--PAGE_BREAK--Из всех испытанных реагентов для удаления гипса наиболее эффективен и технологичен 20 – 25 %-ый раствор едкого натра. Солянокислотная обработка эффективна только тогда, когда в составе отложений в большем количестве присутствуют карбонаты. Для повышения эффективности обработок рекомендуется применение стимуляторов растворения осадков.
2.1 Выбор наиболее эффективного способа удаления солевых осадков
Образование отложений неорганических солей на глубиннонасосном оборудовании скважин в НГДУ " Чекмагушнефть" впервые было обнаружено в 1965 году скв.94 Манчаровского месторождении. В дальнейшем с каждым годом наблюдается рост числа скважин и месторождений, добыча нефти на которых была осложнена отложениями неорганических солей.
Первоначальным основным методом ликвидации отложений были механические очистки ствола скважин и замена из строя насосов и забитых солями НКТ на новые. Позже стали применяться щелочные, солянокислотные обработки скважин и ТГХВ ( впервые в 1976 г.).
С 1976 года на промыслах начато внедрение импортных и высоко эффективных отечественных ингибиторов отложения солей.
На Таймурзинском месторождении было внедрено метод непрерывной подачи раствора ингибитора дозировочными насосами в затрубное пространство скважин.
С 1977 года на промыслах были внедрены методы периодической продавки водного раствора ингибитора солеотложения в ПЗП.
Также в НГДУ «Чекмагушнефть» начаты с 1978 года работы по внедрению способа продавки ингибитора солеотложения в ПЗП в составе двухфазной пены.
Большое разнообразие причин, могущих привести к отложению неорганических солей в условиях конкретных месторождений, привело к созданию большого числа самых разнообразных методов удаления и предотвращения. Причины, условия и интенсивность отложения солей различны для различных месторождений. Соответственно различаются и методы борьбы. Отсутствие четкого представления о природе и механизме образования твердых осадков в эксплуатационных скважинах затрудняет выбор эффективных методов борьбы с этим явлением. Только комплексный подход к решению проблемы и умное применение средств борьбы с солеотложением в каждом конкретном случае позволит предотвратить осложнения вызванные этим явлением.
При эксплуатации ряда площадей НГДУ " Чекмагушнефть " наблюдается снижение продуктивности нефтяных скважин из-за отложения в них неорганических солей. Особенно увеличивается количество скважин, осложненных этими отложениями на поздней стадии разработки с увеличением обводненности добываемой жидкости.
Как показывают ранее проведенные исследования, эти соли в основном отлагаются на глубинном оборудовании и эксплуатационной колонне в виде кристаллов игольчатой формы, ориентированных к оси труб. Представлены они преимущественно гипсом и сульфидом железа.
На 01.03.2002 г. количество осложненных отложений неорганических солей, составляет по НГДУ " Чекмагушнефть " порядка 250 скважин, т.е. более 15 % от общего фонда действующих нефтяных скважин. Отметим, что в данный фонд входят скважины, где когда — то наблюдались отложения гипса в той или иной мере, а также скважины, склонные к отложению солей по результатам анализа изменения солевого состава попутно- добываемой воды и расчетным показателям степени перенасыщенности их сульфатами кальция и находящиеся на сегодняшний день в консервации из-за нерентабельности.
В таблице 2.1 представлено распределение фонда гипсующихся скважин по нефтепромыслам НГДУ " Чекмагушнефть ".
Таблица 2.1 Распределение фонда гипсующихся скважин по нефтепромыслам НГДУ «Чекмагушнефть»
Как видно из таблицы, 2.1 основной фонд скважин находится на нефтепромыслах 1, 2, 3 соответственно 59, 80 и 98 скважин.
Отметим, что на Таймурзинской, Манчаровской площадях отложения преимущественно представлены гипсом, а на Юсуповской площади — сульфидом железа. Эксплуатируются эти скважины в основном электро — центробежными насосами с обводненностью более 60 %. Доля таких скважин составляет порядка 54 % от всего фонда гипсующихся скважин.
Проблема борьбы с отложениями неорганических солей в добывающих скважинах в НГДУ " Чекмагушнефть " практически решена за счет применения различных ингибиторов солеотложения как в отдельности, так и в комплексе с другими методами воздействия на призабойную зону скважин и глубинно- насосного оборудования.
Методы удаления отложений солей из скважин подразделяются на механические и химические. Сущность механических методов удаления отложения заключается в проведении очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок или путем переработки колонны расширителя, скребками с последующим шаблонированием. Механические очистки -дорогостоящие мероприятия, поэтому в настоящее время наибольшее распространение получили химические методы удаления.
Сущность химических методов удаления отложений солей заключается в проведении обработок скважин реагентами, эффективно растворяющими неорганические соли. Для удаления карбонатных солей успешно применяются простые соляно-кислотные отработки. Для удаления сульфатных солей существуют два основных принципа разрушения сульфатов: конверсия осадка с последующим растворением преобразованного осадка соляной кислотой или растворение кислотами и хелатными соединениями.
В НГДУ " Чекмагушнефть" для удаления отложений с НКТ и штанг применяется циркуляция раствора каустической соды скважинным насосом без подъема глубиннонасосного оборудования. Технология обработки заключается в подготовке обвязки устья скважины, позволяющей осуществить прямую и обратную промывку с обеспечением циркуляции жидкости по замкнутому циклу: емкость — насосный агрегат — скважина — емкость. Приготовленное расчетное количество 20-25 % раствора каустической соды закачивается в скважину. Прокачка раствора ведется при небольших скоростях. В процессе обработки скважины целесообразно производить допуск труб, периодически контролировать концентрацию реагентов. Обработка скважины завершается промывкой водой.
При продавке раствора каустической соды в пласт для удаления отложения гипса из призабойной зоны пласта может произойти уменьшение проницаемости. Это обусловлено тем, что перфорационные отверстия, поровые каналы и трещины частично перекрываются продуктами реакции каустической соды с гипсом — хлопьевидными осадками гидроокиси кальция. В таких случаях гидроокись кальция удаляется путем обработки скважины 13-15 % раствором соляной кислоты:
Ca(OH)2 + 2 HCl= CaCl+ 2 H2O
Образующийся в результате этой реакции хлористый кальций хорошо растворим в воде.
продолжение
--PAGE_BREAK--Также применяют для ликвидации осадков гипса из призабойной зоны пласта термогазохимическое воздействие (ТГХВ). Сущность этого метода заключается в том, что в интервал перфорации спускают аккумулятор давления скважинный (АДС), содержащий медленно горящий порох, при сгорании которого на забое создается большое давление и развивается высокая температура. В продуктах сгорания содержится углекислый газ и соляная кислота. Все эти факторы влияют на быстрое разрушение и растворение гипсоуглеводородных отложений любой плотности в призабойной зоне скважины.
3. Метод периодической продавки ингибитора солеотложений в ПЗП
Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Для предупреждения образования отложений неорганических солей в скважинах применяются химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования. В промысловой практике борьбы с отложением солей наиболее широкое распространение получил метод периодической обработки ПЗП водным раствором ингибитора отложения солей. Сущность обработки заключается в периодической закачке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора жидкости из скважины. Вынос ингибитора добываемой жидкостью после продавки и пуска скважины в эксплуатацию до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования солей предопределяет период последствия и срок защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей и время между продавками ингибитора. Поэтому, чем продолжительнее вынос реагента (в достаточных для ингибирования количествах), тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солей. Продолжительность выноса ингибитора в значительной мере зависит от величины адсорбции ингибитора солеотложений на поверхности породы пласта. При этом, чем больше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнее предотвращения образования отложений солей.
Для улучшения адсорбционно-десорбционных свойств используемых ингибиторов отложения солей на основе органических фосфатов их применяют с кислотными реагентами. В качестве кислот известно применение соляной, уксусной или смеси монокарбоновых кислот. Обработка поверхности продуктивных пород ингибирующей композицией, содержащей активную кислоту, повышает величину адсорбции ингибитора и замедляет его десорбцию при отборе жидкости из скважины. Механизм улучшения адсорбционно-десорбционной способности ингибитора солеотложений объясняется улучшением качества очистки поверхности пор породы от пленочной нефти, покрывающей поверхность пор ингибирующей композицией, поскольку состав за счет кислоты значительно уменьшает поверхностное натяжение на границе «нефть — ингибирующий раствор — порода», а отторжение пленочной нефти приводит к гидрофилизации и увеличению поверхности адсорбента. Кроме того, кислота, реагируя с карбонатными породами увеличивает их шероховатость, в результате чего площадь адсорбента дополнительно увеличивается. Практики использования подобных составов показала, что их эффективность выше в тех случаях, когда в продуктивных пластах содержится значительное количество карбонатов. Эффективность состава снижается при обработке ПЗП скважин, эксплуатирующих терригенные пласты, представленные песчаниками с включением глинистого цементирующего материала и содержанием карбонатов менее 2%. Это объясняется тем, что песок и глинистый материал не реагируют с вышеуказанными кислотами и на поверхности породы молекулы ингибитора удерживаются только за счет физической адсорбции (сил Ван-дер-Ваальса) при ограниченном участии хемосорбции (обладающей более сильными молекулярными связями ).
Для обработки терригенных пластов разработаны ингибирующие композиции, содержащие помимо ингибитора отложения солей, соляную и кремнистоводородную кислоты. Механизм действия композиции при контакте с терригенными породами заключается в хемосорбционном взаимодействии кремне-фтористоводородной кислоты (КФВК) с силикатными и алюмосиликтными соединениями. При применении КФВК на поверхности породы одновременно протекают сложные процессы. При поступлении в поры терригенного пласта малоконцентрированного раствора КФВК происходит только хемосорбция молекул КФВК и молекул ингибитора отложения солей с образованием пленки кремнезоля. Наличие соляной кислоты обеспечивает качественную очистку поверхности породы от пленочной нефти и увеличение поверхности адсорбента. Благодаря этим факторам на очищенной и увеличенной площади поверхности пор молекулы ингибитора солеотложения прочно удерживаются на породе в составе силикатной пленки кремнезоля и очень медленно десорбируются. В случае использования более концентрированных растворов КФВК происходит химическое взаимодействие ее с силикатными породами с образованием золей и гелей. В объеме этих гелей находятся и молекулы ингибитора солеотложения. При взаимодействия КФВК с оксидом кремния образуется фторид кремния SiF4, который, реагируя в последующем с водой образует гидроксид кремния в виде золя. Золь этого состава получается также при гидролизе гексафторсиликата кальция (образуется при реакции КФВК с карбонатными породами или при смешении с хлоркальциевыми водами). Предотвратить или уменьшить коагуляцию силикатной пленки золя в студнеобразный гель, способный значительно снизить проницаемость пласта, позволяет наличие в ингибирующей композиции соляной кислоты.
За счет того, что ингибитор находится преимущественно в составе силикатного золя и геля десорбция ингибитора будет протекать медленнее. Поскольку силикатные системы с ингибитором устойчивее к вымыванию, нежели обычные адсорбционные слои ингибитора на твердой поверхности. При этом период десорбции увеличивается, а это означает, что повышается и эффективность использования ингибитора солеотложения. Поскольку гель из силикатного золя предотвращается соляной кислотой, то такой ингибирующий состав солеотложения можно применять даже в малопроницаемых коллекторах. В высокопроницаемых коллекторах содержание соляной кислоты можно уменьшить. Это приведет к образованию плотного геля в крупных порах и снижению притока воды в скважину. При этом молекулы ингибитора солеотложения будут находиться как в составе силикатной пленки, так и в объеме студнеобразного геля.
В качестве ингибитора отложения солей в составе композиции можно использовать нитрилотриметилфосфоновую кислоту ( НТФ, инкредол ( реагент на основе НТФ ) или дифонат ( тринатриевая соль НТФ ). Разработка ингибирующей композиции на основе дифоната в лабораторных условиях осуществлялась в четыре этапа. Вначале подбиралось наиболее благоприятное сочетание КФВК с соляной кислотой, обеспечивающее наибольшее снижение поверхностного натяжения на границе «нефть — кислотные растворы». Затем изучалась способность дифоната и благоприятного сочетания этих кислот понижать поверхностное натяжение на границе «нефть — кислотные растворы с дифонатом». На третьем этапе изучалась ингибирующая способность композиции, содержащей дифонат, КФВК и соляную кислоту. На четвертом этапе определялась адсорбционно-десорбционная характеристика ингибирующей композиции солеотложения. Лабораторные исследования позволили установить, что наиболее эффективная композиция содержит дифонат 0,5-4%, КФВК 1-3%, соляную кислоту 6-13%. Введение в композицию гелеобразующего реагента КФВК позволяет улучшить процесс десрбции дифоната в 1,58 раза.
4. Выбор методов предотвращения образования отложений. Расчет потребного оборудования и материалов. Оптимизация параметров продавки ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта
Существующие методы предотвращения солей можно разделить на две группы — безреагентные и химические.
К безреагентным методам предотвращения отложений солей относятся:
воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными силовыми и акустическими полями, использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов.
К химическим методам относятся подготовка и использование для закачки в пласты высокоминерализованных вод, совместимых с пластовыми .
Наиболее эффективным и технологичным в настоящее время является способ с применением химических реагентов — ингибиторов отложения солей.
К ингибиторам солеоотложениям предъявляются жесткие требования:
— не должны оказывать отрицательного воздействия на технологические процессы добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;
— не должны оказывать отрицательного влияния на технологический процесс переработки нефти и не снижать качество продуктов переработки;
— не должны повышать коррозионную активность среды, в которой они растворены;
- не должны способствовать повышению стойкости водонефтяной эмульсии;
— должны быть безопасными для обслуживания и безвредными для окружающей среды;
— содержание ингибиторов в различных по составу растворах должно надежно определяться в промысловых условиях;
— должны обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при малых концентрациях реагента;
— должны быть совместимые с пластовыми, попутно-добываемыми и нагнетаемыми водами различного состава и хорошо растворяться в них;
— должны быть стабильными при хранении и транспортировке.
Механизм работы реагентов — ингибиторов отложения солей сложен и недостаточно полно изучен. Было обнаружено, что наиболее эффективными и экономически целесообразными ингибиторами являются те, которые обнаруживают " пороговый эффект ". Этот эффект возникает тогда, когда реагент покрывает микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляет их рост и удерживает в растворе во взвешенном состоянии при концентрациях выше уровня осаждения. Так как адсорбционные слои ингибитора возникают и на поверхности защищаемого оборудования, эти микромолекулы имеют плохую адгезию и легко уносятся потоком жидкости. Некоторые ингибиторы мало препятствуют кристаллизации солей, но при этом видоизменяют форму кристаллов и препятствуют их дальнейшему росту.
Различают способы подачи ингибитора:
— непрерывная дозировка в систему с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;
— периодическая закачка раствора ингибитора в скважину с последующей задавкой его в ПЗП;
— периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины насосными агрегатами.
На сегодняшний день наиболее эффективным является метод предупреждения отложения солей путем добавки в попутно-добываемую воду ингибиторов солеотложения. В НГДУ " Чекмагушнефть " принята технология периодической продавки полного раствора ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта (РД 39- 23- 1212- 84). Для этих целей применяются в основном отечественные реагенты Инкредол, ИСБ — 1 и Дифонат.
В таблице представлена динамика внедрения данного метода в НГДУ " Чекмагушнефть " за последние годы.
Расчетные технические параметры продавки раствора ингибитора солеотложения определяются по руководящим документам, разработанным в
БашНИПИ нефти. Количество ингибитора солеотложения для обработки скважины предлагается определять по формуле:
G= A*d*Qв*t/ 1000,
где G — расчетное количество ингибитора, кг;
А — коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность его выноса из призабойной зоны, рекомендуется принимать 1-2,0;
d — оптимальная дозировка ингибитора, г/м3, для каждого типа рекомендуется свой диапазон дозировки;
Qв — производительность скважины по воде, м3/сут;
t— предполагаемое время защиты оборудования и скважин от солеотложения, сут., рекомендуется принимать 120-150 сут.
Рассмотрим на примере скважины № 235 Таймурзинского месторождения. Примем оптимальную дозировку для реагента ИСБ — 1 (НТФ) равную 10 г/м3, коэффициент А = 2, производительность скважины по воде 25 м3/сут, время защиты оборудования за 100 суток. Тогда, отсюда
G= 1,5 * 5 ( 25 * 150 )/1000 = 28,125 кг
На основе рассчитанного количества ингибитора приготавливается раствор ингибитора в пресной воде. Для отечественных реагентов рекомендуется 0,2 — 2 % растворы. Наши 50 кг ИСБ -1 затворим в 6,25 м3 для получения 0,8 % раствора ингибитора.
Затем определяется количество продавочной жидкости для доставки приготовленного раствора в пласт с радиусом проникновения не менее одного метра. Имеются различные рекомендации по глубине продавки ингибитора в пласт. Так, по рекомендациям[10,12] глубина продавки составляет 1 м, а по исследованиям А.Ш. Сыртланова [7] для условий НГДУ «Чекмагушнефть » эта величина составляет 1,6…1,9 м. Возьмем для нашего расчета величину продавки 1,6 м.
Объем продавочной жидкости, продавливаемой в пласт рассчитываем по формуле:
Vп.ж= pr2*h*m,
где r— внутренний радиус оторочки раствора реагента, м;
m— пористость;
h— вскрытая толщина пласта, м;
В нашем расчете вскрытая толщина пласта 1295,6-1300 м (5 м), пористость равна 0,22.
Vп.ж= 3.14* 2* 5 * 0.22 = 8,84 м3
Общий объем продавки равен:
V= Vинг.+ Vп.ж+ Vзатр. ,
где Vзатр.— объем затрубного пространства, который находится по формуле:
Vзатр.= ((Dвн2— dнар2)/4) *p* L,
где Dвн— внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
dнар — наружный диаметр НКТ, м;
L— глубина спуска НКТ, м.
Vзатр = ((0,1092 — 0,0732)/4) *3,14 * 1290 = 6,65 м3
В скважине № 235 эксплуатационная колонна с внутренним диаметром 109 мм и трубы НКТ ( dнар= 73 мм) спущены на глубину 1290 м.
Итого:
V= 6,25 + 11,2 + 6,65 = 24,1 м3
Подберем и рассчитаем режим работы оборудования. Для нашей обработки выберем две автоцистерны АЦН — 11- 257 и агрегат Азинмаш — 30А. В соответствии с требованиями к обсадным (эксплуатационным) колоннам давление на их стенки не должно превышать 25 МПа. Таким образом надо выбрать такое давление продавки насосным агрегатом, где давление на устье должно быть меньше разницы между допустимым гидростатическими давлениями:
Ру
где Ру — устьевое давление, МПа;
Ргст — гидростатическое давление, МПа;
Ргст = pg*Lс,
где р — плотность воды, кг/м3;
Lс — глубина скважины, м.
Ргст = 1000 * 9,8 * 1295 = 12,7 МПа
продолжение
--PAGE_BREAK--