ОТЛОЖЕНИЯ МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ В СКВАЖИНАХ, СПОСОБЫ ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ Состав отложений в нефтедобывающих районах n n сульфаты кальция Са. SО 4, бария Ва. SО 4, стронция Sr. SО 4, карбонаты кальция Са. СО 3, магния Мg. СО 3
Карбонат кальция Осаждаться, когда поверхностные воды нагнетаются в пласт и нагреваются, может выпадать в осадок из пластовой воды внутри трубопровода для отбора нефти или вблизи него. Карбонат кальция часто считается осадком малой вредности, так как его можно удалять кислотной обработкой. Сульфат кальция Чувствителен к изменениям солесодержания воды и гидравличес кого давления, приводит к механическим повреждениям оборудования. Минеральные осадки сульфата кальция не поддаются воздействию кислот. В подобных случаях для растворения рекомендуется обработка конвертирующими агентами, например, гидроокисью калия, которая превращает осадок в рыхлую гидроокись кальция, затем удаляется растворами кислот и вымывается.
В результате анализа нефтепромысловых данных и минерального состава осадков с учетом химического состава попутно добываемых вод установлено, что осадки солей, увеличивая неоднородность поверхности металла, создают благоприятные условия для образования микро и макро гальванопар и электрохимических процессов. Характерен и вид коррозионных разрушений, расположенных под отложениями (в основном пятна).
Технологические причины образования осадков n n n использование при глушении скважин с высоким давлением аммонизированного раствора нитрата кальция (АРНК); раствор Nа. Сl, Са. Сl 2; несоблюдение пропорций приготовлении самогенерируемых пенных систем (СГПС), что приводит к избытку отдельных химических реагентов.
Способы борьбы с образованием ОМС на нефтяных месторождениях n n предотвращающие ОМС; методы борьбы с уже выпавшим осадком. Исследования, проведенные в институте «Гипровостокнефть» , показали положительное влияние увеличения скоростей восходящих потоков в скважинах на предотвращение отложения и накопления в них гипсовых пробок. Увеличение скоростей потоков создает неблагоприятные условия для оседания и закрепления на оборудовании скважин кристаллов гипса, образующихся в растворах, поступающих из пласта, сокращает сроки пребывания в скважинах растворов, перенасыщенных по отношению к гипсу. Для борьбы с выпадением гипса в нефтесборных коллекторах рекомендуется установка у устья специальных гипсосборников.
Отложения хлорида натрия Относятся к водорастворимому типу солеотложений, поэтому основным методом предупреждения их образования и ликвидации в скважинах является обработка скважин водой или водными растворами поверхностно активных веществ (ПАВ). Данный способ может быть осуществлен только на беспакерных скважинах, оборудованных ингибиторопроводами или приустьевыми дозаторами реагентов. Он является наиболее эффективным для высокодебитных скважин, которые самопроизвольно выносят поступающую в скважину жидкость на поверхность. Для низкодебитных скважин этот метод является нерациональным. На низкодебитных скважинах (при текущих условиях разработки месторождения с дебитами 10 – 40 тыс. м 3/сут. ) предотвращение отложений солей может быть достигнуто путем закачки в скважину водных растворов ПАВ, что обеспечит покрытие дефицита влаги в газе и предотвратит скопление жидкости на забое.
Универсальный метод ликвидации солеотложений Периодическая промывка скважин. Удаление соли путем промывки скважин может быть осуществлено как с использованием пакеров, так и без них. Эффективность промывок увеличивается при добавлении в закачиваемую воду ПАВ в количестве 2 – 5 г/л. Это обеспечивает образование в стволе скважины пены, и промывка фактически ведется не водой, а пеной. Преимущества промывкой пеной, по сравнению с промывкой водой n n n ускоряется процесс промывки. пена препятствует проникновению воды по трещинам отложений к поверхности газопромыслового оборудования, неравномерности разложения осадка, возможности его обрушения на забой скважины и закупорки обрушившимся осадком скважины. пена обеспечивает более полную очистку скважины от закачиваемых растворов и остатков солеотложений.
Технология комплексного воздействия на ПЗП методом ТГХВ в сочетании с ингибитором солеотложений. На первом этапе восстанавливается продуктивность скважин, сниженная солеотложениями, после чего в пласт закачивается ингибитор солеотложений, значительно замедляющий процесс новых солеобразований. Промывки с целью удаления солей возможны в том случае, если есть проходной канал в трубах для прокачки воды или химических реагентов. Если же такого канала нет, то единственным способом остается механическое удаление путем фрезерования или разбуривания солей пробки в стволе скважины.
Химические методы удаления солеотложений из НКТ Два основных направления химических методов удаления гипса с нефтяного оборудования: n n преобразование осадков с помощью различных реагентов, с последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой и промывкой водой, обработка скважин комплексообразующими реагентами. В качестве реагентов применяют карбонатные и бикарбонатные растворы и гидроокиси. Выбор реагента осуществляется в зависимости от свойств и структуры осадков.
Асфальтосмолопарафиновые отложения Условия формирования парафиновых отложений. Основные отложения в процессе эксплуатации вызывают парафины, которые представляют собой углеводороды метанового ряда с высокой молекулярной массой С 17 Н 36 – С 60 Н 122. В пластовых условиях они обычно находятся в растворенном состоянии. Подъем нефти на поверхность, сопровождающийся изменением давления и температуры, а также разгазированием, приводит к кристаллизации парафина и скоплению его на поверхности насосных штанг, НКТ, арматуре, глубинном оборудовании и наземных трубах.
Факторы, способствующие парафину образовывать отложения или пробки в скважинах: n n n адсорбционные процессы, происходящие на границе твердое тело (металл) парафин и заключающиеся в природных свойствах парафиновых отложений, в состав которых входят смолистые вещества; наличие на поверхностях отложений продуктов разрушения пласта, механических примесей, привнесенных с поверхности при технологических операциях, продуктов коррозии металлов и т. д. ; т. д шероховатость поверхности, являющейся основой для "зацепления" поверхности кристаллов парафина, вокруг которых начинают расти агрегаты отложений; скорость движения газожидкостной смеси, которая может обеспечить смеси осаждение кристаллов на поверхности твердых тел или, наоборот, их отрыв от поверхности, а также вынос на устье скважины; электрокинетические явления, вызывающие электризацию как явления поверхности стенки трубы, так и поверхности кристаллов парафина, что усиливает адгезию парафина к металлу; структура потока, оказывающая влияние на отложения парафина: потока установлено, что наибольшие отложения возникают при поточном режиме, когда газ является дисперсной фазой.
Условия образования АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования
Критерии классификации АСПО Критерием классификации является концентрация механических примесей и парафинистость. Подгруппа АСПО П/(А+С), д. е. Содержание механических примесей, масс, % Асфальтеновая (А) А 1 А 2 А 3 < 0, 9 0, 2 -0, 5 Смешанная (С) С 1 С 2 С 3 0, 9 -1, 1 0, 2 -0, 5 Парафиновая (П) П 1 П 2 П 3 >1, 1 0, 2 -0, 5 Группа АСПО
Наряду с твердыми углеводородами, которыми являются парафины, в нефтях могут находится вещества, способные к кристаллизации. Церезины это высокоплавкие углеводороды, по составу и свойствам значительно отличающиеся от парафинов. Температура плавления парафинов 45 54°С, церезинов 65 88°С. Церезины обладают большой химической активностью. Нейтральные смолы — вещества, нерастворимые в щелочах и кислотах и полностью растворимые в легких нефтяных дистиллатах. Они легко поддаются действию крепких кислот, света, повышенной температуры, превращаясь при этом частично в асфальтоподобные продукты. Асфальтены — вещества, не растворимые в легких бензинах и петралейном эфире, из которого они осаждаются, но полностью растворимы в бензоле, хлороформе, сероуглероде. Суммарное содержание асфальтенов и смол в нефтях может доходить до 25 50% по массе.
Прафинистость определяется по формуле : где П – концентрация парафинов; А, С – соответственно концентрации асфальтенов и смол
Условия и место образования АСПО прогнозируют, сопоставляя температуру потока нефти и температуру кристализации где Тплос – температура окружающей среды на забое; Гт – средний геотермический градиент; Lск – глубина скважины; С – теплоемкость потока; М – массовый дебит скважины; D – диаметр НКТ; К – коэффициент теплопередачи; Тнач – температура потока на забое скважины.
Температура кристализации парафина (температура насыщения нефти парафином) зависит от давления Р (МПа) и количества растворенного газа в нефти Г (м 3/ м 3) где Тсепкр – температура кристаллизации сепарированной нефти Температура кристаллизации, пластовая температура и содержание парафина в сепарированной нефти Месторождение (залежь) Узень Жетыбай Битковское Долинское Бавлинское (девон) Ромашкинское (угленос. свита) Тсепкр, , °С кр Содержание парафина, масс. % Тпл, , °С 59 65 52 57 42 45 35 28 18 22 14 26 20 10 15 7 10 3 4 4, 5 4, 4 65 80 100 48 52 50 85 35 40 35 33 20
Методы борьбы с отложениями
Химический реагент Растворитель Механизм действия Изменение поверхностных свойств массы АСПО Диспергирование АСПО Ингибитор (диспергатор) Изменение реологической характеристики нефти Ингибитор (присадка) Гидрофилизация поверхности труб и оборудования Эффект Снижение сил сцепления частиц АСПО с поверхностью труб и оборудования. АСПО удаляется с потоком нефти, удаляется в растворенном состоянии Образование тонкодисперсной системы, которая уносится с потоком нефти Улучшение несущей способности потока нефти Снижение адгезионной способности омываемых потоком нефти поверхностей
Ингибирование как метод предотвращения или снижения скорости накопления АСПО Сущность метода заключается в образовании пленки ингибитора на внутренней поверхности труб, а также адсорбции активной составляющей части ингибитора микро и макро молекуламипарафина в объеме нефти и удержании их во взвешенном состоянии. Целью ингибиторной защиты является снижение интенсивности процесса парафиноотложний, но, к сожалению, не полное его предотвращение. Эффективность ингибиторной защиты зависит от типа ингибитора парафиноотложений и АСПО, а также чистоты поверхности труб перед началом применения ингибиторов
Наиболее известным ингибитором парафино отложений является ХТ 48. Применение ХТ 48 не исключает тепловых обработок скважин и ремонтов подземного оборудования в связи с его парафиназацией, но снижает частоту пропарок и количество ремонтов. Норма расхода ингибиторов определяется физико химическими свойствами нефти и содержанием в ней компонентов АСПО, обводненностью добываемой продукции, динамическим уровнем жидкости в стволе скважины, способом эксплуатации и производитель ностью скважины. Расходный коэффициент ингибитора колеблется в пре делах 40— 260 г на 1 т добываемой нефти.
Специальные покрытия поверхности труб для уменьшения интенсивности АСПО Для борьбы с отложениями парафина в лифтовых колоннах скважин наиболее широко используются защитные покрытия, в качестве которых применяют полярные (гидрофильные) материалы с диэлектрической проницаемостью 5— 8 ед. , обладающие низкой адгезией к парафину и имеющие гладкую поверхность. Пригодными являются материалы, адгезия которых к парафину при 20°С составляет 30— 50 к. Па и менее. При высоких дебитах скважин могут оказаться пригодными материалы и с большей адгезией к парафину. При низких дебитах скважин срывающее усилие потока для сдвига парафина относительно поверхности может оказаться недостаточным, и защитные покрытия могут оказаться неэффективными
Материалы применяемые для покрытия поверхности труб n n n Бакелитовый лак относится к материалам полярной группы. Обладает низкой адгезией к парафину. Слабо сцеплятся с поверхностью металла, хрупок. Эпоксидные смолы являются слабо полярными материалами, обладают высокой адгезией к металлу и менее низкой (по сравнению со стеклом, стеклоэмалями, бакелитовым лаком и бакелито эпоксидными композициями) сопротивляемостью парафинизации. Бакелито-эпоксидные композиции представляют собой смесь этих веществ в соотношении 1: 1 или 3: 7. Затвердевание компонентов происходит за счет бакелитового лака, что исключает необходимость применения токсичных отвердителей. Стекло – имеет наименьшую сцепляемость с парафином и пригодно для использования в лю бых встречающихся на практике средах. Стеклоэмали, обладают высокой адгезией к стали и низкой сцепляемостью с парафинами (за исключением случаев, когда поверх ность эмалевого покрытия пориста) Полиэтилен – обладает высокой морозостойкостью ( 70°С), химической устойчивостью в растворах щелочей, солей, кислот и водостойкостью. Полиэтилен при обычных температурах не растворим в органических растворителях, но набухает в диэтиловом эфире, бензине, бензоле, толуоле, ксило ле, хлороформе и четыреххлористом углероде. Набухание полимера сопровождается снижением его прочности. Выше температур 60— 80°С полиэтилен начинает растворяться во всех перечисленных растворителях.
Термохимическое воздействие на ПЗП Метод использует энергетические возможности медленно горящих порохов. Процесс горения в замкнутом объеме сопровождается значительным ростом давления и температуры, выделением и продвижением разогретых газообразных продуктов горения в глубь пласта. В результате комплексного воздействия метода на скелет породы пласта, твердые отложения и пластовую жидкость значительно улучшается фильтрационная характеристика призабоинои зоны и повышается производительность скважин. С ростом обводненности про дукции скважин и интенсификацией работы пластов за счет увеличения притока воды эффективность метода ТГХВ снижается. Увеличение обводненности продукции скважин сопровождается интенсификацией процесса солеотложений, вследствие чего снижается продолжительность эффекта от применения методов повышения продуктивности скважин, в том числе и от ТГХВ.
Применение магнитных полей для предупреждения отложений парафина Петромагнитные устройства «Магнифло» производства компании «Петролеум Магнетик Интернешн» представляют собой трубы НКТ с внешним кожухом, в котором размещаются магниты. Технологическая конструкция устрой ства обеспечивает универсальность этих изделий, но из за значительных размеров (2 5 м) и массы (30— 100 кг) иногда возникают проблемы с установкой и монтажом (обязателен подъем НКТ). Отечественные устройства представляют собой цилиндры диаметрами 60 и 42 мм, длиной 450 и 350 мм массой примерно 5 и 3 кг, выполненные из коррозионностойкой стали и снабженные элементами крепления внутри трубы и элементами, позволяющими подвешивать их в НКТ на проволоке, в том числе вместе с механическим скребком или утяжелителем. Подъем НКТ в большинстве случаев не требуется.
Результаты применения магнитных устройств подтвердили эффективность предложенной технологии борьбы с парафиноотложениями как при фонтанном способе эксплуатации скважин, так и при использовании глубинных насосных установок (ЭЦН и ШН): n n n Устройствами серии МОЖ можно оборудовать скважины и выкидные линии. В фонтанные скважины и работающие с ЭПУ депарафинизаторы МОЖ 42 Э удобнее спускать на скребковой проволоке для подъема их перед исследованиями скважины. В скважинах механизированного фонда (УЭЦН) целесообразно применять МОЖ в компоновке колонны НКТ при текущем или капитальном ремонте с использованием специального переводника. В скважинах с большим газовым фактором депарафинизатор необходимо поднимать до лубрикатора в момент запуска. Для месторождений с незаконченным обустройством депарафинизаторы на постоянных спецмагнитах являются оптимальным средством предотвращения образования АСПО.
Перспективным способом очистки скважины от парафина является прямой электронагрев с использованием НКТ и обсадной колонны в качестве нагревательных элементов электрической цепи. Указанные элементы соединяются между собой специальным погружным контактом, опускаемым на глубину около 800 м. В качестве электрической установки применяется источник напряжения (тока).
Скачать презентацию ОТЛОЖЕНИЯ МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ В СКВАЖИНАХ СПОСОБЫ ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ
20_ОМС и АСПО.ppt