести к минимуму осаждение твердых частиц, уменьшить водоотделение и повысить среднюю плотность затвердевшего цемента.
     Применение этих глин позволяет также значительно увеличить выход тампонажного раствора из данного количества цемента, поскольку бентонит позволяет добавлять больше воды в раствор. В скважинах, которым грозит «потеря циркуляции», т. е. уход глинистого раствора или цемента под действием гидростатического давления в пласты пород, гельцемент, дающий облегченный цементный раствор, имеет определенное преимущество перед обычным тяжелым цементным раствором.
     Часто совместно с бентонитовой глиной в состав цемента или раствора вводят до 0,5—0,75% СДБ для регулирования сроков схватывания раствора.

3. Преимущества: 

- повышенная пластичность;
- характеризуется большим углом естественного откоса;
- пониженная водоотдача;
- пониженная усадка;
- высокая средняя плотность цемента;

4. Недостатки: 

- время до начала схватывания гельцемента относительно велико, следовательно не может быть применим в трещинах где ротекают подземные воды;

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

- применим в скважинах температурой до 60-80 °С;
- в скважинах с большей температурой готовят смеси из молотого доменного шлака и бентонита;

6. Опыт применения: 

     Анализ лабораторных и промысловых данных показывает, что гельцемент-ные растворы с реагентами-модификаторами для условий месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» имеют плотность 1500 кг/м3, растекаемосгь 22,5-26,0 см, водоотстой 0-2 см3 и прочность от 2,Здо 4,0 МПа При этом сроки загустевания соответствуют термобарическим условиям

     Наилучшие показатели получены при использовании немодифицированных глин Консистенция гельцементного раствора немодифицированного состава позволяет получать растворы с нулевым водоотделением, камень быстро набирает прочность, которая через 4В ч составляет 4,9 МПа, что выше прочности камня большинства составов с модифицированными глинами

 

7. Производители: 

Halliburton
Schlumberger

BaraCor W-476

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

BaraCor W-476

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

BaraCor W-476-  ингибитор коррозии на основе амина, растворим в воде. Он эффективен в растворах, не содержащих твердой фазы, и в (над)пакерных жидкостях. BaraCor W-476 обеспечивает защиту бурильных труб, обсадных колонн и других элементов в системах бурения и заканчивания.

3. Преимущества: 

-Легко диспергируют в воде;
-Эффективно при низких концентрациях;
-Имеет максимальную экологическую оценку.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

-Форма: Прозрачная жидкость;
-Удельный вес: 1,1;
-Температура воспламенения:> 212 ° F (> 100 ° С);
-рН (1% водный): 11-12.

7. Производители: 

HALLIBURTON

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 
Прикрепленные файлы: 
ВложениеРазмер
BaraCorW476.pdf145.46 КБ

Азотно-импульсная обработка ПЗС

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Азотно-импульсная обработка ПЗС

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Сущность технологии заключается в селективной обработке намеченных точек в интервалах импульсами высокого давления сприменением глубинного скважинного генератора, использующего в качестве рабочего агента газообразный азот. 
Более подробно: в скважину на каротажном кабеле спускают погружной газогенератори устанавливается напротив продуктивного пласта. Погружной газогенератор представляет собой толстостенный цилиндр диаметром 105 мм и длиной 3 м, в котором установлен источник генерации газов. В середине генератора равномерно по диаметру расположено 6 сопел, закрытых одним клапаном. С каротажной станции подается импульс тока. При генерации источника происходит заполнение замкнутого объема генератора газовой смесью, состоящего из азота, и рост давления до 700 атм. При давлении 700 атм происходит открытие клапана и истечение газовой смеси из сопел.
При этом происходят следующие явления:
- газодинамический удар в пласт;
-гидравлический удар в пласт;
-очищение стенок обсадной колонны;
За счет образования газового пузыря появляется колебательное движение столба жидкости с репрессией и депрессией относительно забойного давления до 35-40 атм. Это ведет к созданию микротрещин в породе пласта на расстоянии 2 - 2, 5 м вверх и вниз от точки воздействия и соответствующему росту проницаемости за счет разрушения кальматирующего материала, разрушения поверхностного слоя поровых каналов под действием касательных напряжений, возникающих на границе твердой и вязкой жидкостных фаз, приводящих к отделению от стенок пор различных осадков и переводу их во взвешенное состояние.

3. Преимущества: 

1. Возможность регулирования параметров газоимпульсного воздействия по амплитуде, длительности и частоте импульсов в широком диапазоне;
2.  Репрессии и депрессии, создаваемые колебательным движением столба жидкости, выносят загрязнения из скважины;
3. Позволяет избирательно воздействовать на выбранные проницаемые локальные участки наибольшей нефтегазонасыщенности в интервале перфораци скважины;
4. Возможность получения оперативной информации о значениях давления и температуры в зоне воздействия до начала азотно-импульсной обработки, во время воздействия и после завершения процесса. 
 

4. Недостатки: 

1. Ствол скважины должен обеспечить свободное прохождение погружного газогенератора до обрабатываемого пласта. Поэтому скважина должна быть прошаблонирована шаблоном диаметром 105 мм и длиной 3 м;
2. Длительная подготовка скважины к азотно-импульсной обработке;
3. Время от времени погружной газогенератор поднимают к устью для заправки азотом.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

1. Количество перфорационных отверстий не менее 20 на 1 погонный метр;
2. Зумпф > 2 м;
3. Расстояние от кровли или подошвы обрабатываемого продуктивного пласта до подошвы вышележащего или кровли нижележащего водоносного пласта > 3 м;
4. Проницаемость от несколких единиц до некольких сотен мД;
5. Пористость 12-30 %;
6. Азотно-импульскное воздействие может применяться как для повышения проницаемости призабойной зоны нефтяных скважин, так и для увеличения приемистости водяных нагнетательных скважин.

6. Опыт применения: 

Газоимпульсное воздействие в республике Татарстан осуществляется с 1999 г. С 2003 г. Газоимпульсное осуществляет ООО «Нефтеимпульс». На 1. 04. 2005 г. газоимпульсным воздействием обработано более 600 скважин, в том числе ООО «Нефтеимпульс» обработало 408 скважин, из них 396 добывающих и 12 нагнетательных скважинах.  По основному фонду добывающих скважин дебиты по жидкости до воздействия составляли от 0, 5 до 3 т/сут при обводненности от 2 до 99%. Тем не менее по данным ТатАСУнефть дополнительная добыча нефти по 143 скважинам, обработанным в 2003 г., составила 43063 т, в том числе по 143 добывающим скважинам - 42861 т, при нормативной добыче 42900 т. Эффект по этим скважинам продолжается. По 233 скважинам, обработанным в 2004 г. дополнительная добыча на 1 апреля составила 47354 т. При этом эффективность обработок в 2004 г. выше по сравнению с 2003 г. Так, средний прирост дебита нефти увеличился почти на 10%. По скважинам, обработанным в 1 квартале 2005 г. средний прирост дебита нефти увеличился на 27% по сравнению с 2003 г. То есть эффективность ГИВ постепенно растет. По некоторым скважинам дополнительная добыча нефти составила более 1000 т., например, по скв. 23651 НГДУ «Иркеннефть», обработанной 30 октября 2003 г., - 2754 т, по скв. 7728 НГДУ «Дажлильнефть», обработанной в августе 2003 г., - 2080 т, по скв. 1826 НГДУ «Нурлатнефть», обработанной в сентябре 2003 г. - 1843 т и др.

7. Производители: 

ООО "Нефтеимпульс" (г. Альметьевск)

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

1. Приймаченко Дмитрий Анатольевич. Диссертация на тему: "Совершенствование техники и технологии газоимпульсной обработки призабойной зоны скважины" , 2009г.
2. http://www.promved.ru/articles/article.phtml?id=1039
3. Рябов Сергей Сергеевич. Диссертация на тему: " Обоснование основыных параметров процесса трещинообразования при импульсных воздействиях на прискажинную зону пласта", 2010 г.
 

Прикрепленные файлы: 
ВложениеРазмер
Газоимпульсная обработка.pdf1.04 МБ

Jet Blaster

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Jet Blaster

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Забойный инструмент Jet Blaster используется для воздействия на отложения и консолидированные пробки с помощью гидромониторного эффекта.

3. Преимущества: 
  • Высокая гидравлическая мощность на соплах насадки,
  • Окрытие в 360° интервала промывки,
  • Очистка после первого прохода,
  • Контролируемый размер вымываемых частиц,
  • Возможность применение фрезевой насадки.  
4. Недостатки: 

Глубина применения не больше 2500 метров. 

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 
  • Максимальная температура F[C]-350,[177]
  • Разрывное усилие lbF[kN]-26667[118.68]
  • Сжимаемое усилие lbf[kN]-5000[22.24]
  • Химическая устойчивость -устойчив к соляной кислоты (28%), грязи, кислоты, ароматические растворители (толуол и ксилол), сульфат бария диссольверы, и нитрированный жидкостей
6. Опыт применения: 

Астраханском газоконденсатном месторождении, ООО «Газпром добыча Астрахань»: удаление солевой пробки. возрастание дебитас 0 до 150 тыс. м3 /сут.

7. Производители: 

Schlumberger

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 
  1. http://www.slb.com/
  2. "Технологии  №1–2 (027), Март / March 2009"
     

INCOLOY Alloy 825

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Сплав  INCOLOY 825

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Cплав никель-железо-хром с добавлением молибдена, меди и титана. Имеет превосходную стойкость как в среде слабых кислот, так и сильных, к  межкристаллитной коррозии.
Инколой относится к диапазону суперсплавов. Они основаны на никеле и разработанны для превосходной устойчивости к коррозии даже при высоких температурах; есть определенные сплавы для сопротивления особым химическим воздействиям (например,чтобы быть стойким к серной кислоте, которая используется в пастеризации печей с многими тепловыми циклами)
Никель и никелевые сплавы характеризуются высокой коррозионной стойкостью как в обычных атм. условиях, так и во многих агрессивных средах, что в значит, степени связано со сравнительно высокой термодинамической устойчивостью никеля и его сплавов в окислительных средах.
Аналогом можно рассматривать отечественный сплав ХН38ВТ. В основном сплав используется в химической и нефтехимической промышленности, нефтепроводах и газопроводах, в теплообменном оборудовании, в установках для получения высокооктановых бензинов, в установках для переработки ядерного топлива. 

3. Преимущества: 

-Содержания в сплаве никеля (Ni) достаточно для сопротивления ионно-хлоридному коррозионному растрескиванию под напряжением;
-Никель в сочетании с молибденом (Mo) и медью (Cu) обеспечивают сплаву устойчивость к серной и фосфорной кислотам;
-Молибден усиливает устойчивость к точечной и щелевой коррозии;
-Содержание 21,5% хрома (Cr) придает стойкость к различным окисляющим средам, таким как азотная кислота, нитраты;
-Присутствие в сплаве титана (Ti), совместно с соответствующей термической обработкой, придают сплаву стойкость к межкристаллитной коррозии. 

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 
  1. Предел прочности при растяжении ksi..............100; MPa..............690;
  2. Предел текучести (0.2% отклонение) ksi...........45; MPa..............310;
  3. Относительное удлинение %..............................45.
6. Опыт применения: 

Институтом ВНИИГАЗ было разработано подземное оборудование (пакер, циркуляционный клапан, посадочные ниппеля, расходные муфты) - из сплавов Incoloy. Скважины с такими НКТ и подземным оборудованием уже не нуждаются в ингибиторной защите. 
 

7. Производители: 

SPECIAL METALS CORPORATION

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

bibusmetals.com

Погружные скважинные контейнеры

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Погружные скважинные контейнеры

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Погружной контейнер выполнен из НКТ 89 мм секциями по 2 м, соединенными между собой муфтами и заглушен сверху. Контейнер подвешивается на шарнирном элементе прикручивающемся к ПЭД. ПСК заряжен твердым ингибитором на битумной ос- нове и вымывается через перфорированные отверстия в секциях. Общая длина контейнера составляет 14 м (7 секций по 2 м).

3. Преимущества: 

-Высокая эффективность, подтверждённая ОПИ и эксплуатацией в действующем солевом фонде

-Нет необходимости в периодической закаяке ингибитора, ингибитор подаётся постоянно

4. Недостатки: 

-Срок действия ингибитора зависит от типоразмера УЭЦН. Например, по наблюдениям специалистов «АЛНАС-Н», для УЭЦН-80 срок полезного действия составляет 180 суток. С увеличением типоразмера срок действия пропорционально уменьшается, и наоборот.
-Технология применима только на скважинах, температура которых не превышает 80°С, т.к при более высоких температурах ингибитор быстро растворяется.
-Необходимость размещения дополнительного веса под ПЭД, что особенно нежелательно на высокодебитном фонде
-ПСК не обеспечивает «ударной дозировки» при ВНР. В особенности если эта скважина заглушена тяжелыми растворами глушения.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Скважины с дебитом до 150 м3/сут

Обводнённость - влоть до 99%

Температура - до 80С

6. Опыт применения: 

ОАО «Томскнефть ВНК»
По итогам оценки результатов эксплуатации фонда с ПСК, было принято решение все низкодебитные УЭЦН комплектовать ПСК для защиты насосов от образования солей в период вывода на режим, благодаря чему 6 скважин фонда «Томскнефть ВНК» вывели из категории ЧРФ, а по остальным скважинам с ПСК увеличили наработку в среднем на 155 суток, после чего скважины продолжали работать. 
ОАО «Оренбургнефть»
 

7. Производители: 

ООО «Грит» совместно с ООО «Алнас-Н»

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

-Инженерная практика, №4/2010"НЕСОЛОНО ДОБЫВШИ БОРЬБА С СОЛЕОТЛОЖЕНИЕМ НА СКВАЖИННОМ ОБОРУДОВАНИИ"

-Инженерная практика, Пилотный выпуск, Васильев А.И. ОПЫТ РАБОТЫ СЕРВИСНЫХ ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ ОАО «АЛНАС» С СОЛЕОБРАЗУЮЩИМ ФОНДОМ СКВАЖИН 

INCONEL Alloy 625

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Сплав INCONEL 625

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Сплав никель-хром-молибден с добавлением ниобия, который в сочетании с молибденом, служит для придания жесткости легированной матрице и, таким образом, обеспечивает сплаву повышенную прочность без дополнительной температурной обработки. 
Никель и никелевые сплавы характеризуются высокой коррозионной стойкостью как в обычных атм. условиях, так и во многих агрессивных средах, что в значит, степени связано со сравнительно высокой термодинамической устойчивостью никеля и его сплавов в окислительных средах.
При высоких температурах Inconel формирует толстый, стабильный, пассивирующий окисный слой, защищающий поверхность от дальнейшего повреждения. Inconel сохраняет свои свойства в широком диапазоне температур, где алюминий и сталь уступили бы.

3. Преимущества: 

Сплав устойчив к большому числу жестких коррозийных сред, особо устойчив к точечной и щелевой коррозии

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Прочность на разрыв (1000 ч)

  ksi MPa
650 C 52,0 360
760 C 23,0 160
870 C 7,2 50
980 C 2,6 18
7. Производители: 

SPECIAL METALS CORPORATION

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

bibusmetals.com

INCONEL Alloy 718

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Сплав INCONEL  718

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Никель и никелевые сплавы характеризуются высокой коррозионной стойкостью как в обычных атм. условиях, так и во многих агрессивных средах, что в значит, степени связано со сравнительно высокой термодинамической устойчивостью никеля и его сплавов в окислительных средах.
При высоких температурах Inconel формирует толстый, стабильный, пассивирующий окисный слой, защищающий поверхность от дальнейшего повреждения. Inconel сохраняет свои свойства в широком диапазоне температур, где алюминий и сталь уступили бы.
Создавался как листовой обшивочный материал для сверхзвуковых самолетов. В настоящее время широко используется в газовых турбинах, ракетных двигателях, космических аппаратах, атомных реакторах, нефтехимической промышленности. Аналогом можно рассматривать отечественный сплав ХН45МВТЮБР. 

3. Преимущества: 

-Комбинирует высокую прочность и коррозионную устойчивость с превосходной свариваемостью;
-Отсутствие склонности к коррозионному растрескиванию околошовных сварных зон;
-Отличается высокой прочностью на разрыв при температурах до 700°C. 

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Прочность на разрыв (1000 ч)

  ksi MPa
595 C 110 760
650 C 86 590
705 C 53 370
760 C 24 170
6. Опыт применения: 

Погружное оборудование компании "Борец". Например, материал для валов насосов коррозионностойкого (К) и износо-коррозионностойкого (ИК) исполнений.

7. Производители: 

SPECIAL METALS CORPORATION

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

bibusmetals.com

Сплав MONEL K-500

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Сплав MONEL K-500

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Никель и никелевые сплавы характеризуются высокой коррозионной стойкостью как в обычных атм. условиях, так и во многих агрессивных средах, что в значит, степени связано со сравнительно высокой термодинамической устойчивостью никеля и его сплавов в окислительных средах.
Дисперсионно-твердеющий сплав никель-медь, сочетает в себе коррозионную устойчивость сплава MONEL 400 с повышенной твердостью и прочностью. Используется для насосных валов, оборудования для нефтяных скважин, скребков-лопаток, штифтов, клапанов, клемм, а также для валов привода винта на морских судах.

3. Преимущества: 

-Обладает повышенной твердостью и прочностью;
-Обладает низкой проницаемостью;
-Безмагнитен при низких температурах до -101°С. 

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 
  1. Предел прочности при растяжении ksi..............160; MPa..............1100;
  2. Предел текучести (0.2% отклонение) ksi...........115; MPa..............790;
  3. Относительное удлинение %..............................20.
6. Опыт применения: 

Погружное оборудование компании "Борец". Например, материал для валов насосов коррозионностойкого (К) и износо-коррозионностойкого (ИК) исполнений.

Также комбинация очень низких показателей коррозии в морской воде и высокой прочности делает сплав K-500 особенно подходящим для центробежных насосов на морских месторождениях

7. Производители: 

SPECIAL METALS CORPORATION

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

bibusmetals.com

Гравитационный газосепаратор (газовый якорь)

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Гравитационный газосепаратор (газовый якорь)

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Работа газовых сепараторов для скважинных штанговых насосов основана на принципе гравитационного разделения фаз. 
при поступлении в якорь газо-жидкостной смеси и изменении направления ее, пузырьки газа всплывают из нефти кверху и затем удаляются в затрубное пространство скважины, минуя насос.

(а) Схема наиболее простого газового сепаратора приведена на рис. 1, а (в этом случае скважина обязательно должна иметь зумпф). Насос устанавливается ниже интервала перфорации, а под ним закрепляется перфорированный хвостовик того же диаметра, что и насосно-компрессорные трубы. Нефть с газом из продуктивного пласта 5 поступают в кольцевое пространство между обсадной колонной 1 и колонной НКТ 2. Вследствие до­статочно большой площади поперечного сечения этого кольце­вого пространства нефть с меньшей скоростью, чем всплывают пузырьки газа, движется вниз и поступает через отверстия 6 в приемную трубу 10 и далее — в прием насоса 7. 

(б) Газовый сепаратор пакерного типа представлен на рис. 1, б. Нефть с газом поднимается по обсадной колонне 1 до пакера 9. Затем эта смесь через приемную трубу 10 поступает в отводную трубку 8, расположенную в кольцевом пространстве между обсадной колонной 1 и НКТ 2. На выходе из отводной трубки 8 изменяется направление движения: жидкость стека­ет вниз и через отверстия 6 поступает к приему насоса 7, а газ уходит в затрубное пространство.  Для снижения давления сепарации и повышения ее эффективности пакер устанавливают как можно выше над забоем или увеличивают длину отводной трубки 8.

(в) Наиболее широкое распространение получил газовый сепа­ратор, представленный на рис. 1, в и состоящий из приемной трубы 10 с перфорированными в верхней части отверстиями 6, через которые нефть (практически без свободного газа) поступает через внутреннюю трубку 11, перфорированную в нижней части, к приему насоса 7.

(г) При более вы­соких дебитах необходимо увеличивать размеры приемного устройства, что видно из рис. 1, г. Для лучшей сепарации газа от нефти изменены размеры сепаратора, форма входных отверстий и их местоположение.

(д) Для скважин с относительно низким давлением на приеме насоса в качестве газового сепаратора можно использовать приемную трубу 10 в виде хвостовика с отверстиями в нижней части его (рис. 1, д). При этом диаметр хвостовика должен быть меньше диаметра НКТ на 1/2 дюйма.

(е) В скважинах малого диаметра с высоким динамическим уровнем можно использовать пакерный сепаратор, схема кото­рого показана на рис. 1, е. Газожидкостная смесь из обсадной колонны поступает в приемную трубу 10 и попадает в затрубное пространство над пакером: жидкая фаза стекает вниз и через отверстия 6 поступает в прием насоса, а свободный отсепарированный газ поднимается вверх.

Рисунок - Гравитационный сепаратор; Гравитационный сепаратор 2.
Газожидкостная смесь сепарируется за счет гравитационных сил и накапливается под тарелками. Через отверстия отсепарированный газ поступает в отводящий патрубок и выводится по нему в межтрубное пространство скважины выше самой верхней тарелки
Обычно используется до трех соединенных между собой газовых якорей, навинченных на колонну НКТ под насосом и представляющих собой внешнюю трубу всасывания. К нижнему якорю присоединяется заглушенная колпаком труба НКТ, а в приемное отверстие насоса ввинчивается внутренняя труба всасывания, выходящая в нижнюю (заглушенную) трубу НКТ.

3. Преимущества: 

(а) Эффективность данной схемы сепарации достаточно высока
(б) Такая схема сепаратора по­зволяет избежать влияния динамического уровня в затрубном пространстве на эффективность его работы.

4. Недостатки: 

(а) Схема сепарации не может применяться в скважинах с небольшим динамическим уровнем, а также в скважинах с открытым забоем.
(в) Данный сепаратор эффективен при небольших дебитах скважин.

При использовании якорей необходимо постоянно стравливать газ в выкидную линию скважин через обратный клапан, установленный на затрубной линии, потому что он постепенно может вызвать рост затрубного давления, понижая уровень жидкости до приема насоса и привести к срыву подачи.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Эффективные гравитационные сепараторы должны удо­влетворять определенным требованиям, основными из которых являются:

— скорость нисходящего потока в сепараторе жидкой фазы должна быть меньше скорости всплытия газовых пу­зырьков;

— рациональное соотношение между площадью выходных отверстий для газа в перфорированном ниппеле и площадью всасывающего клапана;

— рациональные диаметр и длина газового сепаратора, определяющие потери давления в нем.

 

Показатель Значение
Дебит скважины на 1 якорь 0-10 м3/сутки
Газовый фактор 200 м3/м3
Максимальное содержание песка 1,3  г/л
Максимальное эффективное количество секций на одну скважину 4
Максимальная глубина применения 2000 м

Средняя наработка на отказ и установленная безотказная наработка должны устанавливаться для условий эксплуатации при температуре рабочей среды ΔТ=100°С и содержании сероводорода не более 50 мг/л

6. Опыт применения: 

В восточных нефтяных районах и Западной Сибири, где добываются сравнительно тяжелые нефти на новых месторождениях, газовый фактор невысокий, газовые якоря не получили широкого  распространения.

Однако проведенные на промыслах Татарии испытания говорят о необходимости их применения на всех скважинах, где наблюдается вредное влияние газа на работу насоса. При спуске насоса ниже зоны отложения парафина отверстия якорей не забиваются. Погружение  насосов с якорями под динамический уровень на 100-150 м существенно повышает коэффициент наполнения.

Погружные насосно-эжекторные системы

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Погружные насосно-эжекторные системы

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Центробежный насос создает поток жидкости через эжектор струйного насоса, который закачивает газожидкостную смесь из затрубного пространства в НКТ. 
При эксплуатации системы ГЖС из скважины поступает в газосепаратор. Отсепарированная жидкость подается в ЭЦН и далее нагнетается в сопло струйного насоса, а отсепарированный газ выбрасываетя в затрубное пространство. Рабочая жидкость, истекая через сопло с высокой скоростью, подсасывает в приемную камеру струйного насоса(через приемную сетку и открытый обратный клапан) отделенный газосепаратором газ и ГЖС из затрубного пространства скважины. В камере смешения происхоит смешивание и энергообмен между взаимодействующими потоками. Смешанный поток поступает в диффузор, в котором за счет плавного замедления потока происходит рост давления- до величины, необходимой для подъема жидкости на поверхность
 

3. Преимущества: 

•При правильном расположении и закрытом затрубном пространстве, струйный насос поддерживает высокое постоянное давление, а значит и содержание свободного газа, на приеме УЭЦН, что обеспечивает его устойчивую работу.

•Насосно-эжекторная система имеет высокий КПД – из-за эффекта газлифта в НКТ и большую подачу, чем ЭЦН.

•Можно использовать в условиях, когда напор ЭЦН, необходимый для освоения скважины после ее глушения тяжелой жидкостью, в несколько раз больше, чем требуемый при эксплуатации.

•Возможна добыча пластовой жидкости центробежными насосами с содержанием свободного газа на входе в УЭЦН до 70% и более 75% – насосно-эжекторными установками.

•Применяются с высоким газовым фактором, при нестационарных режимах и отношением забойного давления к давлению насыщения менее 0.7 насосно-эжекторными установками. 

4. Недостатки: 

•Нет программного пакета с научно обоснованной физической моделью системы скважина – насосно-эжекторная система

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

диапазоне подач жидкости от 65 до 350 м3/сут
диапазон газосодержаний от 0 до 85%.
 

6. Опыт применения: 

Погружные насосно-эжекторные установки позволили перевести на механизированный способ эксплуатации в непрерывном режиме скважины 762 и 841 Гаршинского нефтегазоконденсатного месторождения в Оренбургской области (Россия). Ранее в этих скважинах запустить ЭЦН не удавалось. Причиной этому был газовый фактор порядка 300 м3/м3 при давлении насыщения 29.7 МПа и пластовом давлении 28 – 29.1 МПа. Скважины фонтанировали в нестабильном периодическом режиме через сбитые сливные клапаны.

 

Взрывные пакеры

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Цементировочный взрывной пакер типа ПВЦ 
Взрывной пакер ПВР48 

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Цементировочный взрывной пакер типа ПВЦ (рис. 2) состоит из пакерующей части и камеры, соединенных резьбовой шпилькой.

Пакерующая часть включает шток с насаженными на него резиновой манжетой, конусами, плашками и стопорными элементами. Эти элементы позволяют использовать пакер типа ПВЦ после посадки на него насосно-компрессорных труб для прокачки цементного раствора под давлением, что необходимо, например, для исправления негерметичного цементного кольца с целью изоляции посторонней воды, поступающей к фильтру из ниже- или вышележащих пластов. Порядок операций, выполняемых с пакером, при этом показан на рис. 3.

На установленную в скважине опору спускают желонку, корпус которой свинчен из трех отрезков трубы. От импульса электрического тока воспламеняется пороховой заряд в камере, сообщая ей тягу, направленную вниз. Это усилие срезает штифты, которыми груз зафиксирован в корпусе. Через груз и цементный раствор то же усилие передается на заглушку в нижней части желонки - штифты, удерживающие заглушку, срезаются, и заглушка падает в донную часть желонки. Через открывшиеся отверстия цементный раствор под действием тяги пороховой камеры и веса груза принудительно вытесняется из желонки на опору.

Взрывной пакер ПВР48 (рис.4) спускается в скважину через насосно-компрессорные трубы.

При достижении устройством для спуска опоры заданной глубины от электрического импульса срабатывает электродетонатор, разрушая содержатель.

Удерживаемая тягой пружина освобождается и выталкивает опору до раскрытия ее нижних рычагов и зацепления их за обсадную трубу.

3. Преимущества: 

-Возможность разбуривания моста;

-Малая продолжительность и простота выполнения работ;

-Небольшая высота моста и точная привязка по глубине;

-Удобство спуска устройства в скважину;

-Низкая стоимость работ.

4. Недостатки: 

-Ограничения в применении по диапазонам возможного внешнего сминающего давления на герметичный корпус пакера;

-Сложность и многодетальность конструкции;

-Необходимость применения пакеров с малыми зазорами между ними и внутренними стенками обсадных колонн.

-Не герметизируют деформированный участок колонны.

6. Опыт применения: 

Взрывные пакеры – распространенный способ борьбы с обводненностью в скважинах. Данные пакеры используются практически всеми известными компаниями:
•ОАО «НК «Роснефть»;

•ОАО «Газпром нефть»;
ПАО «Лукойл»;

•ПАО «Татнефть»;

•ПАО АНК «Башнефть»

•ОАО «Сургутнефтегаз»
и другими.

Прикрепленные файлы: 
ВложениеРазмер
Взрывные пакеры.pptx1.1 МБ

Использование низкоадгезионных полимерных рабочих органов производства ООО «Ижнефтепласт»

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Использование низкоадгезионных полимерных рабочих органов производства ООО «Ижнефтепласт»

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Использование современных полимерных материалов при производстве рабочих органов ЭЦН позволяет создавать РК и НА, не подверженные коррозии и со сниженной скоростью солеотложения на них.

Низкоадгезионные ЭЦН по сравнению с ЭЦН в традиционном исполнении позволяют сократить эксплуатационные затраты, количество ремонтов, а также увеличить наработку оборудования на отказ (НнО). В частности, применение низкоадгезионных ЭЦН экономически оправдано при периодической закачке ингибитора. За счет более низкой скорости солеотложения на полимерных рабочих органах по сравнению с таковыми, выполненными из металла, в условиях неэффективной концентрации ингибитора появляется возможность сократить расход ингибитора примерно в два раза.

 

3. Преимущества: 

-Высокая коррозионная стойкость и чистота полимерных проточных каналов, низкая адгезия и немагнитные свойства материала, а также отсутствие возможности образования гальванических пар обеспечивают снижение скорости отложения солей и АСПО не менее чем в 3 раза по сравнению с металлическими рабочими органами, а также уменьшают вероятность засорения неабразивными мехпримесями.

-Высокая точность изготовления и малый вес полимерных рабочих колес (в 4–5 раз меньше металлических) в сочетании с промежуточными подшипниками обеспечивают высокую сбалансированность вращения вала во всем диапазоне регулируемых частот двигателя, что позволяет уменьшить износ радиальных пар трения. Применение промежуточных подшипников из твердых сплавов в ЭЦН абразивостойкого исполнения обеспечивает стойкость радиальных пар трения рабочих органов в пластовой жидкости с концентрацией абразивных частиц до 500 мг/л с твердостью 7 баллов по шкале Мооса.

-Малый вес ротора, в 2,5 раза меньше, чем у ЭЦН с металлическими рабочими колесами, обеспечивает уменьшение пусковых токов и плавный пуск двигателя.

-Высокая чистота проточных каналов, низкая адгезия и высокая коррозионная стойкость материала рабочих органов обеспечивают уменьшение температуры нагрева пластовой жидкости, что способствует снижению вероятности выпадения солей в осадок.

 

4. Недостатки: 

Невозможность создания высокопроизводительных рабочих органов в ближайшей перспективе.

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Низкоадгезионные ЭЦН обеспечивают более высокую эксплуатационную и экономическую эффективность относительно насосов с металлическими рабочими органами при использовании их в средне- (до 125 м3/сут), и, особенно, в малодебитных фондах (до 50 м3/сут), при следующих осложняющих факторах:

-высокая обводненность (>80%);

-солеотложения, асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО), эмульсии;

-повышенная вязкость пластовой жидкости (свыше 10 сСт);

-высокое содержание неабразивных мехпримесей (глины и т.п.);

-высокое содержание свободного газа на приеме насоса, до 55 % (без дополнительных устройств).

-Температура до 220С при использовании стеклонаполненного полиамида (СПА), для  жидкокристаллического полимера (ЖКП) — 270С. Это температуры, при которых используемые полимеры ещё могут работать.

-Кислотостойкость: Материал ЖКП химически нейтрален ко всем кислотам (за исключением плавиковой HFt) и щелочам. Материал СПА является менее стойким к кислотам, выдерживает растворы соляной кислоты с содержанием HCl не более 5%.

 

6. Опыт применения: 

-ОАО «Самаранефтегаз»

По 75 скважинам, оборудованным УЭЦН с рабочими органами из ЖКП, наблюдается увеличение наработки на отказ по сравнению с предыдущими установками на 11 701 суток, т.е. наработка на одну скважину увеличилась на 156 суток

 

-ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Всего установлено 114 ЭЦН. Из них 14 установлено по назначению в солевой фонд скважин, по которым общая наработка предыдущего оборудования составила 1 450 суток, текущая наработка ЭЦН «Ижнефтепласт» — 2 584 суток.

 

-ОАО «Томскнефть»

Суммарная наработка предыдущего оборудования (ЭЦН, отказавших по причине солеотложения) — 2 455 суток;

Суммарная текущая наработка ЭЦН производства ООО«Ижнефтепласт» с полимерными рабочими органами 5 888 суток;

 

И другие

7. Производители: 

-ООО "ИЖНЕФТЕПЛАСТ"

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

-http://izhnefteplast.ru

-Опыт применения и проблемы использования ЭЦН с пониженной скоростью солеотложения, «Нефтегазовая вертикаль», 2008 год.

-Конструктивное исполнение и опыт применения низкоадгезионных ЭЦН,  «Инженерная практика», декабрь 2009 года

-Эксплуатационная и экономическая эффективность применения низкоадгезионных ЭЦН, «Нефтегазовая вертикаль», декабрь 2011 года

 

Воздействие на продукцию акустическим полем

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Способ эксплуатации: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Акустическое воздействие на продукцию.

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Акустические поля на границе раздела «твердое голо - жидкость» за счет создаваемых потоков способствует предот­вращению образования центров кристаллизации, срыву мелких кристаллов солей с поверхности и выносу их в объем жидкости. Происхо­дит перенос процесса кристаллизации из поверхностного преимуще­ственно в объемный. Взвешенные в объеме жидкости микрокристал­лы солей выносятся потоком из скважины.

3. Преимущества: 
  1. Разрушение минеральных солеотложений;
  2. Акустическая дегазация и снижение вязкости нефти;
  3. Вовлечение в разработку низкопроницаемых и закольматированных пропластков пород продуктивного пласта.
  4. Технология обеспечивает сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней и низкие затраты.
  5. При этом используется мобильная малогабаритная аппаратура, процесс воздействия является технически и физиологически безопасным и экологически чистым.
  6. Время обработки одной скважины не превышает 8 часов.
4. Недостатки: 
  1. Малая изученность и сложность конструкции.
  2. Метод не предотвращает образование солей, а переносит образование солей в продукцию.
  3. Отсутствие унификации воздействия, невозможность направленного, регулируемого и избирательного воздействия на призабойную зону скважины и пласт.
5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Рекомендуется выбирать скважины :

  • при снижении продуктивности в процессе эксплуатации более чем на 30%,
  • фильтрационной неоднородности по мощности пласта,
  • отсутствии заколонных перетоков в скважине,
  • наличии перемычек мощностью более 1 м, разделяющих интервал перфорации от водонасыщенного пласта.
6. Опыт применения: 
  • Месторождения Северного Кавказа
  • Саматлорские месторождения
7. Производители: 
  • ЗАО "Химтехнефтегаз"
  • ЗАО "КОРМАКО"
8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 
  1. http://www.findpatent.ru/patent/100/1006858.html
  2. http://www.studmed.ru/docs/document30019
  3. «Инжинерная практика пилотный выпуск №13 ,2010», Камалетдинов Р.С.,«Обзор существующих методов и борьбы с солеотложением в погружном оборудовании.»
  4. Мищенко И.Т, Кащавцев В.Е., «Солеобразование при добыче нефти» 2004.- 432с.
  5. Шангараева Л.А., Максютин А.В., Султанова Д.А., «Способы предотвращения солеотложений при разработке и эксплуатации залежей нефти»

Сепаратор механических примесей (гидроциклонного типа)

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Сепаратор механических примесей гидроциклонного типа

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Погружной сепаратор механических примесей устанавливается в нижней части погружной установки. В этом случае компоновка должна включать в себя так называемый двусторонний ПЭД, две гидрозащиты.
Принцип действия следующий: поток добываемой продукции поступает из пласта в скважину и затем на прием центробежного сепаратора. Жидкость с твердыми частицами движется по спирали. Из-за круговой компоненты движения возникает центробежная сила, отбрасывающая частицы к внешним стенкам канала и отделяющая их от жидкости. Эффективность этих сепараторов тем больше, чем выше скорость. 

3. Преимущества: 

1. Высокий коэффициент сепарации;
2. После сепарации частицы накапливаются в контейнере, обеспечивается защита УЭЦН от пикового выноса механических при- месей из пласта при пуске УЭЦН;
3. Производится двухступенчатая сепарация газа;
4. Возможна обработка жидкости ингибитором солеотложения.

4. Недостатки: 

1. Сложность конструкции;
2. Дорогостоящее оборудование (экономическая эффективность достигается только при больших дебитах).

6. Опыт применения: 

В 2008-м и 2009-м годах в компании «РН-Юганскнефтегаз» испытывалось новое оборудование для защиты от мехпримесей. Сепаратор мехпримесей ПСМ5-114 производства «Новомет-Пермь» обеспечивает сепарацию и накопление в контейнере механических частиц, защиту УЭЦН от пикового выноса механических примесей из пласта при пуске УЭЦН, двухступенчатую сепарацию газа и оборудован гидравлическим разобщителем. Испытания пяти комплектов показали среднюю наработку на отказ на уровне 274 суток после внедрения оборудования (до внедрения — 163 суток). Таким образом, рост наработки со- ставил порядка 111 суток, в связи с чем в 2010 году предприятие приобретает еще 40 комплектов сепараторов этого типа.

Эффективность использования погружных сепараторов мехпримесей на проблемном фонде ОАО «Славнефтьрегионнефтегаз» в 2008 году составила плюс 40 суток. При этом достигнутый уровень наработки в 106 суток, конечно, предприятие не вполне удовлетворяет. По утверждению специалистов «Славнефти», при спуске ПСМ возникает много других проблем, в частности по солеотложению.

7. Производители: 

Российские компании: группа «Борец», «АЛНАС», НПФ «Новомет-Пермь», АО «Элкамнефтемаш», «Спецтехника».
Зарубежные фирмы: Сavins, Weatherford.

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Оптимизация гидроциклонного сепаратора: http://burneft.ru/archive/issues/2011-12/10
 

Ингибиторы солеотложения

Степень готовности карточки: 
Тип осложнения: 
Метод воздействия: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Ингибиторы: применение ингибиторов солеотложения

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

В основе механизма действия ингибиторов солеотложения лежат адсорбционные процессы. Адсорбируясь на зародышевых центрах солевого соединения, ингибиторы подавляют рост кристалла, видоизменяют его форму и размеры, препятствуют прилипанию друг к другу, а также ухудшают адгезию кристалла к металлическим поверхностям.

В основе механизма действия ингибиторов солеотложения лежат адсорбционные процессы. Адсорбируясь на зародышевых центрах солевого соединения, ингибиторы подавляют рост кристалла, видоизменяют его форму и размеры, препятствуют прилипанию друг к другу, а также ухудшают адгезию кристалла к металлическим поверхностям
В зависимости от механизма действия ингибиторы солеотложе­ний условно можно разделить на следующие три типа.

•Хелаты - веще­ства, способные связывать солеобразующие катионы и препятство­вать их взаимодействию с солеобразующими анионами.

•Ингибиторы «порогового» действия, добавление которых в раствор препятствует зарождению и росту кристаллов солей.

•Кристаллоразрушающие инги­биторы, не препятствующие кристаллизации солей, а лишь видоизме­няющие форму кристаллов.

Название Расшифровка аббревиатуры Применимость 
ГМФН
 
Гексаметафосфат натрия
 
Используется для предотвращения отложений кальцита и гипса в скважинах и наземных коммуникациях при содержании ионов кальция и магния в воде до 1000 мг-экв/л.
ТПФН Триполифосфат натрия
 
Область применения при ингибировании кальцита и гипса с содержанием ионов кальция и магния в воде до 1000 мг-экв/л. 
ИСБ-1 (НТФ)
 
Нитрилотриметилфосфоновая кислота
 
Предназначен для предупреждения сульфатно- и карбонатно-кальциевых отложений. 
ОЭДФ
 
Оксиэтилидендифосфоновая кислота
 
Реагент используются для предупреждения отложений неорганических солей в ПЗС, оборудовании, в системе подготовки нефти и воды.
ПАФ-1
 
Хелатообразующий агент 
 
Предназначен для предупреждения отложений карбоната и сульфата кальция в нефтяных скважинах и системы подготовки нефти и воды.
ПАФ-13 
 
Однозамещенная натриевая соль 
 
Реагент обладает высокой эффективность при обработке газлифтных скважин.
Гипан
 
Гидролизованный полиакрилонит
 
Используется в гелеобразном виде для предупреждения отложений кальцита.
Хлорис-тый аммоний
 
  Используется для предупреждения карбонатных солей в системе подготовки нефти.
ПАА
 
Полиакриламид Используется для предотвращения отложения солей 
Композиционные ингиби-торы   Композиция предназначена для предотвращения солевых отложений, главным образом, сульфатно-кальциевых, в скважинах с низкой проницаемостью пласта-коллектора и невысоким пластовым давлением.
3. Преимущества: 

•Большинство этих химикатов препятствует росту частиц отложений, подавляя рост центров солеосаждения

•Некоторые химические реагенты хелатируют или связывают реагирующие вещества в растворимой форме

4. Недостатки: 

•Ингибиторная система должна иметь полную совместимость с пластовой водой месторождения без расслаивания и образования осадка

•Ингибитор должен быть совместим с деэмульгатором;

•Возможна коррозия .

•Хелатобразующие ингибиторы блокируют осаждение для определенного ограниченного  уровня пересыщения, случаются нарушения равновесия, причем даже в защищенных системах, вызывающие осаждение солевых осаждений

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Диапазоны применимости являются важным параметром, который указывает граничные условия применения данной технологии. К примеру: РН > 6, Т < 90°C.

6. Опыт применения: 
  • На месторождениях ООО «РН- Пурнефтегаз» отложение солей происходит в призабойной зоне ниже приема насоса, что приводит к снижению эффективности традиционных методов (УДЭ, периодика и т.д.). В таких условиях наиболее эффективно применение технологии закачки ингибиторов солеотложения в пласт. Результаты применения данной технологии показали высокую технологическую и экономическую эффективность. 
  • Успешное применение в течение пяти лет на месторождениях ОАО «АНК-Башнефть»
  • Ромашкинском месторождении ОАО «Татнефть
  • Бобровском месторождении и на Тананыкской группе месторождений ОАО «Оренбургнефть»

 

7. Производители: 
  • ЗАО «ОЗНХ»
  • Компания Зиракс (Zirax)
  • Dow Oil &Gas 
  • ООО "Мастер Кемикалз"
8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 
  1. «Инжинерная практика №1, 2012», Мизипов И.Р.,«Алгоритм подбора и  результаты применения ингибиторов солеотложения.»
  2. Мищенко И.Т, Кащавцев В.Е., «Солеобразование при добыче нефти» 2004.- 432с.
  3. «Территория нефтегаз №4, 2011», Ягудин Р.А., «Технологии закачки ингибитора в пласт: практика реализации и перспеутивы применения технологии на объекте ООО «РН-Пурнефтегаз»

Сепаратор механических примесей (гравитационного типа)

Степень готовности карточки: 
Метод воздействия: 
Способ эксплуатации: 
Назначение технологии: 
Место применения: 
Энергоэффективность: 
Апробации: 
Дата появления технологии: 
1. Название оборудования/реагента/технологии: 

Сепаратор механических примесей гравитационного типа

2. Описание (конструкция) технологии (оборудования), принцип действия: 

Жидкость, находящаяся в затрубном пространстве, по кольцевому пространству между обсадной колонной и НКТ поднимается вверх и, дойдя до входных отверстий фильтра, проходит в фильтр, при этом меняя направление на противоположное. Далее жидкость движется по кольцевому пространству, образованному внутренней стенкой НКТ и наружной стенкой приемо-выкидного патрубка. Здесь и происходит отделение песка, который затем осаждается в накопителе (за счет гравитационных сил). Далее поток очищенной жидкости снова меняет направление и поднимается вверх по внутреннему каналу приемо-выкидного патрубка.

В гравитационном сепараторе течение жидкости организуют так, чтобы подъемная сила Сxρsu2/2 (где Сx – коэффициент сопротивления, ρ – плотность, u – скорость жидкости, s – эффективная площадь поперечного сечения) была меньше разности сил тяжести и Архимеда, направленной вниз:
Cxþs u2/2 <Fg-Fa

Из уравнения видно, что с увеличением скорости эффективность гравитационных сепараторов падает.

3. Преимущества: 

1. Конструкция гравитационных сепараторов намного проще инерционных, в первую очередь за счет отсутствия спи-
рали («циклонов»). 
2. Дешевизна.

4. Недостатки: 

Низкий коэффициент сепарации (менее 30%) при высоких дебитах.
 

5. Диапазоны применимости технологии\оборудования: 

Вынос незакрепленного проппанта и мелкого песка при дебитах до 50 м3/сут.
 

6. Опыт применения: 

Стендовые испытания скважинных сепараторов механических примесей в лаборатории скважинных насосных установок РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Вывод: незакрепленный выносимый проппант при дебитах до 50 м3/сут можно сепарировать десендером гравитационного типа, и в целом до 40 м3/сут можно вполне ограничиваться наиболее простыми и дешевыми се- параторами типа «труба в трубе». 

7. Производители: 

Российские компании:
   Группа «Борец», «АЛНАС», НПФ «Новомет-Пермь», АО «Элкамнефтемаш», «Спецтехника».
Зарубежные фирмы:
   Cavins, Weatherford.

8. Дополнительная информация, ссылки на источники: 

Методика стендовых испытаний сепараторов: http://neftegas.info/upload/iblock/bff/22_25.pdf
Оптимизация конструкции сепааторов: http://burneft.ru/archive/issues/2011-12/10

Воздействие на продукцию магнитным полем