Эффективность применения существующих методов для борьбы с различными осложнениями

2.6.1 Методы борьбы АСПО и парафином

В практике добычи и транспортировки нефти широко применяются различные методы предотвращения образования АСПО, а так же удаления образовавшихся отложений с поверхностей нефтяного оборудования и призабойной зоны пласта: механические, химико-механические, термические, физические, химические, физико-химические и их различные комбинации.

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению.

Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий (Таблица 2.1)

Таблица 2.1 - Классификация методов борьбы с АСПО

Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.

По этому признаку ингибиторы подразделяются на:

а) смачива­ющие;

б) модификаторы;

в) депрессаторы;

г) диспергаторы.

Механизм действия смачивающих агентов сводится к образованию на поверхности металла труб гидрофильной пленки, препятствующей адгезии кристаллов парафина к трубам и создающее условия для их выноса потоком жидкости. Условием эффективного применения агентов этой группы является отсутствие каких-либо отложений на трубах перед использованием ингибиторов.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, ослабляя процесс укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции их молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению.

Диспергаторы хим. реагенты, обеспечивающие повышение теплопроводности нефти и, следовательно, замедляющие процессы кристаллизации парафина. В результате время пребывания парафина во взвешенном состоянии в потоке и вероятность его подъема потоком жидкости увеличиваются. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

а) процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

б) защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

в) защитой от солеотложений.

Химические методы включают:

а) задавку ингибитора в пласт;

б) подачу в затрубное пространство устьевыми дозаторами.

Задавка ингибитора в пласт требует создания значительного давления, что опасно с точки зрения воздействия на кабель и погружной двигатель. Поэтому в каждом случае применения такого воздействия следует согласовывать проведение технологии с техническими условиями на эксплуатацию УЭЦН.

Использование скважинных дозирующих устройств в скважинах с УЭЦН возможно, но при условии отказа от сочленения контейнера с химреагентом с УЭЦН. Это объясняется тем, что при этом возникают дополнительные нагрузки, которые могут достигать 2000 кг и станут опасными для резьбовых и фланцевых соединений элементов УЭЦН.

В отдельных случаях могут быть рекомендованы скважинные дозаторы гравитационного действия, но они должны устанавливаться автономно путем крепления к эксплуатационной колонне на пакерах различной конструкции.

Заслуживает внимания описанный в работе дозатор для скважин с УЭЦН, в котором использован твердый химреагент (Рисунок 2.4). Дозатор состоит из трех секций, которые заполняют гранулами различной крупности: мелкие заполняют нижнюю секцию III, средине секцию II, крупные секцию I. Корпус дозатора крепится к низу компенсатора ПЭД.

Рисунок 2.4 - Дозатор с твердым реагентом:

I, II, III - секции дозатора; 1 - окно; 2 - сетка;

3, 4, 5 - тарелки; 6 - перфорированный сердечник

Добываемая жидкость, поднимаясь к приему насоса, проходит через сердечник 6, омывая гранулы и насыщаясь ингибитором. По мере растворения гранулы из верхних секций перемещаются в нижние, что обеспечивает равномерный и рациональный расход реагента. Период ингибирования при массе ингибитора в контейнере 12 кг составляет 6-8 мес. В некоторых нефтяных районах применяют такой способ борьбы с парафином.

Скважину останавливают, и в насосно-компрессорные трубы, отложения парафина в которых достигли критического значения, заливается ингибитор и выдерживается там некоторое время. Количество ингибитора определяется опытным путем и может составлять от 0, 1 до 1, 0 кг на 1 м³ жидкости, а время выдержки - от 2 до 4ч. Затем УЭЦН запускают в работу, и высокоскоростным потоком жидкости АСПО выносятся из скважины.

Наиболее широко используемое в настоящее время направление по предотвращению образования асфальтосмолопарафиновых отложений базируется на исследованиях, в результате которых было установлено: дозирование в нефть или нефтяную эмульсию химических соединений, обладающие определенными свойствами, уменьшает, а иногда и полностью предотвращает образование от­ложений.

Опыт применения зарубежного ингибитора XT-48 на месторождениях ОАО " Оренбургнефть".Реагент ХТ-48 представляет собой соединение азотистых ПАВ и смачивающих реагентов и является нефтерастворимым и диспергируемым в воде веществом. При добавлении в систему, содержащую отложения парафина, ХТ-48 проникает в кристаллическую липкую массу парафина, разрушая ее на отдельные частички. Последние обволакиваются неадгезионной пленкой, удерживающей частицы в виде суспензии в нефти.

Хотя реагент ХТ-48 не является растворителем парафина, спе­циальные химические добавки, используемые при его изготовле­нии, способствуют его проникновению в твердую массу парафина, который он диспергирует.

Внедрение ХТ-48 на ряде месторождений с газовым фактором до 60 м³/т оказалось успешным.

Однако при использовании ХТ-48 в скважинах с большим газовым фактором получить увеличение межочистного периода не удалось. Причина этого состоит в вытеснении газом жидкостной прослойки между стенкой трубы и отложениями и упрочнении жесткой связи частиц, представляющих твердую фазу в отложениях.

Применение ингибитора ХТ-48 на нефтяных месторождениях осуществлялось несколькими спо­собами:

а) непрерывная дозированная подача реагента через затрубное пространство с помощью дозировочных насосов;

б) периодическая обработка насосно-компрессорных труб и выкидных линий;

в) применение для обработки выкидных линий горячего раствора ХТ-48 в нефти с нагревом в подогревателях.

Из химических методов борьбы с АСПО применяется промывка скважин растворителями (в частности бензиновой фракцией). Наряду с высокой эффективностью, данный способ имеет большие экономические затраты, поэтому обработка химическими реагентами используется в основном на скважинах, где применение других способов борьбы с АСПО не является возможным или более эффективным. В настоящее время на предприятиях нефтяной и химической промышленности выпускаются современные и высокоэффективные химреагенты: ингибиторы парафиноотложений типа ТПНХ-1, многофункциональные реагенты типа МЛ и ТЕМП различных модификаций. Данные реагенты можно использовать как для предупреждения и удаления АСПО с нефтяного оборудования, так и для очистки призабойной зоны пласта, а так же при глушении скважин, что способствует улучшению фильтрационной зоны пласта и облегчению освоения скважин.

Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.

Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.

Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний (магнитные активаторы различных модификаций), ультразвука (звукомагнитные активаторы), покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов.

Установлено, что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и формированию на поверхности частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки обеспечивает, рост дебита скважин.

Новое оборудование. Инжиниринговой компанией " Инкомп-нефть" освоено производство глубинных скважинных установок магнитной обработки жидкости типа УМЖ.

Рисунок 2.5 - Общий вид установок магнитной обработки жидкости УМЖ-122

Точечные постоянные магниты выступают над внутренней поверхностью корпуса с разной высотой, что способствует дополнительной турбулизации перекачиваемой жидкости, повышающей эффективность магнитной обработки.

Для точного и надежного размещения магнитов в корпусе была разработана новая технология их изготовления. Технология предусматривает:

а) Подготовку внутренней поверхности корпуса (пескоструйная обработка и обезжиривание);

б) Нанесение первого слоя антикоррозионной композиции;

в) Ориентационное нанесение магнитов на не застывшую поверхность;

г) Нанесение после просушки последовательно еще двух слоев антикоррозионной композиции на внутреннюю поверхность с магнитами.

Установка магнитной обработки жидкости УМЖ-122 (Рисунок 2.5), предназначенная для работы в скважинах оснащенных ЭЦН с внутренним диаметром эксплуатационной колонны от 125 до 140 мм. Установка монтируется на штатное место противополетного якоря (данное устройство зачастую не используется) и крепится к компенсатору ГД-51 посредством резьбы.

В отличие от большинства существующих, данная установка не имеет внешнего защитного корпуса, а магнитное поле создают 312 точечных постоянных магнитов, закрепленных на шести радиальных ребрах. Благодаря этому, установка не создает значительных гидравлических сопротивлений (они много меньше создаваемых компенсатором ГД-51), при этом напряженность создаваемого магнитного поля 25-30 кА/м.

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции:

а) спиральные, возвратно-поступательного действия;

б) " летающие", оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах (рисунок 2.6)

Назначение спуска скребка:

а) Установка для депарафинизации труб скребками предназначена для периодической очистки внутренней поверхности лифта НКТ скребками - пробойниками с развитыми режущими поверхностями в скважинах оборудованных ЭЦН. Очистка парафина осуществляется за счет срезания асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) ножами скребка. Очищенный парафин выносится с потоком нефтеводогазовой смеси в систему нефтесбора.

б) Спуск скребка-пробойника осуществляется свободным вращением барабана, освобожденного от храпового механизма под весом комплекта скребков-пробойников с грузом, притормаживая барабан тормозом.

в) При достижении зоны без отложения парафина в НКТ, барабан лебедки приводится в зацепление с храповым механизмом, и электродвигатель включается для подъема инструмента. Глубина спуска и подъема контролируется счетчиком. Максимальная глубина очистки - 1300 м.

Рисунок 2.6 - Скребок для очистки НКТ.

Скребок состоит из двух фрез 1 подвижно закреплённых на стержне 2, фрезы вращаются относительно оси стержня на роликовых подшипниках. Для ускорения спуска и предотвращения подброса скребка потоком на верхний конец стержня крепится утяжелитель 3 (металлический лом). Скребок спускается на серьге и скребковой, проволоке, которая наматывается на барабан ручной или механической лебёдки. Для спуска скребка на устьевой или фонтанной арматуре устанавливается лубрикатор с сальником, через который пропускается проволока. Во избежание заклинивания скребка в подъёмной колонне при подземном ремонте трубы заблокируются. В настоящее время промышленность выпускает установки для депарафинизации скважин УДС-1 и УДС-2, которые работают в автоматическом и полуавтоматическом режимах. При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают на тросе с помощью электродвигателя автоматической депарафинизационной установки типа АДУ-3 или УДС-1. Подъем автоматических летающих скребков происходит под действием напора газонефтянногопотока, при этом вверху и внизу труб устанавливают амортизаторы.

БашНИПИнефть разработал конструкцию автоматического " летающего" скребка (рисунок 2.7). Скребок оснащался ножами-крыльями, которые складывались при движении вниз и раскрывались при движении вверх. Этим и обеспечивалась подъемная сила скребка. Переключение скребка на спуск и подъем обеспечивалось концевыми верхним и нижним переключателями, установленными соответственно в устьевой арматуре и колонне НКТ. Для нормальной работы " летающего" скребка требовалась тщательная подготовка внутренней поверхности НКТ, устранение выступов, заусенцев, овальности труб.

Рисунок 2.7 - Автоматический скребок 6. УфНИИ:

1 - головка; 2 - возвратная пружина; 3, 18 соответственно нижний и верхний штоки; 4 - державки; 5 - стержни; 6 - винт; 7 -клапанная рама; 8 - фиксаторная планка: 9 - клапаны; 10 оси; 11 крылья; 12 ножи; 13 - винт; 14 - корпус замка; 15 - шарик; 16 - пружина замка; 17 - ловильная головка; 19 - пружина; 20 - планки; 21 – шарниры.

Тепловые методы применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путём поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей (греющий кабель, электроподогрев), горение термита в призабойной зоне пласта и т.д. Одним из наиболее эффективных методов борьбы с отложениями парафина в скважинах является электроподогрев. В настоящее время это единственный универсальный способ предупреждения и ликвидации как парафиновых, так и гидратных отложений в НКТ и кольцевом пространстве. Метод состоит в монтаже греющего кабеля во всем интервале парафиногидрато – опасной зоны. В зависимости от способа эксплуатации кабель устанавливается непосредственно в НКТ фонтанных, газлифтных или оснащенных ЭЦН скважин.

Распределение температуры в скважине, на глубине которой с устья спущен греющий кабель с удельной плотностью тепловыделения описывается соотношением.

Кабель нагрева. Плоские нагревательные кабели имеют различные конструкции, изготавливаются с медными либо стальными жилами с полимерной изоляцией, в общей броне (Рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 – Кабель нагрева:

а) токопроводящая жила; б) защитное покрытие; в) первый слой изоляции; г) второй слой изоляции; д) обмотка по изолированной жиле; е) подушка под броню; ж) броня из стальной оцинкованной ленты.

При постоянном режиме подогрева минимальная удельная мощность, обеспечивающая повышение температурного потока выше температуры начала выпадения парафина_. Зависимость удельной мощности электроподогрева и общей потребляемой мощности от дебита при длине кабеля спущенного на всю глубину парафиноопасной зоны.

Для скважин месторождений ОАО «Ноябрьскнефтегаз», характеризующихся большими значениями межочистного периода, наиболее рационально применение периодического электроподогрева, при котором электрическая мощность подается в течение короткого периода с последующим отключением на время. В течение времени происходит накопление парафина на стенках труб, в течение времени греющий кабель подогревает нефть выше температуры накала выпадения парафина, при этом происходит его растворение в добываемой нефти и очистка труб (Рисунок 2.9).

Рисунок 2.9 - Состав системы:

1) станция управления; 2) кабель подводящий; 3) кабель нагрева; 4) металлический пояс; 5) соединительная муфта; 6) насосно-компрессорная труба; 7) концевая муфта.

Применение труб с покрытиями. Применение футерованных лифтов в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН, особенно эффективно, так как спуск скребка в скважину с большим дебитом затруднителен, а зачастую невозможен. Для спуска скребка насос необходимо остановить, но и это не исключает подбросов, запутывания проволоки и других осложнений, в ряде случаев заканчивающихся подземным ремонтом. Многократные отключения для спуска скребка и последующие включения пагубно отражаются на работе погружного электродвигателя. Опыт показывает, что применение футерованных лифтов приводит к увеличению межремонтного периода работы скважин на 30-40 %. Спускоподъёмные операции с футерованными трубами не отличаются от аналогичных операций с обычными трубами. Необходимо только снизить скорость спуска и подъема труб до 0, 25 м/с.

Следует иметь в виду, что в стыковых соединениях труб, не защищенных специальными футерованными кольцами, откладывается парафин. Поэтому установка колец в таких лифтах обязательна. Эффективны трубы с эпоксидным покрытием, такое покрытие наносится при нагреве трубы до температуры 100-150 °С, поэтому нарушения в структуре металла трубы и деформации не происходят.

Наилучшими могут считаться НКТ футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъёмных операций и транспортировки не происходят.

Большое сопротивление истиранию, низкая тепло- и электропроводность открывают большие перспективы внедрения труб с эмалевым покрытием.

2.6.2 Борьба с гидратами

Борьба с гидратами ведется в двух направлениях:

а) предупре­ждение образования гидратов;

б) ликвидация образовавшихся гид­ратов.

Предупреждение любого осложнения в скважине требует меньше затрат, чем ликвидация результатов возникшего осложнения. Это целиком относится и к гидратообразованию.

Для борьбы с образованием гидратов применяют следующие методы:

а) поддержание теплового режима работ системы, при котором гидраты не образуются;

б) введение в поток газа специальных ингибиторов гидратообразования (метанол CH₃OH, диэтиленгликоль, раствор хлористого кальция);

в) удаление из газа паров воды, т.е. его осушку.

Химические обработки:

а) проведение горячих промывок (промывок скважины горячим раствором или нефтью) периодически;

б) добавки химреагентов так же как и в случае с парафинообразованием;

в) снижение динамического уровня при эксплуатации скважины ниже точки образования точки росы;

г) постоянная проверка затрубного состояния.

Тепловые методы основаны на повышении температуры в стволе скважины (в месте начала гидратообразования) или сборном трубопроводе выше критической и поддержании ее в течение длительного времени.

2.6.3 Работы по удалению отложений солей

Актуальность совершенствования методов удаления отложений неорганических солей, несмотря на эффективность применения ингибиторов, по-прежнему сохраняется, поскольку существующие методы в ряде случаев мало эффективны. Наибольшую трудность представляет удаление сульфатных солей гипса, барита и баритоцелестина.

На первом этапе борьбы с отложениями неорганических солей на нефтепромысловом оборудовании скважин применялись механические способы удаления твердых осадков со стенок обсадных колонн путем разбуривания пробок мощных отложений с последующим шаблонированием. Механическая обработка скважин является дорогостоящим мероприятием, поэтому наибольшее распространение получили химические методы удаления.

Применение магнитных устройств. До настоящего времени сущность явлений, происходящих в пластовой воде под действием магнитных полей, изучена недостаточно. В лабораторных условиях изучено влияние магнитного поля на кристаллизацию гипса и карбоната кальция из водного раствора. Магнитное поле в значительной степени затормаживает процесс кристаллизации. Лучший результат достигается при скоростях движения воды в магнитном поле 0, 25-0, 5 м/с. При этом размеры кристаллов значительно уменьшились в воде, которая содержала закисное железо. Однако на промыслах применение магнитов себя не оправдало. Основная причина в том, что применение магнитов не предотвращает полностью отложения солей на всем пути движения жидкости в нефтепромысловом оборудовании. Защищается лишь небольшой участок оборудования после места установки магнита.

Использование акустики. Действие импульсной акустической установки основано на возникновении механических колебаний магнитострикционного преобразователя, которые передаются окружающей среде (трубе) и распространяются в виде короткого ультразвукового импульса вдоль трубы. Испытания показали, что применение акустических излучателей несколько уменьшило интенсивность отложений солей, но полного предотвращения солеотложений не было достигнуто.

Применение защитных покрытий. На шероховатой поверхности отлагается большее количество частиц твердой фазы, чем на гладкой, поскольку часть мелких частиц может срываться потоком жидкости с гладкой поверхности. Интенсивность солеотложений наибольшая на образцах из стали НКТ и наименьшая на фторопласте. Исследуя механизм отложения солей на полимерных материалах, рекомендовано использовать для предотвращения солеотложений не гидрофобные, как принято, а лиофобные материалы. Имеется ряд сообщений об успешных промысловых испытаниях полимерных покрытий для предотвращения отложения солей при добыче обводненной нефти.

Покрытия не предупреждают полностью отложения солей, а снижают интенсивность роста их образования, поэтому их рекомендуют использовать на скважинах с умеренной интенсивностью солеотложений.

Использование электрического поля для предотвращения отложений солей оказалось трудоемким в техническом исполнение, и требует больших расходов электроэнергии.

Химические методы предотвращения отложений. Из известных способов предотвращения отложения неорганических солей наиболее эффективным и технологичным является способ с применением химических реагентов-ингибиторов. При правильном выборе ингибиторов и соответствующей технологии применения может быть обеспечено предотвращение отложения неорганических солей на всем пути движения продукции скважины от забоя до пунктов подготовки нефти и воды. Положительные результаты могут быть достигнуты лишь при условии обеспечения постоянного присутствие в системе эффективных ингибиторов в минимально допустимых количествах. При этом наилучшие результаты достигаются при условии ввода ингибиторов в раствор до начала процесса кристаллизации солей.

При выборе технологии применения ингибиторов необходимо учитывать геологические особенности разрабатываемого объекта, состав попутно добываемых вод, условия и причины отложения солей, их состав, межремонтный период работы оборудования, наибольшую эффективность использования химических реагентов и т.д.

Для предупреждения солеотложений используются ингибиторы, которые при постоянном дозировании способны продлить межочистной период работы скважины на несколько месяцев. Однако отсутствуют достоверные методы прогнозирования длительности действия ингибитора, поэтому при прекращении подачи ингибитора происходит необратимое отложение солей. Эти отложения могут быть удалены:

а) химическим;

б) механическим способом.

Многие скважины можно успешно обрабатывать растворами кальцинированной соды, если проводить обработки сразу же после появления отложений солей. Объясняется это тем, что слой осадка вначале хорошо проницаем, имеет небольшую толщину и легко разрушается.

Институтом " ТатНИПИнефть" разработана технология удаления карбонатных и гипсовых солей с нефтепромыслового оборудования при ремонте скважин с использованием растворов бишофита с добавками соляной кислоты, 3 или 5% концентрации. Бишофит по своим физико-химическим свойствам является близким аналогом хлористого кальция, содержит в основном хлористый магний, поэтому полностью совместим о пластовой водой любой минерализации. Разработанные на основе бишофита составы обладают достаточно высокой растворяющей и диспергирующей способностью.

Ингибиторы отложения солей в зависимости от условий применяться по способу:

а) непрерывной дозировки в систему с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;

б) периодической закачки раствора ингибитора в скважину с последующей задавкой его в призабойную зону пласта;

в) периодической подачи раствора ингибитора в затрубное пространство скважины (например, через каждые 3-5 сут).

Периодическую задавку ингибитора в пласт следует осуществлять не более 1 раза в три месяца.

На скважинах могут также использоваться последовательно различные способы подачи ингибитора: вначале периодическая закачка, затем через 2-6 мес. для предупреждения отложения солей в скважинном оборудовании непрерывная дозировка или периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины.

Закачка ингибитора солеотложения должна осуществляться при давлениях, не превышающих давление опрессовки эксплуатационной колонны скважины и гидроразрыва пласта.

До применения ингибиторов проводят подготовительные работы на объектах, где по предварительным лабораторным и опытным данным установлена целесообразность и возможность применения отложения солей с использованием химических реагентов.

Продавка ингибитора солеотложения в ПЗП

Сущность метода заключается в периодической продавке ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта, адсорбции его на поверхности породы и постепенной десорбции ингибитора в процессе отбора жидкости из скважины. Вынос ингибитора до минимально необходимых концентраций реагента, требуемых для ингибирования, обеспечивает предотвращение выпадения солей на всем пути движения жидкости, начиная от призабойной зоны.

Перед проведением продавки ингибитора на скважине проводится цикл промысловых исследовательских работ, выявляется зона отложения солей и осуществляется мероприятия по ликвидации отложившихся осадков с целью восстановления коэффициента продуктивности и дебита скважины.

Приготовленный раствор ингибитора из автоцистерны закачивается насосным агрегатом в скважину. Затем производится задавка этого раствора продавочной жидкостью в призабойную зону пласта. В результате продавки в глубь пласта образуются концентрические зоны ингибитора и продавочной жидкости. В случае высоких давлений продавки раствора следует применять пакер. В качестве продавочной жидкости применяется пресная или слабоминерализованная техническая вода, раствор соляной кислоты, углеводородные растворители.

Технологии борьбы с солеотложением

Начиная с 2004 года после проведения мероприятий по форсированию добычи, также с постепенным обводнением скважинной продукции произошёл резкий рост скважин подверженных отложению карбонатов (Рисунок 2.10- Динамика роста скважин).

Рисунок 2.10 - Динамика роста скважин

Благодаря применению передовых методов защиты УЭЦН, в 2006 году удалось исправить общую картину по отказам УЭЦН по причине солеотложения. (Рисунок 2.11 - Динамика отказов по месяцам по причине «Солеотложения солей»)

Рисунок 2.11 - Динамика отказов по месяцам по причине «Солеотложения солей»

В ТПДН «Муравленковскнефть» применяются следующие методы предотвращения отложения карбонатов:

а) Установки непрерывного дозирования ингибитора солеотложений в затрубное пространство (УДЭ, УБПР)

б) Погружной скважинный контейнер (ПСК)

в) Закачка ингибитора в затрубное пространство скважины с помощью насосного агрегата ЦА-320

г) Закачка ингибитора в систему ППД через скважины с помощью насосного агрегата ЦА-320

д) Закачка ингибитора в систему ППД через КНС.

Применение УДЭ как показала практика один из наиболее эффективных и дешёвых методов защиты УЭЦН. Наработка на отказ обрабатываемых с помощью УДЭ выросла со 114 до 244 суток, а количество отказов по причине «Отложение солей» уменьшилось более чем в 11 раз. Минусом данного способа является невозможность защиты корпуса ПЭД от наростов карбонатов, вследствие чего возможны проблемы при СПО (затяжки при подъёме, проблемы при срывах план шайб фонтанных арматур). Так же существует метод дозирования реагента под ПЭД с помощью трубки подачи реагента. К плюсам данного метода можно отнести защиту ПЭД, экономия ингибитора. Но в связи с тем, что трубка проходит по корпусу ПЭД и не имеется продуманного механизма крепления, данный способ не распространен. Требуется конструктивная доработка от производителей ПЭД, а именно проточка глубиной 15 мм.

На месторождениях, разрабатываемых силами ОАО «СибнефтьНоябрьскнефтегаз», применялся ингибитор солеотложений СНПХ-5311. Сейчас он не применяется ввиду своей коррозионной активности.

В настоящее время для борьбы с отложением солей начали применять стабилизатор Акватек-515, и Акватек-525, предназначенные для введения в водооборотные и водонефтяные системы промышленных предприятий, пересыщенные по сульфату и карбонату кальция.

Акватек-515(525) представляет собой композиционный состав на основе комплексонов в смешанном водно-неводном растворителе.

Внешний вид: жидкость от желтого до коричневого цвета.

Эффективная концентрация реагентов составляет 10-20г/т.

Температура застывания: не выше минус 50градусов.

Водородный показатель pH для марки Н – 5, 5-6, 5, для марки Е – 8, 0-9, 0.

Упаковка. Заливают в железнодорожные цистерны или стальные бочки типа I или II, вместимостью соответственно 200 и 275дм³ соответственно. Максимальный размер партии не более 60 тонн.

На месторождениях ОАО «СибнефтьНоябрьскнефтегаз» применяется ингибитор солеотложения Акватек-511.

Применение ПСК так же принесло хорошие результаты по наработке оборудования (увеличение Н_HО с 81 до 136 суток). Но особенность установки ПСК является как плюсом, так и минусом данного способа. (Рисунок 2.12 - Крепление ПСК)

Рисунок 2.12 - Крепление ПСК

Плюс не требует обслуживания, защита корпуса ПЭД, минус отсутствие возможности заправки, минимальный внутренний диаметр 130 мм, максимальный дебит 120 м3/сут процент обводнённости 70%.

Закачка ингибитора в затрубное пространство скважины с помощью насосного агрегата ЦА-320 можно считать лишь вспомогательной, временной мерой до установки УДЭ. Так как данный способ достаточно дорогой и мало эффективный в следствии быстрого выноса ингибитора на поверхность, в течении 2-3 дней количество выносимого ингибитора снижается до 8-3 мг/л (Рисунок 2.13 - Принцип проведения обработки добывающей скважины с помощью ЦА-320)

Рисунок 2.13 - Принцип проведения обработки добывающей скважины с помощью ЦА-320

Закачка ингибитора в систему ППД через скважины с помощью насосного агрегата ЦА-320 принесло хорошие результаты в росте наработки на отказ со 101 до 233 суток. Положительные моменты способа защита ПЭД, предотвращение отложения карбонатов в призабойной зоне пласта. К отрицательным моментам можно отнести очень высокую стоимость обработок, нестабильный вынос, ежемесячно обработка одной скважины ППД которая влияет на одну две добывающие скважины обходится порядка 160 000 рублей. (Рисунок 2.14 - Принцип проведения обработки скважины ППД с помощью ЦА-320)

Рисунок 2.14 - Принцип проведения обработки скважины ППД с помощью ЦА-320

Закачка ингибитора солеотложений в систему ППД через кустовую насосную станцию (КНС) является наиболее перспективным направлением борьбы с солеотложениями на рабочих органах УЭЦН. Данный способ позволяет защитить весь фонд скважин, произвести защиту как рабочих органов УЭЦН так и корпуса ПЭД, предотвращает отложение карбонатов в призабойной зоне пласта. Минусы данного большой объём прокачиваемого реагента в следствии чего высокая стоимость, покрываются экономией на ремонтах скважин.

Существующие технологии позволяют проводить работы как по удалению солеотложения в скважине, так и по его предупреждению. Так в 2005 г. произошло снижение числа кислотных обработок УЭЦН по наиболее крупному нефтедобывающему предприятию и увеличение количества скважин, оборудованных УДЭ, для постоянного дозирования ингибитора солеотложения в скважину (Рисунок 2.15 - Схема расположения дозировочной установки на скважине)

Рисунок 2.15 - Схема расположения дозировочной установки на скважине

Накопленный опыт эксплуатации УЭЦН свидетельствует, что при их заглублении ухудшаются условия теплоотдачи ПЭДа и происходит интенсивный разогрев добываемых флюидов. В результате, снижается растворимость кальцита – основного компонента солеотложения в скважинах Западно-Сибирского региона. Разгазирование также способствует выпадению кальцита из-за снижения содержания растворенного диоксида углерода в водной среде. При интенсификации солеотложения в зоне приема ЭЦН с положительной стороны зарекомендовала себя технология постоянного дозирования ингибитора солеотложения в затрубное пространство скважины наземными дозировочными установками УДЭ.

Анализ работы осложненных скважин, оборудованных УДЭ, показал, что в среднем коэффициент увеличения наработки на отказ ЭЦН вырос более чем в 2 раза. Широкомасштабное применение технологии постоянного дозирования ингибитора солеотложения при помощи УДЭ позволило снизить количество солевых отказов.

Анализ УДЭ ( Рисунок 2.16 – Сравнительный анализ УДЭ )

Рост НнО в 2, 1 раза Уменьшение отказов в 5, 8 раз

Рисунок 2.16 – Сравнительный анализ УДЭ

Одним из факторов, осложняющих реализацию технологии постоянного дозирования ингибитора в затрубное пространство, является его коррозионная агрессивность. Были выявлены коррозионные разрушения НКТ и оболочки силового кабеля в затрубном пространстве некоторых ингибируемых скважин.

Для защиты от солеотложения скважин расположенных в труднодоступных районах проходит испытание технология подачи ингибитора при помощи погружных контейнеров-дозаторов, подвешиваемых под ПЭД УЭЦН. Результаты испытаний позволят выявить границы применимости технологии и оптимизировать конструктивные характеристики дозаторов и состав ингибиторной композиции.

Число периодических обработок скважин ингибиторами солеотложения через затрубное пространство неизменно сокращается, что связано с высокими эксплуатационными затратами на периодический подвоз и закачку реагента, невозможностью регулировки эффективной дозировки ингибитора.

Моделирование процесса солеотложения в скважинах на ряде месторождений свидетельствует о выпадении солей в призабойной зоне пласта и интервале «призабойная зона пласта - прием ЭЦН». В этом случае введение ингибитора на прием ЭЦН при помощи УДЭ малоэффективно.

На таких месторождениях с положительной стороны зарекомендовала себя технология закачки ингибитора солеотложения через систему ППД вместе с нагнетаемой в пласт водой. Применение данной технологии эффективно при воздействии через систему ППД одновременно на 5-6 солеотлагающих добывающих скважинах, характеризующихся устойчивыми гидродинамическими связями с нагнетательными скважинами. В результате опытных обработок произошло снижение числа отказов ЭЦН по причине солеотложения, а их наработка выросла в 1, 4 - 4, 9 раза. Отмечался рост добычи нефти по солеотлагающим скважинам по сравнению с базовым уровнем, что связано как с общим снижением времени простоя, так и с ингибированием процесса солеобразования в порах водонасыщенной части продуктивного пласта призабойной зоны скважины. Испытания технологии показали, что период защиты от солеотложения очаговой зоны скважин от одной закачки ингибитора по данной технологии составляет не более 6-7 месяцев.

Проводимые в настоящее время работы по моделированию процесса задавки в ПЗП неводных ингибиторов солеотложения позволят избежать риска от возможного снижения продуктивности скважин при закачке растворов в пласт и, в перспективе, обеспечат защиту скважинного оборудования от солеотложения продолжительностью до 500 суток.