CC BY
48УДК 622.276
Сайченко Лилия Альбертовна Saychenko Liliya Albertovna
к.т.н., доцент кафедры РНГМ, Ph. D., associate Professor of the Department of RNGM Санкт-Петербургский горный университет Saint-Petersburg mining University
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИННОМ ОБОРУДОВАНИИ
ANALYSIS OF THE EFFECTIVENESS OF METHODS FOR PREVENTING DEPOSITION IN DOWNHOLE EQUIPMENT
Аннотация. Для нефтяных месторождений Западной Сибири наиболее целесообразным направлением решения проблемы борьбы с солеотложениями является ихпредупреждение. В статье произведен подбор наиболее эффективной технологии предотвращения солеотложения в скважинном оборудовании и продуктивном пласте.
Abstract: For oil fields in Western Siberia, the most appropriate way to solve the problem of scale control is their prevention. The article highlights the selection of the most effective technology for preventing scale in the well equipment and productive reservoir.
Ключевые слова. солеобразование, ингибитор солеотложения, призабойная зона пласта, пересыщение.
Key words: scale, scale inhibitor, bottom-hole formation zone, supersaturation.
В последние годы на месторождениях Западной Сибири в связи с ростом содержания воды в продукции скважин возникла проблема защиты нефтепромыслового оборудования от отложений солей, которые вызывают осложнения и значительно сокращают межремонтный период работы скважин, замерных установок и технологического оборудования.
Борьба с солеотложениями в скважинах и продуктивном пласте связана с проблемами их прогнозирования, предупреждения, контроля и удаления [1, 2].
Отложение солей является одним из основных видов осложнений Красноленинского месторождения. Осложненный фонд составляет 507 скважин это 60% от всего нефтедобывающего фонда.
Эффективность мер борьбы с отложениями солей при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы [3].
Необходимо знание физико-химических процессов и причин, вызывающих солеобразование, с учетом геолого-физических условий залегания нефти, техногенных явлений и особенностей разработки нефтегазовых залежей и эксплуатации скважин. В таблице 1 представлены результаты исследования воды.
Таблица 1. Свойства и ионный состав пластовых вод
Красноленинского месторождения
Показатель Среднее значение по пластам
BK1 BK2 BK3
Газосодержание, м3/т 2,63 2,34 2,70
Обьемный коэффицент, доли ед. 1,038 1,031 2,44
Динамическая вязкость, мПас 0,3 0,3 0,3
Минерализация общая, г/л 15,12 20,71 14,44
Плотность воды разгазированной, кг/м3 973,35 951,12 948,87
Примеси, г/м3 3,47 2,14 -
Ионный состав, мг/л Са2+ 221,44 136,27 76,15
Мg2+ 78,43 0,00 48,60
HCO3- 1122,4 1073,60 878,40
СО32- 6,0 0,00 84,00
№+, 6778,72 3719,33 4676,13
SO42- 3,85 24,48 58,08
а- 10401,5 5339,2 6840,85
Анализ химического состава попутно добываемой и закачиваемой воды показывает, что данные воды относятся к одному гидрокарбонатно-натриевому типу воды. Основной причиной отложения карбоната кальция в добывающих скважинах является нарушение карбонатного равновесия при изменении термобарических условий, а также дегазация воды при подъеме газожидкостной смеси по стволу скважины.
В таблице 2 приведены данные комплексного исследования состава отложений в нефтепромысловом оборудовании. Проведенные исследования проб позволили выявить, что значительную часть отложений (50-90%) состоят из карбоната кальция. Кроме кальцита в состав отложений в состав отложений входят нефтепродукты, окислы железа, нерастворимый осадок.
Проведен анализ применяемых методов предотвращения выпадения солей на Красноленинском месторождении, ингибиторная защита осуществлялась реагентом ХПС-005 по технологии периодическая задавка в ПЗ, а также по технологии непрерывное дозирование в затрубное пространство.
Таблица 2. Результаты количественного химического анализа
Показатель Результаты анализа, %
Пробы
1 2 3 4 5
Нефтепродукты и влага 6,75 19,79 0,00 12,64 26,78
Нерастворимый остаток 3,73 3,21 0,00 3,28 4,08
Карбонат кальция 14,09 64,67 89,64 66,05 50,98
Карбонат магния 11,87 7,63 4,13 6,27 4,14
Оксид железа (II) 54,50 1,7 - 6,20 8,44
Карбонат железа - - 1,87 - -
Были рассмотрены различные варианты технологии и предложено разделить осложненных фонд по наработке на отказ ЭЦН (по солям) на три группы.
На скважинах с наработкой ЭЦН (причина отложения солей) до 100 сут применять технологию непрерывного дозирования на прием насоса.
На скважинах с наработкой ЭЦН (причина отложения солей) от 200 до 350 сут применять технологию периодического дозирования или задавку ингибитора в затрубное пространство скважины.
На скважины с наработкой ЭЦН более 350 сут. рекомендуется применение удалителя - ингибитора СОНСОЛ-3001 по технологии периодическая заливка в межтрубное пространство раз в 2 месяца;
Также была проведена работа по подбору реагента для условий Красноленинского месторождения. Было протестировано ряд реагентов представленных в таблице 3, в том числе применяемый реагент ХПС-005. Оценка эффективности на модели пластовых вод Красноленинского месторождения, показало, что реагент марки СОНСОЛ-2001Б наиболее эффективно ингибируют выпадение кальцита.
Таблица 3. Оценка эффективности ингибиторов солеотложения
Эффективность ингибиторов солеотложения (%) на модели пластовой воды Красноленинского м-я (пласт ВК-1-2), мг/дм3
Наименование Дозировка, Са2+ = 221,44
ингибитора мг/дм3 Мg2+ = 78,43
НСО3- = 1122,4
СО32- = 6,0
№+, ^ = 6778,72
а- = 10401,5
Feобщ.= 0,4
SO42- =3,85
5 79
ХПС-005К 10 84
20 89
5 96
СОНСОЛ-2001Б 10 99
20 100
5 82,5
СОНСОЛ-2001А 10 90,4
20 99
5 81,7
С0НС0Л-2002А 10 89,5
20 100
У реагентов исследована коррозионная агрессивность, совместимость с попутно добываемой водой и закачиваемой температура застывания, физико-химические свойства - вязкость при пониженных температурах.
- из результатов анализа кинематической вязкости реагента С0НС0Л-2001 марки Б более технологичен, чем ХПС-005К.
С0НС0Л-2001 Б полностью соответствует требованиям потребителя:
- обладает температурой замерзания не выше минус 50° С; совместим с оборудованием из углеродистой стали, обладает низкой коррозионной агрессивностью, ингибитор эффективно снижает скорость образования твердого карбоната кальция.
В результате проведенных исследований был подобран растворитель солеотложений марки С0НС0Л-3001, эффективно удаляющий отложения характерные для данного месторождения, обладающий умеренной коррозионной агрессивностью.
Были проведены расчеты прогнозирования выпадения солей по методу Дж.Е. 0ддо и М.Б. Томсона, на склонность образования карбонатных, сульфатных, солей. Выявлено, что при моделировании условий добычи нефти Красноленинского месторождения наиболее вероятно образование кальцита; результаты приведены в таблице 4.
Проведенное исследование показывает, что наиболее эффективным методом предотвращения солеотложения для Красноленинского месторождения является метод ингибирования. При этом положительные результаты могут быть достигнуты лишь при условии постоянного присутствия реагента в растворе в необходимом количестве. И лучшие результаты достигаются при вводе ингибитора в раствор до начала кристаллизации неорганических солей;
Таблица 4. Результаты прогнозирования образования солей и его типа
Номер скважин, номер куста Содержание ионов, мг/дм3 Осадок Рпл., МПа Индекс насыщения
скв. 6143 а- - 5339,2 SO4-2 - 24,48 HCO3- - 1073,6 Ca+2 - 136,27 Mg+2 - 0 Ш++К+ - 3719,3 гипс СаSO4 •2Н2О 21,5 S<0 = -2,635
ангидрит СаSO4 S<0 = -2,097
бассанит СаSO4 0,5Н2О S<0 = -5682
кальцит СаСОЗ S>0 = 2,57
скв. 2220 а- - 4571,7 SO4-2 - 211,2 HCO3- - 622,2 Ca+2 - 164,3 Mg+2 - 58,32 Ш++К+ - 3017,1 гипс, СаSO4 •2Н2О 21,0 S<0 = -1,627
ангидрит, СаSO4 S<0 = -1,026
бассанит, СаSO4 •2Н2О S<0 = -1,546
кальцит, СаСОЗ S>0 = 2,17
скв.6874 а- - 46,21,8 SO4-2 - 8,64 HCO3- - 2060,6 Ca+2 - 64,13 Mg+2 - 30,38 Ш++К+ - 3691,3 кальцит, СаСОЗ 22,5 S>0 = 2,819
гипс, СаSO4 •2Н2О S<0 = -3,41
ангидрит, СаSO4 S<0 = -2,87
бассанит, СаSO4 •2Н2О S<0 = -3,33
Одним из важных моментов является не только выбор эффективного реагента, но и правильный выбор технологии.
С экономической точки зрения для реализации ингибиторной защиты наиболее целесообразнее подбирать технологию индивидуально для каждой скважины.
Библиографический список:
1. Крабртри М., Эслингер Д., Флетчер Ф., Миллер М. Борьба с солеотложениями - удаление и предотвращение их образования.// Нефтегазовое обозрение. - 2002. - №2. С. 52-73.
2. Кащавцев В.Е. Солеобразование при добыче нефти/ В.Е. Кащавцев, И.Т. Мищенко. - М.: 2004. - 432с.
