МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЙ ПРОЕКТ СОЛИ НЕ УЧИТЕ МНОГО НЕ УЧИТЕ

Скачать презентацию МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЙ ПРОЕКТ СОЛИ НЕ УЧИТЕ МНОГО НЕ УЧИТЕ

соли (1).pptx

Количество слайдов: 81

МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЙ ПРОЕКТ СОЛИ НЕ УЧИТЕ МНОГО, НЕ УЧИТЕ МАЛО, А УЧИТЕ СРЕДСТВЕННО Академик А. Н. Крылов

Возникающие в процессе нефтедобычи осложнения, связанные с выпадением солей, асфальтосмолопарафиновых веществ, коррозией серьезно затрудняют процесс нефтедобычи, увеличивая затраты на преодоление вызываемых ими последствий. Знание причин, условий возникновения и своевременное предупреждение возникновения осложнений позволяет сэкономить значительные средства и повысить эффективность нефтедобычи. 2

1. ФАКТОРЫ, ОБУСЛАВЛИВАЮЩИЕ СОЛЕОТЛОЖЕНИЕ В СКВАЖИНАХ И НЕФТЕПРОМЫСЛОВОМ ОБОРУДОВАНИИ В процессе подъема нефтяного потока от забоя к устью скважины изменяются термобарические условия, что приводит к нарушению химического равновесия в добываемой продукции. Это сопровождается возникновением осложнений - отложением асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ), неорганических солей на стенках НКТ и рабочих колесах ЭЦН, что приводит к снижению наработки на отказ насосного оборудования, дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям. Серьезную опасность представляют солеотложения на рабочих частях и поверхностях погружных ЭЦН. Образование плотного камнеобразного осадка толщиной 0, 6 -1 мм нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и 3 выходу насоса из строя.

Отложения солей на рабочем колесе насоса ЭЦН 4

Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующееся в условиях обводнения добываемой продукции. Известно, что выпадение химического вещества в осадок из раствора происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную, т. е. когда выполняется неравенство Сi ≥ Ci, Р, где Сi – концентрация соединения или иона потенциально способного к выпадению в осадок, Ci, Р – равновесная при данных условиях концентрация соединения или иона. 7

Из этого неравенства следует, что выпадение осадка может происходить либо за счет увеличения левой части (возрастания фактической концентрации соединения или иона потенциально способного к выпадению в осадок), либо за счет уменьшения правой части (снижения равновесной концентрации соединения или иона). Первое из этих условий имеет место при смешивании вод разного состава несовместимых друг с другом и растворении горных пород. Второе – при перенасыщении вод в результате изменения термобарических условий, испарении воды, выделении газов. 8

Подземные воды являются непременным спутником нефти и газа, находясь в тех же самых пластах (коллекторах). При этом происходит естественное разделение по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже – нефть, а ещё ниже – вода. Помимо пластов, в которых нефть залегает вместе с водой, в разрезах нефтяных и газовых месторождений могут находиться и самостоятельные водоносные горизонты, залегающие выше или ниже нефтяной или газовой залежи. В зависимости от положения подземных вод относительно нефтеносных или газоносных горизонтов их подразделяют на несколько разновидностей: 1) пластовые, залегающие в одном пласте с нефтью и извлекаемые вместе с ней на поверхность. Пластовые воды в свою очередь подразделяются: 9

а) на нижние краевые или контурные воды, залегающие в пониженных частях нефтяного пласта и подпирающие нефтяную залежь; 10

б) подошвенные воды, заполняющие поры коллектора под 11 залежью;

в) промежуточные воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте; 12

2) верхние и нижние воды, приуроченные к водоносным пластам, залегающим выше или ниже нефтеносного пласта; 13

3) погребенные или реликтовые воды, оставшиеся со времени образования залежи и находящиеся непосредственно в продуктивных пластах нефтяной и газовой части залежи. Эта вода остается неподвижной при движении в пласте нефти, поэтому её называют также остаточной. Остаточная вода существует в виде адсорбционной, капиллярной и пленочной. Формы существования остаточной воды существенно влияют на нефтеотдачу пластов, что необходимо учитывать при эксплуатации месторождений. 14

Необходимо учитывать и то, что солеотложение проходит в сложных гидротермодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов, газовой фазы и механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность процесса, характер и свойства осадков, формирующихся как в призабойной зоне пласта, так и в нефтепромысловом оборудовании. На процесс смешения пластовых и закачиваемых вод решающим образом влияет используемый способ заводнения нефтяного месторождения. 15

При законтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтяной залежи, и закачиваемая вода нагнетается в водоносную часть пласта. Очевидно, что она смешивается прежде всего с законтурной водой. Образующиеся при смешении несовместимых вод осадки выпадают в водоносной части пласта, изменяя ионный состав как законтурных, так и закачиваемых вод. В этом случае ионный состав попутно-добываемой воды прямым образом зависит от объема воды закачиваемой для поддержания пластового давления. 16

При внутриконтурном заводнении нефтяная залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки и закачиваемая вода непосредственно поступает в нефтяную часть пласта. В этом случае закачиваемая вода главным образом смешивается с остаточной водой. Под остаточной водой понимают капиллярную и рыхло связанную воды, находящиеся в порах нефтяного пласта. Эта вода характеризуется малой подвижностью и способна к перемещению только при достижении определенного перепада напора. Ионный состав остаточной воды во многих случаях сходен с составом законтурных подошвенных вод. Однако в процессе геологического развития региона могут возникать условия, под воздействием которых состав тех и других вод претерпевает изменения. 17

При внутриконтурном заводнении происходит поршневое вытеснение остаточной воды закачиваемой. В этом случае смешение протекает в нефтяном пласте в зоне непосредственного контакта. При несовместимости вод в пласте возможно образование нерастворимых осадков, затрудняющих процесс фильтрации нефти. Из-за разной проницаемости пропластков нефтяного пласта в добывающей скважине также происходит смешение остаточной воды, вытесняемой вместе с нефтью, с закачиваемой водой в различных соотношениях, что приводит к выпадению солей в призабойной зоне скважины. Этот фактор может оказывать решающее влияние на солеотложение при прорыве нагнетаемых вод в призабойную зону скважины. 18

Следует отметить, что законтурные и остаточные воды длительное время находившиеся в контакте с породой успевают прийти с ней в равновесное состояние. Закачиваемая вода, также взаимодействуя с породой, меняет свой ионный состав, обогащаясь карбонатами либо сульфатами, либо тем и другим. Перемещаясь по пласту в процессе заводнения, закачиваемая вода будет стремиться к равновесному с породой состоянию при пластовых давлениях и температуре. При содержании в породе 0, 2 % карбонатов и 0, 4 % сульфатов равновесное насыщение воды этими ионами наступает через 30 суток. Это приводит к тому, что с остаточной водой взаимодействует закачиваемая вода совсем не того ионного состава, который характерен для нее в поверхностных условиях. Состав закачиваемой воды насыщенной карбонатами и сульфатами может быть рассчитан известными способами. 19

Например, главная причина выпадения сульфатов кальция, стронция, бария смешение подземных пластовых вод хлоркальциевого типа с нагнетаемой водой, содержащей сульфат-ионы. Наиболее надежным средством предупреждения и борьбы с осадками гипса, барита и целестина служит применение для заводнения бессульфатных высокоминерализованных вод. Использование пресной воды не всегда приводит к успеху. Эти воды, особенно насыщенные кислородом, могут обогащаться сульфат–ионами при движении по пласту за счет химических реакции: 20

- окисления сульфидов 2 Fe. S 2 +2 H 2 O + 7 O 2 2 Fe. SO 4 + 2 H 2 SO 4 4 Fe. SO 4 + 2 H 2 SO 4 + O 2 2 Fe 2(SO 4)3 + 2 H 2 O Fe 2(SO 4)3 + 6 H 2 O 2 Fe(OH)3 + 3 H 2 SO 4 - выщелачивания (растворения) гипса, содержащегося в породе пласта, - десорбции сульфат-ионов с поверхности порового пространства пород. 21

Даже простое разбавление насыщенной сульфатами пластовой воды способствует их выпадению в осадок, поскольку растворимость сульфатов заметено снижается с уменьшением минерализации растворов. В том же направлении воздействует охлаждение пластов, происходящее при их заводнении пресными поверхностными водами. 22

Подъем по скважине добываемой продукции сопровождается снижением температуры и давления. Выделяющиеся из жидкости при снижении давления ниже давления насыщения пузырьки газа, в основном, образуются на стенках оборудования. Это ведет к образованию многочисленных границ раздела фаз твердое тело – жидкость - газ, на которых имеются благоприятные условия для зарождения и роста кристаллов. Появление в потоке газовой фазы нарушает ламинарный подслой и повышает степень турбулизации газожидкостной смеси. Далее при определенных условиях может возникнуть четочная структура потока, которая характеризуется чередованием движущихся четок нефти и газа. При этом увеличивается интенсивность перемешивания пересыщенных водно-солевых систем, приводящая к ускорению процессов зарождения кристаллов. 23

В продукции скважин при изменении термобарических условий происходит перераспределение компонентов скважинных флюидов между водной, нефтяной и газовой фазами, что приводит к снижению содержания углекислоты в воде и, как следствие, к смещению равновесия химической реакции в правую сторону и выпадению карбоната кальция: Ca(HCO 3)2 = Ca. CO 3 + H 2 O + CO 2 В результате происходит отложение карбонатов на поверхности колес ЭЦН и внутри НКТ. 25

Существенным фактором, оказывающим влияние, в особенности, на солеотложение в низкообводненных скважинах, является частичное испарение воды в газовую фазу в процессе разгазирования скважинной продукции. В процессе испарения воды происходит общее понижение растворимости солей и в осадок могут перейти и растворимые в обычных условиях соли – хлориды щелочных и щелочноземельных металлов. Одной из причин интенсивного отложения карбоната кальция и гипса на колесах ЭЦН, является также повышение температуры потока добываемой продукции из-за теплоотдачи от работающего погружного электродвигателя. Как показывает расчет повышение температуры потока добываемой продукции в зависимости от дебита скважины происходит на 4 -15 0 С. Так как с ростом температуры снижается растворимость сульфата и карбоната кальция, то это приводит к отложению выпавшей соли на колесах ЭЦН. 26

Изменение давления также влияет на растворимость, в особенности, карбоната кальция. Снижение давления при подъеме скважинной продукции вдоль НКТ уменьшает растворимость карбоната кальция и способствует его выпадению в осадок. Однако, влияние данного фактора на солеотложение не столь значительно. 27

При выводе скважины на режим после глушения также возможно интенсивное солеобразование. В начальный момент вывода при преобладании в смеси раствора глушения над пластовой водой интенсивность осадкообразования небольшая. Увеличение содержания пластовой воды в смеси способствует осадкообразованию. При глушении скважины раствором хлористого кальция ее вывод на режим сопровождается интенсивным осадкообразованием, что обусловлено увеличением содержания в смеси ионов кальция и снижением содержания растворенного СО 2. Осадкообразование будет протекать и при глушении скважин раствором хлористого натрия, хотя и менее интенсивно. В этом случае выпадение карбоната кальция связано только со снижением содержания растворенного СО 2. 28

Для целенаправленной работы с солеотложением в скважинах необходимо знать сколь сильно влияние каждой из приведенных причин. Чьим влиянием можно пренебречь и на какой фактор необходимо обратить существенное внимание. Фактором, оказывающим решающее влияние на солеобразование, является минерализация пластовых вод и их ионный состав. 29

Мониторинг и технологии предупреждения солеотложения Мониторинг солеотложения в скважинах показывает, что снижение наработки на отказ ЭЦН в осложненных солеотложением скважинах связано не только с низкими забойными давлениями, но и с повышением температуры скважинной продукции на входе в насос изза теплоотдачи погружного электродвигателя. По различным оценкам доля солеотложения в преждевременном выходе из строя и сокращении наработки ЭЦН составляет более 20 %. Как показывают результаты исследований, в составе осадков, отлагающихся на деталях насосного оборудования, содержатся минеральные компоненты, соли и техногенные частицы. Присутствие в составе солеотложений механических примесей (в том числе оксидов железа) объясняется тем, что они являются центрами кристаллизации: кристаллы соли начинают расти на них, и при образовании минеральных отложений макроразмеров механические примеси оказываются включенными в состав осадков. 30

Таблица. Степени опасности эксплуатации ЭЦН Степень опасности Наработка на отказ, сут Скорость выпадения, кг/сут I > 365 < 0, 01 II 180 - 365 0, 01 - 5 III 30 - 180 5 - 23 IV < 30 > 23 31

Уровни опасности эксплуатации ЭЦН в зависимости от скорости выпадения на них карбоната кальция, что позволило построить зависимости, позволяющие отнести эксплуатационную скважину к определенной группе риска в зависимости от депрессии на забое скважины, обводненности и содержания солеобразующего катиона Са 2+. Рисунок Степень опасности эксплуатации скважин Мало-Балыкского м/р (пласт Ачимовка) по основным критериям 32

Рисунок Степень опасности эксплуатации скважин Южно-Сургутского м/р (пласт Б 10) по основным критериям 33

Определение склонности вод к продуцированию карбонатных и сульфатных осадков Для прогноза зоны солеотложения в скважине карбонатных осадков по стволу добывающей скважины, а также интервалов парафиноотложения при заданных параметрах эксплуатации проводится расчет скорости выпадения кальцита и зон солеобразования. При расчете используются данные техрежимов работы скважин на и состав попутно-добываемых вод. При расчете выпадения кальцита при смешении вод на кустах месторождений используются данные состава вод и данные расчета температуры потоков добываемых флюидов на кустах. Исходными параметрами для расчета являлись: температура на устье добывающих скважин, теплоемкость нефти и жидкости, диаметр и длина труб нефтесборного коллектора, температура грунта в зимний период. 34

Таблица Ионный состав, тип, индекс насыщения и стабильности пластовых вод Содержание ионов, мг/л (мгэкв/л)-1 Na+ Mg 2+ Ca 2+ SO 42 - HCO 3 Cl- +K+ 1137 224 582 3 494, 19, 3 29, 0 5 Минер р. Н Тип воды ализация, по Сулину г/л Крапивинское месторождение (Пласт ЮС 1 -3) j. St 0 945, 3 18635 31, 3 Хлоркальциевый 0 15, 5 525, 7 35

Рисунок Интенсивность выпадения кальцита (скв. 357 Крапивинского м/р) 36

Рисунок Выпадение кальцита на кусту 1 Западно-Моисеевского месторождения при смешении воды скв. 22 с водой скв. 25 р 37

PVT-диаграммы В качестве исходных данных для построения PVTдиаграммы, определяющей диапазон критических параметров изменения температуры и давления в скважине при выпадении кальцита, используются следующие значения: - содержание СО 2 в пластовой (Среднее значение по результатам анализа содержания СО 2 на устье скважины и результатам пересчета на пластовые условия); - содержание ионов Са 2+ и HCO 3 - и ионная сила пластовых вод (средние значения по результатам ионного анализа попутно-добывамой воды). 38

Таблица Расчетные значения критической концентрации СО 2 в попутной воде (мг/л) и мольной доли СО 2 в газовой фазе при различных температурах Крапивинское м/р Средний состав, y co 2, мольн. доли Вход УПН, мг/л y co 2, мольн. доли Температура, 0 С CО 2 пл. нефти Са 2+ - 314 Са 2+ - 556 CО 2 пл. нефти - 0, 54 % мольн. НСО 3 - - 793 НСО 3 - - 972 - 0, 10 % мольн. СО 2 – мг/л 20 25 30 35 40 45 0, 02183 0, 02129 0, 02079 0, 02032 0, 01988 0, 01948 38 42 47 53 60 68 60 67 74 83 94 107 0, 004139 0, 004031 0, 003923 0, 003842 0, 003757 0, 00368 50 0, 01912 78 122 0, 003609 39

Рисунок PVT-диаграмма условий выпадения кальцита для скважин Крапивинского месторождения 40

Анализ состава солеотложений Попутно-добываемая вода продукции скважин является главным источником солеотложения в скважинах, трубопроводах и оборудовании подготовки нефти. Одновременное присутствие в водной фазе продукции скважин перечисленных выше анионов и катионов обусловливает возможность образования следующих труднорастворимых соединений (осадков солей, солеотложений): Ca. CO 3, Fe. CO 3, Ca. SO 4, Ba. SO 4, Sr. SO 4, которые наряду с Fe. S являются типичными составляющими минеральных отложений большинства нефтепромысловых систем. Образование минеральных отложений может происходить в любом месте нефтепромысловых систем, где в результате изменения РСО 2, химического состава воды или температуры, нарушается химическое равновесие. Поэтому осадки солей обнаруживают в скважинах, на различной глубине по стволу скважины, в трубопроводах ССН, в аппаратах установок подготовки нефти, в трубопроводах, транспортирующих нефть от ДНС до товарных парков, в оборудовании и трубопроводах систем поддержания пластового давления (ППД). 41

Химический состав вод нефтяных и газовых месторождений формируется обычно при затрудненном водообмене и активном воздействии нефти и газа. Поэтому пластовые воды характеризуются разнообразными химическими особенностями. Состав пластовых вод зависит от геологического возраста и химических свойств вмещающих пород, а также нефти и газа. Поэтому пластовые воды, как в пределах одной нефтяной или газовой залежи, так и особенно для разных месторождений, имеют существенные различия в количественном содержании и химическом составе растворенных минеральных солей, газов, компонентов нефти. Изменяются состав и свойства пластовых вод и по мере разработки залежи. Снижение давления, температуры, контакт с другими пластовыми водами, которые происходят в процессе добычи нефти, приводят к дегазации и к нарушению ионных равновесий. Для сравнения химического состава пластовые воды, как и другие природные воды, классифицируют по характерным признакам. 42

Нефтяники нашей страны преимущественно используют классификацию, предложенную В. А. Сулиным. По этой классификации воды подразделяются на четыре типа: 1) сульфатно-натриевые; 2) гидрокарбонатно-натриевые; 3) хлоридно-магниевые; 4) хлоридно-кальциевые. Принадлежность воды к определенному типу устанавливается лабораторным анализом соотношения количеств в миллиграмм-эквивалентах отдельных ионов. 43

В свою очередь, каждый тип делится по преобладанию аниона на три группы вод: гидрокарбонатные, сульфатные и хлоридные, а каждая группа включает три подгруппы по преобладанию катиона: натриевые, магниевые и кальциевые. Наиболее распространенными среди вод нефтяных месторождений являются гидрокарбонатно-натриевые и, особенно, хлоридно-кальциевые воды. 44

Состав пластовых вод некоторых нефтяных месторождений нашей страны 45

Присутствие в составе солеотложений механических примесей (в том числе оксидов железа) объясняется тем, что они являются центрами кристаллизации: кристаллы соли начинают расти на них, и при образовании минеральных отложений макроразмеров механические примеси оказываются включенными в состав осадков. Знание химического состава минеральных отложений важно как для понимания механизма их образования, так и для правильного выбора методов предотвращения солеотложения. 47

Для борьбы с солеотложением широко используются технологии его предупреждения и удаления. Выбор эффективного способа предупреждения солеотложения связан со многими факторами: интервалом выпадения солей в скважине, технологическими параметрами эксплуатации скважинного оборудования, месторасположением осложненного фонда скважин и т. д. Ингибиторы солеотложений Ингибиторами солеотложений называются химические вещества и их смеси, которые при добавлении их к пересыщенным водным растворам минеральных солей в соответствующей концентрации предотвращают или значительно снижают выделение из растворов осадков малорастворимых солей. 49

Ингибиторами солеотложений являются следующие вещества и их смеси: – фосфоновые кислоты (гидроксиэтил-амино-ди(метиленфосфоновая) кислота эффективно ингибирует осадкообразование Ca. CO 3; 1 гидроксиэтан-(1, 1 -дифосфоновая), амино-три(метиленовая) фосфоновая, этилендиамин-тетра(метиленовая) фосфоновая, гексаметилендиаминтетра(метиленфосфоновая), фосфонобутан-1, 2, 4 -трикарбоновая кислоты эффективно ингибируют осадкообразование Ca. CO 3 и Ca. SO 4; диэтилентриамин-пента(метиленфосфоновая) кислота – Ba. SO 4); – винилидендифосфоновая кислота и ее соли; – фосфонаты – эфиры и соли фосфоновых кислот; – ненасыщенные монокарбоновые и дикарбоновые кислоты; – винилсульфоновая кислота и ее соли; – соли и эфиры винилуксусной кислоты; – виниловые спирты; – винилхлорид; – фосфорноватистая кислота; – акриламид; – водорастворимые анионные полимеры сложных эфиров акриловой, метакриловой или цианакриловой кислоты. 50

В действии ингибиторов солеотложений на процесс кристаллизации малорастворимых минеральных солей из пересыщенных водных растворов принято различать три механизма: – ингибитор, адсорбируясь на поверхности возникшего зародыша кристалла (центра кристаллизации), препятствует его дальнейшему росту – так называемый пороговый механизм (threshold effect) или стабилизирование пересыщенного раствора; 51

– ингибитор, адсорбируясь на активно растущей поверхности кристалла и на дефектах кристаллической решетки, останавливает или замедляет рост кристалла, а также может изменять кристаллическую решетку – ингибирование роста кристаллов; – ингибитор, адсорбируясь на поверхности кристаллов, препятствует взаимодействию кристаллов между собой и их агрегированию в однородные отложения – дисперсионный механизм (dispersion). 52

Индивидуальные вещества, являющиеся ингибиторами солеотложений, проявляют три механизма действия одновременно, но один из эффектов, как правило, является превалирующим. Считается, что фосфонаты замедляют рост кристаллов и изменяют их кристаллическую решетку, полимерные ингибиторы солеотложений в основном по-авляют образование кристаллов солей из зародышей, а полиакрилаты действуют по дисперсионному механизму. В показано, что для эффективного предотвращения выделения из пересыщенных растворов осадков малорастворимых солей ингибитор должен адсорбироваться на более чем 16 % поверхности всех кристаллов соли: и зародышей (центров кристаллизации), и растущих кристаллов. 54

Так как ингибиторы солеотложений действуют на процесс кристаллизации за счет адсорбции, а не путем химических реакций, то концентрации, при которых происходит ингибирование осадкообразования, не высоки, в среднем от 5 до 40 мг/л коммерческих продуктов, которые представляют собой 10– 50 %-ные растворы индивидуальных веществ (и их смесей) в воде или водно-спиртовых смесях. Для эффективного предотвращения выделения осадков солей ингибиторы солеотложений необходимо добавлять к растворам до начала процесса кристаллизации 55

Несмотря на адсорбционный механизм действия ингибиторов солеотложений, в том числе фосфонатов, от 35 до 98 % фосфонатов, присутствующих в растворе как ингибиторы солеотложений, находятся в растворе в виде комплексов с ионами Ca 2+ и Ba 2+ , т. е. перед тем, как химическое равновесие будет нарушено и раствор станет пересыщенным – перед повышением (понижением) температуры, понижением давления и перед смешиванием вод. Количественно эффективность ингибиторов солеотложений оценивают по защитному эффекту ингибирования солеотложений z. ИС как по результатам лабораторных испытаний, так и в промышленных условиях. 56

Существует, как минимум десять различных способов ингибирования: • добавление ингибитора к жидкости глушения, • дозирование ингибитора в затрубное пространство скважины индивидуальной дозирующей установкой УДЭ, • дозирование ингибитора групповой дозирующей установкой БРХ в затрубное пространство скважины, • дозирование с применением глубинного дозатора, • периодическое дозирование в скважину, • адсорбция ингибитора в пласте при поглощении жидкости глушения, • дозирование ингибитора в отдельную нагнетательную скважину, • дозирование ингибитора в группу нагнетательных скважин с КНС, • дозирование ингибитора при массовом применении методов ПНП. 57

Для предотвращения солеотложения в скважинном оборудовании широко применяется технология постоянного дозирования ингибитора солеотложения в затрубное пространство скважин при помощи УДЭ. Опыт применения технологии постоянного дозирования ингибитора солеотложения при помощи УДЭ показал ее высокую эффективность. Анализом работы УДЭ установлено, что в среднем коэффициент увеличения наработки на отказ УЭЦН осложненных солеотложением скважин выростает более чем в 5 раз. 58

Альтернативой технологии предупреждения солеотложения с использованием УДЭ на неэффективно работающем фонде скважин является применение погружных скважинных контейнеров, устанавливаемых ниже ПЭДа центробежного насоса. Погружной скважинный контейнер предназначен для доставки через перфорации в лифт скважины твердофазных химических реагентов, в частности, ингибиторной композиции для предотвращения солеотложения в скважине и насосном оборудовании. Дозирование реагента осуществляется путем его постепенного растворения и вымывания добываемой жидкостью. В зависимости от параметров эксплуатации скважины (температура, дебит, обводненность) для обеспечения рабочей дозировки реагента устанавливаются: 1. Определенная площадь перфораций секций контейнера, 2. Оптимальное соотношение ингредиентов композиции, 3. Добавки, увеличивающие термостабильность композиции. Применение погружных скважинных контейнеров с ингибиторной композицией в солеотлагающих скважинах Мало-Балыкского месторождения позволило увеличить наработку на отказ УЭЦН в 2, 3 -5, 3 раза 59

При очаговом расположении солеотлагающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными, для предупреждения солеотложения экономически целесообразно использование технологии закачки ингибитора в систему ППД через нагнетательные скважины. Опытно-промысловые закачки ингибитора на Южно-Сургутском месторождении показали на девяти компактно расположенных солеотлагающих скважинах увеличение наработки на отказ ЭЦН в 1, 4 -4, 9 раз, в среднем в 2, 8 раза на скважину. На защищенных девяти осложненных скважинах наблюдался рост добычи нефти по сравнению с базовым уровнем, что может быть связано, как с общим снижением времени простоя, так и с ингибированием процесса солеобразования в порах водонасыщенной части продуктивного пласта. Опыт применения технологий борьбы с солеотложением позволил выявить диапазоны наиболее эффективного применения основных технологий предупреждения солеотложения 60

Таблица Диапазоны применимости технологий ингибирования солеотложения Технологии предотвращения солеотложения Ингибирование с Закачка ингибитора в систему Постоянное ингибирование с помощью погружного ППД через нагнетательные помощью УДЭ скважинного контейнера скважины Очаговое расположение скважин, наличие устойчивой Среднедебитные Высокодебитные скважины гидродинамической связи скважины (до 150 м 3/сут) (предпочтительно > 80 м 3/сут) нагнетательных с добывающими с обводненностью 50 -80 с широким диапазоном скважинами, низкая % обводненности (10 – 85 %) хемосорбция ингибитора в пласте 61

Рисунок Схема обвязки оборудования при периодическом дозировании ингибитора 62

Технология задавливания ингибитора в пласт Технология заключается в задавливании пачки ингибитора в призабойную зону пласта, где он адсорбируется и удерживается на поверхности породы. В процессе фильтрации жидкости через ПЗП протекает постепенный процесс десорбции, ингибитор высвобождается и с пластовой жидкостью поступает в скважину, обеспечивая условия предупреждения отложения солей. Для подготовки поверхности породы, удаления уже образовавшихся отложений рекомендуется совмещать задавливание в пласт с небольшой по объему кислотной обработкой скважины. Этот прием, одновременно, позволяет увеличить проницаемость ПЗП и облегчает процесс доставки ингибитора в пласт 63

Рисунок Схема закачки ингибирующего состава 1 – пачка 15%раствора соляной кислоты 2 – пачка 5% раствора ингибитора 3 – продавочная жидкость для оттеснения ингибитора в удаленную зону пласта. 64

ВЫБОР ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ И ИНГИБИРОВАНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ КАЛЬЦИТА Для повышения эффективности профилактических мероприятий по предупреждению солеотложения необходима предварительная очистка от накопившихся отложений солей (кальцита) насосного оборудования осложненных скважин, оборудования УПН, резервуарного парка. Удаление солеотложения из насосного оборудования Механизм удаления Удаление производится при работающем насосном оборудовании путем подачи в затрубное пространство скважины солянокислотного раствора. Главным требованием при такой обработке является использование мало концентрированного раствора кислоты – не более 5 %. Основной опасностью является возможность воздействия кислоты на целостность электрического кабеля. Броня кабеля выполнена из оцинкованного железа активно взаимодействующего с кислотой. По этой причине вторым обязательным условием является применение ингибированной ингибитором коррозии кислоты. 65

Удаление солеотложения из ствола скважины Механизм удаления Если при подъеме насоса имели место затяжки в начальный период извлечения, можно предположить наличие солеотложения в колонне ниже приема насоса. Для удаления отложений используют технологию солянокислотной ванны. В отличие от обычной солянокислотной ванны в стволе скважины с солеотложением объем кислоты принимается равным внутреннему объему колонны от приема насоса до нижних отверстий перфорации. Концентрация кислотного раствора принимается 15 %. В кислоту добавляется ингибитор коррозии и стабилизатор. В случае карбонатных отложений категорически запрещается добавка в солянокислотный раствор глинокислоты. Время реакции устанавливается не менее 10 часов. По окончании очистки обязательно проводится промывка ствола 66 скважины от продуктов реакции.

Удаление солеотложения из призабойной зоны пласта Механизм удаления Удаление солеотложения в ПЗП добывающей скважины производится простой солянокислотной обработкой. Обязательным элементом солянокислотной обработки должна быть предварительная солянокислотная ванна с удалением отложений из эксплуатационной колонны. Без такого удаления солянокислотный раствор по пути на забой скважины будет интенсивно реагировать с отложениями в стволе скважины, снижая свою эффективность. Расчет объема кислотного раствора Объем кислотного раствора выбирается исходя из глубины отложений. Как правило, глубина отложений не известна. На практике хорошие результаты получены при расходе кислоты 0, 5 м 3 на один погонный метр перфорации. Концентрация кислоты принимается 15 %. 67

Удаление солеотложения из наземного оборудования Общие сведения Основными местами отложения солей в наземном оборудовании системы сбора нефти является сборный коллектор добывающей скважины до замерной установки, автоматическая групповая замерная установка АГЗУ (автоматизированные групповые замерные установки), печи ППН (печь прямого нагрева нефти), отстойники УПН(установка подготовки нефти). В нефтесборном коллекторе откладывается соль, выпавшая из добываемого флюида в результате изменения термобарических условий движения жидкости. В АГЗУ дополнительной причиной солеотложения может явиться смешение вод различного химического состава, поступивших от разных скважин. 68

Интенсификация солеотложения в печах установки ППН обусловлена снижением содержания растворенного диоксида углерода в водной фазе при движении добываемой продукции по нефтепроводным коммуникациям из-за падения давления и увеличения разгазирования и нагревом продукции скважин для увеличения скорости деэмульсации. Основной причиной солеотложения в отстойниках УПН является дальнейшее разгазирование подготавливаемой продукции и снижение содержания растворенного диоксида углерода в водной среде Для очистки нефтесборного коллектора и АГЗУ производят закачку кислотного состава в направлении от солеотлагающей скважины к замерной установке с небольшой скоростью при остановленной скважине. 69

Расчет объема кислотного раствора Для обработки используется 5 -10 % раствор кислоты. С целью снижения его коррозионной агрессивности кислотный раствор дополнительно ингибируется 0, 5 % катионноактивного ПАВ либо введением водорастворимого ингибитора коррозии. Для обработки берется 2 - 3 м 3 кислотного раствора. По окончании закачки кислоты выдерживают в течение 30 мин в трубе закачанный раствор, затем нефтесборный коллектор промывается 1 % раствором неионогенного ПАВ с целью отмыва поверхности трубы от отложений и создания пленки, предупреждающей в течение некоторого времени отложения солей на поверхности обработанного трубопровода. 70

Тактика выбора технологии ингибирования В условиях ограниченного финансирования и невозможности мгновенной закупки сотен дозирующих устройств последовательность выбора технологии защиты от солеотложения выглядит следующим образом. Скважины, осложненные отложением солей, отмечаются на карте разработки месторождения. Такая карта называется “проблемной картой”. На карте отмечают контуром зоны скопления проблемных солеотлагающих скважин, находящихся на участках влияния ограниченного количества нагнетательных скважин. Существует экономическая целесообразность защиты таких скважин путем закачки ингибитора солеотложения через систему ППД. Впрочем, по отношению к указанным скважинам применимы и методы индивидуального дозирования. Для детального определения нагнетательной скважины, подлежащей обработке ингибитором, следует провести изучение взаимного влияния нагнетательных и добывающих скважин на участке либо выполнить индикаторные 71 исследования направления и скорости движения жидкости в пласте.

Остальные одиночно расположенные скважины месторождения рекомендуется защищать в соответствии с их производительностью. В первую очередь, индивидуальными дозирующими установками обеспечивают наиболее высокопроизводительные скважины. Высокообводненные скважины средней производительности и среднеобводненные скважины малой производительности с успехом могут защищаться по технологии периодического дозирования в затрубное пространство или путем установки скважинных контейнеров-дозаторов. По мере закупки и монтажа дозирующих устройств, рекомендуется, в первую очередь, заменить методы периодического дозирования на малодебитных скважинах, как наиболее затратные, на методы индивидуального дозирования. 72

Рисунок Условия реализации метода периодического дозирования 73

Ингибитор желательно вводить до зоны начала солеобразования, ибо только это может предотвратить рост кристаллов. Предпочтительно дозирование ингибитора в высокодебитные скважины и скважины с низкой наработкой на отказ насосного оборудования. Процесс солеобразования протекает с определенным индукционным периодом. В высокодебитных скважинах быстрое движение добываемых флюидов смещает зону солеобразования к устью скважины. В этом случае дозирование ингибитора на прием насоса при помощи УДЭ позволит предотвратить солеотложение в лифте скважины и трубопроводах системы нефтесбора. Для предотвращения солеотложения на УПН необходимо обеспечение необходимой концентрации ингибитора на входе в УПН. Для этого может потребоваться установка нескольких УДЭ на высокодебитных скважинах. 74

Применение БРХ (блок реагентного хозяйства), устанавливаемых на кустах скважин, для предотвращения солеотложения в трубопроводах и УПН может рассматриваться как промежуточный вариант. Эффективность данного способа защиты от солеотложения ниже, ибо ингибитор вводится в водную среду с уже сформировавшимися отложениями и только предотвращает их дальнейший рост. В любом случае при использовании на скважинах технологий защиты от солеотложения, в ходе выполнения ремонтных работ на участках, где отмечены солеотложения, в жидкость глушения должен добавляться ингибитор солеотложения. 75

Таблица Условия применения технологий предотвращения солеотложения Технология дозирования Зона ингибирования Условия применения Достоинства технологии Недостатки технологии МЕТОД ИНДИВИДУАЛЬНОГО ДОЗИРОВАНИЯ Дозирование Зона 3. Насосное Высокопроизводительная Гарантированное индивидуальной установкой оборудование, скважина, не относящаяся к поступление заданной УДЭ Зона 4. Сборный группе солеотлагающих концентрации ингибитора в коллектор. скважин на участке насосное оборудование. влияния одной нагнетательной скважины Вероятность коррозии эксплуатационной олонны к от устья до динамического уровня. Дозирование дозирующей БРХ групповой Зона 3. Насосное Высокопроизводительная Гарантированное установкой оборудование, скважина, не относящаяся к поступление заданной Зона 4. Сборный группе солеотлагающих концентрации ингибитора в коллектор. скважин на участке насосное оборудование. влияния одной нагнетательной скважины Трудность распределения ингибитора между скважинами в группе. Вероятность коррозии эксплуатационной олонны к от устья до динамического уровня. Пассивный ндивидуальный Зона и 3. Насосное Высокопроизводительная Гарантированное дозатор оборудование, скважина, не относящаяся к поступление заданной Зона 4. Сборный группе солеотлагающих концентрации ингибитора в коллектор. скважин на участке насосное оборудование. влияния одной Отсутствие необходимости нагнетательной скважины насосов-дозаторов с электропитанием Периодическое дозирование Зона 2. Эксплуатационная Высокообводненные Отсутствие необходимости в колонна, скважины средней дозирующих установках Зона 3. Насосное производительности и оборудование, среднеобводненные Зона 4. Сборный скважины малой коллектор. производительности Скважинный контейнер- Зона 3. Насосное Средне- и Низкие эксплуатационные дозатор оборудование, погружной высокообводненные расходы, защита от электродвигатель УЭЦН скважины средней солеотложения зоны Зона 4. Сборный производительности. погружного Вероятность коррозии эксплуатационной олонны к от устья до динамического уровня. Большой ингибитора. Ограниченная применения расход область Ограниченность времени защиты 76

МЕТОД ЗАДАВЛИВАНИЯ ИНГИБИТОРА В ПЛАСТ Самопроизвольное поглощение идкости ж глушения, содержащей ингибитор солеотложений Задавливание в пласт Зона 1 Призабойная зона скважины, Зона 2. Эксплуатационная колонна, Зона 3. Насосное оборудование, Зона 4. Сборный коллектор. Любая солеотлагающая скважина, расположенная в зоне низкого пластового давления, характеризующаяся интенсивным поглощением жидкости глушения Солеотлагающие скважины за исключением работающих в форсированном режиме. Защита солеотлагающих сохранение продуктивности скважины. всех Большой расход зон, жидкости глушения. Защита солеотлагающих сохранение продуктивности скважины. всех Увеличение зон, продолжительности КРС, закачка больших объемов водных растворов в ПЗП добывающей скважины. МЕТОД ДОЗИРОВАНИЯ В СИСТЕМУ ППД Защита сразу Метод дозирования в Зона 1 Призабойная Солеотлагающие зона скважины, скважины при условии солеотлагающих нагнетательную Зона 2. их группового сохранение скважину Эксплуатационная колонна, Зона 3. Насосное оборудование, Зона 4. Сборный коллектор. расположения в зоне влияния одной или нескольких нагнетательных скважин при доказанном взаимном влиянии скважин. всех Необходимость зон, применения насосов высокого давления. продуктивности Возможность коррозии скважины. Относительная водов в системе дешевизна за счет ППД. минимизации эксплуатационных расходов. 77

Выбор ингибиторов солеотложений Статический лабораторный метод выбора ингибиторов солеотложений (для предотвращения выделения из растворов осадков солей Ca. CO 3 и Ca. SO 4 заключается в осаждении нагревом из исследуемой воды Ca. CO 3 и Ca. SO 4 без и в присутствии ингибитора солеотложений. После осаждения Ca. CO 3 и Ca. SO 4 концентрация ионов Ca 2+ в растворе уменьшается. 78

Ингибитор препятствует выделению осадков Ca. CO 3 и Ca. SO 4, следовательно, ионы Ca 2+ остаются в растворе; z. ИС рассчитывают по формуле: где СИ – концентрация Ca 2+ в исследуемой воде с ингибитором солеотложений после осаждения Ca. CO 3 или Ca. SO 4 (среднее из двух измерений); СВО – концентрация Ca 2+ в исследуемой воде без ингибитора солеотложений после осаждения Ca. CO 3 или Ca. SO 4 (среднее из двух измерений); СВ – концентрация Ca 2+ в исследуемой воде без ингибитора солеотложений до осаждения Ca. CO 3 или Ca. SO 4 (среднее из двух измерений). 79

Опыт проводят в следующей последовательности. Дважды измеряют концентрацию Ca 2+ в исследуемой воде (разница между результатами двух определений не должна превышать 5 % от меньшего результата, это относится ковсем последующим измерениям концентрации Ca 2+) и рассчитывают среднее СВ. Готовят четыре пробирки объемом не менее 120 мл, с плотно закрывающимися крышками, желательно с коническим дном, чтобы визуально наблюдать выделение осадка. В каждую из пробирок наливают по 100 мл исследуемой воды, в две добавляют ингибитор солеотложений и тщательно перемешивают встряхиванием. Для осаждения Ca. CO 3 или Ca. SO 4 пробирки помещают на 24 ч в водяную баню с температурой 70– 90 °С. 80

Через 24 ч пробирки охлаждают до комнатной температуры, измеряют концентрации Ca 2+ (при отборе проб из пробирок для проведения анализа на Ca 2+ необходимо следить за тем, чтобы кристаллы Ca. CO 3 или Ca. SO 4, образовавшиеся на дне пробирок, не попали в пробу) и рассчитывают средние значения по двум измерениям: СИ (с ингибитором) и СВО (без ингибитора). По формуле рассчитывают защитный эффект ингибирования солеотложений. 81