Борьба с солеотложениями путем периодической закачки ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство образования российской федерации

Университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений

Контрольная работа

По предмету: Борьба с осложнениями при добыче нефти

На тему: «Борьба с солеотложениями путем периодической закачки ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта»

Уфа-2004

Содержание

Введение

1. Причины, условия образования солей в скважине

2. Методы предотвращения солеобразований

2.1 Выбор наиболее эффективного способа удаления солевых осадков

3. Метод периодической продавки ингибитора солеотложений в ПЗП

4. Выбор методов предотвращения образования отложений. Расчет потребного оборудования и материалов

4.1 Контроль за работой скважин с отложением солей

5. Контроль за выносом ингибитора отложения солей из скважины

Список использованной литературы

Введение

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.

Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Необходимо знание физико-химических процессов и причин, вызывающих отложения солей в различных условиях залегания нефти, умение заранее прогнозировать, надежно контролировать и своевременно предотвращать возможное появление солевых осадков в процессе эксплуатации скважин. Особое внимание нужно уделять правильному выбору нужных методов борьбы с отложением солей, позволяющих добиться наибольшей их эффективности в конкретных промысловых условиях с учетом экономической целесообразности.

1. Причины, условия образования отложений солей в скважине

Интенсификация процессов добычи путем заводнения нефтяных пластов позволяет резко увеличить нефтедобычу, однако наблюдаемое при этом опреснение пластовых вод приводит, на ряде месторождений, к образованию гипсовых отложений.

Образование отложений неорганических солей происходит в скважинах, нефтепромысловом оборудовании, системе сбора, подготовки нефти и воды, а также в призабойной зоне пласта. По преимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенного вида выделяются две группы солей: карбонатные и сульфатные.

Самым распространенным видом отложений неорганических солей являются осадки, содержащие в основном сульфат кальция (60−80%) и карбонаты кальция и магния (5−16%). Влага и углеводородные соединения составляют 7−27%. При определенных условиях каждая молекула сульфата кальция связывает две молекулы воды, в результате чего образуются кристаллы гипса, поэтому такие осадки называют гипсовыми отложениями. Если при этом в составе осадков содержится более 15% твердых и тяжелых углеводородных соединений нефти, то они классифицируются как гипсоуглеводородные отложения. В составе отложений в виде примесей присутствуют до 0,5−4,0% окислов железа и до 0,5−3,0% кремнезема, наличие которых объясняется коррозией оборудования и выносом песчинок жидкостью в процессе эксплуатации скважины.

Изучение структуры позволяет выделить три вида осадков.

1. Плотные микро и мелкокристаллические осадки. В поперечном сечении таких осадков не удается выделить отдельные слои, поскольку отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердых углеводородов. В ряде случаев такие осадки имеют накипеобразный характер.

2. Плотные осадки с преобладанием кристаллов гипса средних размеров 5…12 мм с включением твердых и жидких углеводородов. При поперечном срезе образца отложений хорошо различим слой мелкозернистого осадка толщиной 3…5 мм в пристенной части, затем прослеживается слой среднекристаллического осадка призматического или игольчатого строения. В этом слое преобладают кристаллы длиной 5…12 мм. В наружном слое пространство между средними и крупными кристаллами заполнено более мелкими.

3. Плотные крупнокристаллические осадки. Крупные игольчатые кристаллы гипса образуют каркас. Между крупными кристаллами гипса длиной 12…25 мм находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В некоторых случаях в насосно-компрессорных трубах (НКТ) нет сплошных отложений гипса, а осадок представлен в виде одиночных друз кристаллов длиной 20… 27 мм с включением у их оснований мелких.

Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную (или предельную) концентрацию, т. е. когда выполняется неравенство:

Сi > Cip,

где Ci — концентрация соединения или иона, потенциально способного к выпадению в осадок;

Сip — равновесная при данных условиях концентрация (предельная растворимость).

Это неравенство смещается в сторону выпадения осадка, либо за счет увеличения левой части (возрастания фактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения растворимости). Первое из этих условий возникает, как правило, при смешивании вод разного состава, несовместимых друг с другом. Вторым условием выпадения осадков служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления, выделения газов, когда в исходном растворе снижается величина равновесной концентрации.

При разработке нефтяных месторождений Урало-Поволжья с применением заводнения происходят гидрохимические изменения, накладывающиеся на природные изменения вод. С закачкой воды в нефтяном пласте образуется сложная многокомпонентная система: закачиваемая вода — пластовая вода — погребенная вода — нефть с растворенным газом — породы пласта. В результате сложных внутрипластовых процессов в этой системе происходит увеличение концентраций сульфатных ионов в попутно добываемых водах. Поэтому все гипотезы о причинах отложений гипса сводятся к объяснению причин увеличения концентрации сульфат — ионов в связи с закачкой пресной или сточной воды. Кроме того, при извлечении нефти с попутной водой, перенасыщенной сульфатом кальция или близкой к предельному насыщению, и изменении термодинамических условий по стволу скважины происходит уменьшение равновесной концентрации сульфата кальция в воде, которое приводит к выпадению гипса в скважинах.

Обобщение литературных данных позволяет выделить следующие основные причины выпадения гипса в скважинах:

1) выщелачивание гипса и ангидрита, содержащегося в скелете пласта, закачиваемой пресной водой;

2) обогащение попутно добываемой воды сульфатными ионами за счет погребенных вод;

3) приток чуждых сульфатных вод из-за некачественного цементирования или негерметичности обсадной колонны и смешение их в скважине с пластовыми хлоркальциевыми водами;

4) обогащение попутных вод за счет окисления до сульфатов сульфидов, имеющихся в пласте, и серосодержащихся компонентов нефти кислородом воздуха, вносимым с закачиваемой водой;

5) поддержание пластового давления путем закачки несовместимых с пластовыми пресных или сточных вод повышенной сульфатности;

6) окисление соединений серы, находящихся в пласте, до сульфатов серобактериями и тиобактериями;

7) изменение термодинамических условий газо-водо-нефтяной смеси при подъеме жидкости из скважины.

Отмечается, что отложения гипса в скважинах чаще происходит по нескольким причинам, обусловленным геологическим строением, системой разработки залежей и режимов эксплуатации скважин.

Исследование кернов Таймурзинского месторождения показывает, что в составе терригенных продуктивных пород нижнего карбона содержится ангидрит, гипс, пирит. Пресная вода насыщается за счет растворения ангидрита и гипса и десорбции сульфат-ионов с поверхности породы. Насыщение сульфатами пресных вод происходит также за счет внутрипластового окисления сульфидов кислородом воздуха, вносимым с закачиваемой водой. Содержание пирита в отдельных исследованных кернах достигает 10%, а в нагнетаемой в пласт воде содержится в значительном количестве растворенный кислород, происходит образование хорошо растворимого в воде сульфата железа по следующей реакции:

2FeS2 + 7O2 + 2H2O = 2 FeSO4 + 2H2SO4

Образующаяся при этом серная кислота воздействует на присутствующие в породе карбонаты или вступает во взаимодействие с хлорокальциевыми пластовыми водами с образованием гипса.

Поступление в добывающие скважины высокосульфатных вод может быть не только из продуктивных пластов, но и из выше — и нижележащих водоносных горизонтов по негерметичности цементного кольца за эксплуатационной колонной, либо через негерметичные резьбовые соединения в обсадных трубах. Эта причина выпадения солей, как правило, быстро выявляется и не вызывает массовых отложений. На Таймурзинском месторождении обнаружились единичные случаи отложения солей сульфата и карбоната кальция, это объясняются поступлением высокосульфатных артизианских вод через негерметичности в обсадной колонне.

Также на увеличение сульфатности попутно-добываемых вод отражается и состав закачиваемых вод, так как для поддержания пластового давления (ППД) используются пресные воды повышенной сульфатности р. Белой. Кроме того, для повторной закачки в пласт используются сточные воды из установок подготовки нефти, в которых они обогащаются сульфатами за счет деэмульгаторов.

Образование гипсовых отложений будет происходить в том случае, если концентрация сульфата кальция в растворе превысит при данных условиях, равновесную. Такое условие возникает при смешении пластовой хлоркальциевой воды с пресной, насыщенной сульфатами в процессе продвижениям ее по пласту. Воды, поступающие из различных пропластков, существенно отличаются по солевому составу. Одни из них больше насыщенны сульфатами, другие, в частности пластовые, насыщенны ионами кальция. В результате смешения таких вод в скважине раствор оказывается перенасыщенным по отношению к сульфату кальция, избыток которого выпадает на оборудовании в виде твердого осадка.

На интенсивность образования гипсовых отложений влияет изменение величины равновесной концентрации (предельной растворимости) сульфата кальция. Это условие возникает при изменении температуры и давления в насыщенных сульфатных растворах при подъеме жидкости из скважины. По обобщенным данным Н. И. Даниловой, перепады давления, которые испытывают растворы при поступлении на забои скважин, оказывает превалирующие влияние на сульфатное равновесие в этих растворах и уменьшают предельную растворимость сульфата кальция в воде. Изменение температурного режима растворов оказывает существенное влияние на растворимость гипса в воде только на поверхностях теплообмена установок по подготовке обводненной нефти.

Для оценки влияния давления на предельную растворимость сульфата кальция в хлоркальциевых водах в УГНТУ были проведены лабораторные эксперименты и было установлено, что величина предельной растворимости сульфата кальция зависит прежде от химического состава раствора. Добавление в воду хлористого кальция ведет к снижению предельной растворимости из-за наличия одноименных ионов кальция в CaCl2 и CaSO4. В сложных водных растворах при малых концентрациях хлористого кальция и значительных концентрациях хлористого натрия предельная растворимость сульфата кальция выше, чем в дистиллированной воде. Эти же закономерности присущи и пластовым водам.

Изменение давления в водных растворах оказывает влияние на величину предельной растворимости сульфата кальция. Это влияние выражается в увеличении предельной растворимости сульфата кальция пропорционально давлению. Уменьшение давления от 20 до 2 МПа приводит к снижению растворимости сульфата кальция на 16−18%. Это имеет практическое значение. В условиях скважин большие депрессии на забое при ее эксплуатации могут явиться причиной выпадения и отложения гипса, если попутные воды насыщены или близки к насыщению сульфатом кальция.

Также замечено, что увеличение шероховатости стенок оборудования, выделение газа из добываемой жидкости, резкое уменьшение скорости потока способствует ускоренному накоплению отложений.

Большинство авторов сходится во мнении, что изменение термодинамических условий в процессе добычи жидкости является основным фактором, влияющим на выпадения гипса. Зависимость гипсообразования от темпераратуры исследовалась и для насыщенного, по отношению к кальций- и сульфат-ионам, раствора (0,43 г/100 г Ca2+, 0,53 г/100 г SO42-). Установлено, что с увеличением температуры резко сокращается время начала выпадения гипса из раствора. При температуре 60−35 оС гипс выпадает через 1 -3 минуты, при 5оС гипс начинает выпадать только через 12 суток. В случае обводненного раствора (0,55 г/100 г SO42- и 0,12 г/100 г Са2+) с уменьшением температуры время начала выпадения гипса может увеличиться до бесконечности, то есть при концентрации сульфат -ионов и ионов кальция, близкой к критической, температура может являться главным фактором, определяющим выпадения гипса. Снижение температуры при разработке продуктивных пластов не способствует, а ухудшает условия выпадения гипса даже из насыщенного раствора. Это подтверждается промысловыми наблюдениями: в зимнее время трубы наземных коммуникаций реже забиваются гипсом по сравнению с летним периодом.

Известно, что растворимость гипса в воде имеет максимальные значения 2,05−2,11 г/л в пределах температур 20−50 оС. При температурах выше и ниже указанных, его растворимость резко снижается. Как показывают промысловые наблюдения, в первую очередь отложения гипса появляются на электродвигателе и на рабочих колесах насосов. Это вероятнее всего объясняется тем, что при работе электродвигателя насоса наблюдается повышение его температуры.

Растворимость гипса существенно увеличивается в растворах солей, не имеющих с сульфатом кальция общих ионов. Прослеживается тесная зависимость растворимости от состава растворенной соли и общей минерализации раствора: с повышением минерализации растворимость увеличивается, достигает максимума, после чего начинает падать в следствии проявления высаливающего эффекта. Максимальная растворимость гипса в растворах поваренной соли при температуре 25 оС и концентрации NaCl 139 г/л равна 7,3 г/л, то есть в три с половиной раза превышает растворимость в дистиллированной воде при той же температуре. Однако даже незначительные добавки в раствор соли, имеющей общий ион с сульфатом кальция, резко снижает растворимость гипса. Десятипроцентное содержание хлористого кальция в растворе снижает растворимость гипса более чем в три раза по сравнению с растворимостью его в пресной воде. Зависимость растворимости гипса от давления сравнительно невелика. В растворах NaCl с минерализацией 80−200 г/л повышение давления на 10−20 МПа приводит к увеличению растворимости гипса всего на 7−10%. При минерализации менее 80 и более 200 г/л влияние повышения давления на 20−40 МПа совершенно незначительно. Только в интервале давления 50−100 МПа растворимость сульфата кальция резко возрастает. Подводя итог изучения вопроса о причинах и условиях образования гипса при нефтедобычи можно представить следующую схему формирования состава попутно — добываемых вод с последующим выпадением из них гипсовых осадков: закачиваемые бессульфатные воды в результате взаимодействия с породой нефтевмещающего коллектора, пластовой водой, нефтью и погребенными водами обогащаются сульфат — ионами. Смешение этих вод с пластовыми водами хлоркальциевого типа приводит к образованию попутно — добываемых смешанных вод, представляющих собой насыщенные растворы сульфата кальция (гипса). К подобному же результату приводит и смешение двух пластовых вод, одна из которых содержит значительное количество иона кальция, а другая сульфат — иона. Кроме того, если закачиваемая вода заведомо обогащена сульфат — ионами, то при смешении ее с пластовой водой хлоркальциевого типа образуются также насыщенные растворы сульфата кальция. Выпадение из таких растворов гипса происходит под влиянием изменения температуры, давления, концентрации других солей, в результате действия активных органических соединений.

Нужно заметить, что выпадение гипса происходит тем интенсивнее, чем больше центров кристаллизации в растворе. При добыче нефти центрами могут быть механические частицы, выносимые из скважины потоком жидкости; пузырьки газа, выделяющиеся из нефти; шероховатые стенки труб и насосного оборудования.

2. Методы предотвращения солеобразований

Для удаления солей применяют различные способы в зависимости от характера солевых отложений, места отложения неорганических солей и их состава. Для ликвидации отложений солей в обсадной колонне применяют механический способ — разбуривание солевых пробок с последующей дополнительной перфорацией в интервале продуктивного пласта.

На промыслах России и за рубежом широко используют химические способы удаления солей. Нередко различные способы используются одновременно для обеспечения более полного удаления солей.

Отметим, что химические способы применяют для удаления гипса и карбоната кальция. Отложения сульфата бария удаляются, как правило, механическим способом. Поэтому в каждом случае, в зависимости от состава солевых отложений, необходимо выбирать соответствующие методы и реагенты, чтобы обеспечить наибольшую эффективность проводимых обработок.

Для удаления гипса наибольшее распространение получили следующие реагенты: водный раствор едкого натра (каустической соды), водные растворы соляной кислоты с добавкой хлористого натрия или хлористого аммония, водные растворы углекислого натрия (кальцинированной соды).

На скважинах НГДУ «Чекмагушнефть» наблюдалось отложение солей в призабойной зоне. Это наиболее ярко проявилось при испытании ингибиторов, в тщательно оборудованных для постоянной подачи ингибитора скважинах. Хвостовики были спущены до интервала перфорации, ингибитор подавали постоянно с помощью дозировочных насосов, работа которых находилась под постоянным наблюдением. Тем не менее через 3−4 месяца эксплуатации дебит скважин начал снижаться. Подъем оборудования и его ревизия показали полное отсутствие отложений солей на поверхности оборудования. После проведения обработок призабойной зоны продуктивность скважин была восстановлена.

Бывают случаи солепроявления за счет неправильного прорыва вод различного состава к забою скважины.

Таким образом, даже при должной организации работ по предупреждению отложений солей не исключается необходимость в периодическом проведении работ по удалению отложения неорганических солей.

Эффективность действия каждого реагента оценивают по скорости растворения образцов, причем исследования проводят при различных температурах (от -7 до +80оС) и различной концентрации исходного раствора реагента (от 5 до 35 массовых долей %).

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»

Нефтепромысел

Количество гипсующихся скважин

Всего

Фонт.

ЭЦН

ШГН

Консер.

ЦДНГ — 1

59

40

5

14

ЦДНГ — 2

98

3

41

38

16

ЦДНГ — 3

80

1

43

17

19

ЦДНГ — 4

13

11

2

Всего по НГДУ

250

4

135

62

49

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.

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 = r2 * 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) * * 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 < 25 — Ргст ,

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

Отсюда

Ру = 25 — 12,7 = 12,3 МПа

За основу расчета берем формулу Дюпю:

Q = Кпрод *пл — Рзаб),

где Кпрод — коэффициент продуктивности скважины, м3/сут *МПа;

Рпл — пластовое давление, МПа;

Рзаб — забойное давление, МПа.

Условно примем коэффициент продуктивности равным коэффициенту приемистости, тогда соответственно дебит скважины равен объему закачки и формула запишется:

Qзак = Кпр *зак — Рпл),

где Qзак — объем закачки, м3/сут;

Кпр — коэффициент приемистости, м3/сут * МПа;

Рзак — давление закачки, МПа.

Коэффициент продуктивности скважины № 235 равен 26 м3/сут*МПа.

Qзак = 26 * (25 — 11,6) = 348,4 м3/сут = 4,03 л/с

Пластовое давление равно 11,6 МПа.

Из расчета видно, что производительность должна быть не более 4,03 л/с. В табл. показана производительность и давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш-30 А.

Согласно таблице 4.1. [9], надо качать на II скорости с производительностью 2,24 л/с = 193,5 м3/сут. В этом случае устьевое давление будет вычислено по формулам:

Рзак = (Qзак + Кпр * Рпл)/Кпр ,

Ру = Рзак — Ргст ,

Рзак = (193,5 + 26 * 11,6)/26 = 19 МПа

Ру = 19 — 12,7 = 6,3 МПа

Таблица 4.1 Производительность и давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш-30А

Скорости

Частота вращения коренного вала насоса, об/мин

Диаметр плунжера, мм

100

120

Производ., л/с

Давление, МПа

Производ., л/с

Давление, МПа

II

49. 3

2. 24

50

3. 23

34. 4

III

94. 0

4. 28

25. 9

6. 16

18. 0

IV

143. 0

6. 5

17. 1

9. 36

11. 8

V

215. 0

9. 78

11. 3

14. 08

1. 9

Сравним с допустимым Рудоп равным 12,3 Мпа, Ру< Pудоп. , следовательно раствор допустимо качать на II скорости насосного агрегата.

Проверим, нельзя ли качать на III скорости. Производительность QIII = 4,28 л/с = 369,8 м3/сут, отсюда:

Рзак = (368,9 + 26 * 11,6)/26 = 25,8 МПа,

Ру = 25,8 — 12,7 = 13,1 > 12,3,

следовательно, не допустимо качать на III скорости.

Рассчитаем время задавки, которое состоит из нескольких частей:

время задавки для заполнения скважины ингибирующим раствором до закрытия задвижки:

t1 = 6,25 * 1000/2,24 = 2790,1 с

закачка ингибирующей жидкости в ПЗП с последующей продавкой:

t2 = (6,65 -6. 25)/2,24 * 1000+(6,25+11,2)/2,24*1000 = 7968,7 с

Общее время работы насосного агрегата по закачке реагентов:

Т = t1 + t2 =2790 + 7968,7 = 10 758,8 с

После истечения этого времени все задвижки закрываются, скважина остается на 8 — 24 часов для более полной адсорбции ингибитора на породе и распределения его в порах пласта, после чего скважина пускается в эксплуатацию. На скважине организуется контроль за выносом ингибитора, путем анализа периодически отбираемых проб жидкости в соответствии с РД-39−1- 237−79. Определим параметры процессы продавки ингибитора и период защиты оборудования от отложения солей с учетом оптимизации процесса, зная что Vр/hэф = 0,8 м3/м и Vп/hэф = 2,2 м3/м по лабораторным данным. Определим объем ингибирующего раствора Vр', затворяемого на пресной воде, и необходимо для закачки в пласт толщиной 5 м

Vр' = (Vр/hэф)уд* hэф = 0,8 * 5 = 4 м3,

где (Vр/hэф)уд— оптимальный удельный объем продавки раствора ингибитора.

Количество ингибитора mинг, требуемого для приготовления 4 м3 ингибирующего раствора оптимальной концентрации С = 1,4% (по справочным данным находим плотность ингибирующего раствора заданной концентрации, в данном случае pинг = 1018 кг/м3):

mинг = (Vp' * * С)/100 = (4*1018 * 1,4)/100 = 57 кг,

Определим объем продавочной жидкости. Он складывается из объема жидкости продавливаемой в пласты Vп' и объема скважины с учетом находящегося в ней подземного оборудования Vп". Объем жидкости:

Vп' = (Vп/hэф)уд * hэф = 2,2 * 5 = 11 м³,

где (Vп/hэф)уд — удельный оптимальный объем продавочной жидкости.

Значение Vп" определим как:

Vп" = (D2вн — d2нар)/4 * * L = (0,1092 — 0,0732)/4 * 3,14 *1290 = 6,65 м³,

где Dвн — внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

dнар — наружний диаметр НКТ; L — глубина спуска НКТ.

Средний радиус проникновения продавочной жидкости составит:

Гп = Vп'/*h*m = 11/3,14 * 5 *0,22 = 1,8 м,

Величина радиуса закачки продавочной жидкости одновременно является внутренним радиусом кольцевой оторочки раствора ингибитора. Внешний радиус этой оторочки будет равен:

Ги = (V'п + V'р)/*m*h = 2,1 м,

Продолжительность эффективной защиты оборудования от отложения гипса и время, через которое следует проводить следующую продавку раствора ингибитора отложения солей определим по уравнению:

t =51,44*[(2,25 — 3,1*10-6*Qж2)*(2,29 — 1,14*10-3*Qв)]=51,44*[(2,25 — 3,1*10-6*502) — (2,29 — 1,14*10-3*25)] = 260 сут.

Таким образом, для проведения обработки скважины следует приготовить 4 м3 ингибирующего раствора, для чего необходимо использовать 57 кг ингибитора ИСБ-1. Для задавки этого раствора в пласт и заполнения скважины требуется 17,65 м3 продавочной жидкости. Предполагаемый срок эффективной защиты оборудования от отложения гипса равен 260 сут. Зная t подсчитаем расчетное количество ингибитора по формуле:

G = A * d * (Q * t)/1000 = 2,0 * 10 * (25 *260)/1000 = 130 кг,

где, А — коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий

неравномерность выноса его из ПЗ; А = 2,0

d — оптимальная дозировка ингибитора.

Отсюда видно, что внедрения оптимизации технологии продавки ингибитора исходя из структуры эмпирических зависимостей приводит к экономизации расхода ингибитора ИСБ-1 вместо 130 кг требуется 57 кг и достаточно для получения того же срока защиты оборудования от отложения гипса.

4.1 Контроль за работой скважин с отложением солей. Определение периодичности обработок скважин реагентами. Проведение специальных исследовательских работ

Для установившихся условий эксплуатации добывающих скважин при контроле за появлением в них твердого осадка используются данные динамометрирования работы насосного оборудования в сочетании с другими показателями, например характеристиками вытеснения нефти на стадии обводнения добывающих скважин, динамикой их дебита, динамического уровня и др.

На основе многочисленных промысловых наблюдений и анализа работы нефтяных скважин со штанговыми скважинными насосами в условиях выпадения неорганических солей было выявлено, что при появлении осадка в зоне фильтра, а также насосном оборудовании наблюдаются определенные изменения промысловых динамограмм.

При эксплуатации скважин центробежными электронасосами (ЭЦН) проявление твердых осадков солей в скважине и насосном оборудовании можно фиксировать по снижению дебита скважины и резкому повышению динамического уровня. При отложении твердых осадков солей в центробежных насосах динамический уровень нередко повышается до устья скважины.

Таким образом, если наблюдать за показателями работы добывающих скважин в условиях солеобразования комплексно, можно фиксировать наличие солевых отложений уже на ранних стадиях их проявления.

5. Контроль за выносом ингибитора отложения солей из скважины

С целью прогнозирования выпадения осадков, установления периодичности обработок организован систематический контроль:

проведение полного анализа попутно-добываемой воды из скважин;

контроль за выносом ингибитора после продавки его в призабойную зону по РД 39−1-237−79.

В настоящее время ведется постоянное определение содержания ингибиторов отложения солей в попутно- добываемых водах. Определение производится калориметрическим способом в специализированной лаборатории ЦНИПР. В работах прошлых лет по определению выноса реагента из призабойной зоны выявлено, что около половины закаченного реагента выносится в первую очередь всего периода действия, особенно в течении 10−16 сут эксплуатации и что при последующих, увеличивается продолжительность действия реагентов. Отметим, что для прогнозирования выпадения осадков в лаборатории ТТНД успешно применяется методика по определению склонности добываемых вод к отложению сульфата и карбоната кальция Скилмана-Мак Дональда-Стиффа, которая позволяет обработать скважины ингибиторами до появления отложения солей. Одной из важнейших проблем лаборатории ТТНД по данной теме является снижение расхода дорогостоящих ингибиторов. Одним из направлений решений данного вопроса является использование ингибирующих композиции улучшенными адсорбционно- десорбционными характеристиками. Отличие состоит в приготовлении раствора, то есть кроме ингибиторов солеотложения в раствор добавляется определенное количество кремнефтористоводородной кислоты, которая в свою очередь перемешивается с 13% соляной кислоты. Данный метод разработан в УГНТУ.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой