CC BY
159
УДК 622.76.031
А.В. Денисова, Д.С. Пислегина, А.М. Шайдулина
ООО «ФЛЭК»
В.Г. Рябов, А.А. Павлова
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
ЛАБОРАТОРНЫЙ ПОДБОР РЕАГЕНТОВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ И ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ГАЛИТА С ПОВЕРХНОСТИ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН ВЕРХНЕЧОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Установлены причины отказов нефтепромыслового оборудования скважин Верхнечонского месторождения. Выполнен физико-химический анализ вод и осадков. Определены эффективные ингибиторы солеотложений и растворители неорганических осадков. Подобрана оптимальная дозировка ингибиторов.
Эксплуатация ряда скважин (скв. 1009, 1010, 1002) Верхнечонского месторождения приводит к частому выходу из строя насосного оборудования.
Самой проблемной скважиной является 1009. По данной скважине проходят остановки по затрубному пространству с заклиниванием ЭЦН с периодичностью 1 раз в 3-4 дня. В настоящее время расклинивание солевых пробок осуществляют на промысле путем промывки пресной водой в течение 1-2 сут. Разовый объем промывочной жидкости составляет от 20 до 70 м . Количество механических примесей может меняться от 3 до 573 мг/дм3.
Исходя из незначительных литературных данных [1-8], информации по технологическим параметрам эксплуатации скважин, их отказам, а также физико-химическому анализу вод и осадков, выполненным по РД 39-23-1055-84, возможны следующие причины образования галита (№С1):
♦ изменение термобарических условий (колебание пластовой температуры до устья скважины от 10 до 20 °С, снижение давления с 16 МПа до атмосферного);
о о
♦ газовый фактор 97,8 м /м ;
♦ обводненность продукции скважин, достигающая в среднем 49 %;
♦ содержание АСПО до 15 %, промотирующих рост кристалла галита;
♦ локальное засоление коллектора;
♦ практически одинаковыми значениями давления насыщения и пластового давления;
♦ высокая минерализация скважинной продукции (до 355,5 г/дм ), благоприятно влияющая на концентрирование ионов бария в воде (табл. 1).
Трудность растворения галита (до 96,5 %) пресной водой обусловлена тем, что на поверхности его кристаллов сформирован труднорастворимый барит (до 3,5 %) и соответственно для его удаления и предотвращения необходима другая химия, нежели для галита (табл. 2, рис. 1).
Для предупреждения образования неорганических отложений был исследован метод их ингибирования.
При определении эффективности действия ингибиторов солеот-ложений (ИСО) были приняты две методики:
1) РД 39-1-641-81 «Методика подбора ингибиторов отложения солей технологических процессов подготовки нефти».
2) гравиметрический метод анализа, применяемый в РУП ПО «БелНИПИнефть ».
Результаты испытаний ИСО, полученные по методике РД 39-1-641-81, приведены на рис. 2. Эффективным считается ингибитор, имеющий степень защиты от образования солей не менее 80 %.
На основании полученных результатов лабораторных испытаний ИСО можно сделать вывод о возможности применения следующих реагентов для осложненной среды скв. 1010 при дозировке 100 г/м (по мере убывания эффективности): Ипроден К-2 м.Б, Хеллан-Н (15%-ный водный раствор), Сонсол 2003, Оптима-017 (126), ФЛЭК ИСО-502, Азол-3010 м.С, Фокс-03Н.
При дозировке данных реагентов 100 г/м защитный эффект против образования барита составил более 80 %, что соответствует требованиям РД 39-1-641-81.
При тестировании ИСО по методике РУП ПО «БелНИПИнефть» исследована наиболее минерализованная вода скв. 1009. Согласно методике эффективность реагентов определялась по ингибированию бариевых отложений. Методика испытаний заключалась в добавлении к модельной осложненной среде товарных форм ингибиторов в количестве
о
30, 30, 50, 100, 200 г/м . Проба с ингибитором и без него («контрольная»
139
Таблица 1
Физико-химический анализ вод ОАО «Верхнечонскнефтегаз»
Место отбора, дата Плотность, г/см3 pH Минерализация, г/л Содержание компонентов, мг/л
СІ- 8042- НСО3- Са2+ Mg2+ Ва2+ Бе3+/ Беобщ Ма+ + К+
Скв. 1008 (нагнетательная) 07.09.2009 0,997 6,9 3,44 1906,10 274,70 197,30 378,46 380,61 - -/2,70 300,87
Скв. 1009 (добывающая) 08.09.2010 1,209 4,4 355,47 221590,20 537,10 9,09 15731,40 14227,00 - -/19,00 103371,11
Скв. 1010 (добывающая) 15.03.2011 1,156 3,92 289,89 173109,44 1425,44 41,48 8076,12 1044,90 16,25 10,35/10,65 106170,48
Примечания:
1. Шестикомпонентный анализ вод проводили согласно РД 39-23-1055-84. По В.А. Сулину, данные пластовые среды можно отнести к хлоридно-кальциевому типу вод.
2. Содержание общего железа в промысловых средах определяли согласно ПНД Ф 14.1: 2.50-96.
3. Йодометрическое определение иона бария в воде осуществляли согласно методике, описанной в НТЖ «Нефтепромысловое дело» (1982. № 9. С. 26-27).
Таблица 2
Химический состав отложений ОАО «Верхнечонскнефтегаз»
Место отбора проб Содержание органической части,% Содержание неорганической части (минеральные примеси), %
Неорганика Нерастворимый остаток Продукты коррозии СаС03 MgС0з МаСІ ВаБ04 ВаСО3 Ма2804
Скв. 1027, куст 4 0,29 99,71 5,14 0,94 0 0 90,14 3,49 0 0
Скв. 111р 0,17 99,83 0,12 0,54 0 0 95,72 3,26 0,19 0
Скв. 111р (повторная проба) 0,77 99,23 0,16 0,10 0 0 96,60 2,15 0 0,95
Куст 4 0,39 99,61 5,15 1,02 0 0 90,49 0,89 2,07 0
Примечание: компонентный анализ неорганической части определяли согласно РД 39-23-1055-84.
Рис. 1. Фрагмент внешнего вида неорганических осадков скв. 111 р
проба) термостатировались при температуре 20 °С в течение 6 ч, после чего отфильтровывался выпавший осадок. Остаточное содержание в растворе катионов бария определялось йодометрическим методом.
Эффективность ингибирования (Э, %) рассчитывалась по формуле
Э = (Ср - Сх) • 100 % / (Со - Сх), (1)
где Сх - содержание катионов бария в «холостой» пробе, мг/дм ; Ср -содержание катионов бария в пробе с ИСО после термостатирования,
33
мг/дм ; С0 - содержание катионов бария в исходном растворе, мг/дм .
Лабораторные испытания показали, что ни у одного ИСО не была получена 80%-ная эффективность действия по предотвращению образования галита. Получены следующие результаты определения эффективности (%) ингибиторов солеотложений при дозировке 100 г/м в модельной среде скв. 1009 ОАО «Верхнечонскнефтегаз»:
ОапаП 8101 ......................................... 11,0
ЕБ 6628 А............................................28,7
Оптима-017 (126) ....................................52,2
Т-3000 Е ............................................27,0
ФЛЭК ИСО-501 ........................................34,2
ФЛЭК ИСО-502 ....................................... 52,5
Ипроден К-2 м. Б.....................................64,0
Хеллан (15%-ный водный р-р) .........................74,5
Азол-3010 м.С .......................................52,2
ВНПП-ОС-3............................................32,4
Сонсол 2003 .........................................49,5
ИСО-61...............................................30,7
Фокс-03Н ............................................52,6
Оксикор-15Н .........................................53,4
Инсан................................................41,6
Эффективность, %
120 -I
100 -
80 -
60 -
40 -
20 -
□ ФЛЭК ИСО-502
□ ФЛЭК ИСО-501
□ С1апап18101
□ Т-300Е
■ Хеллан-Н (15%водный р-р)
□ ЕС 6628А
□ 0птима-017 (126)
□ ИСО-61
□ Ипроден К-2 м. Б
□ Инсан
□ ВНПП-ОС-3
□ Сонсол 2003
■ Фо кс-03 Н
□ Оксикор-15Н
□ Азол-3010 м.С
50 100
Дозировка ингибитора, г/м3
200
Рис. 2. Эффективность действия ингибиторов солеотложений в модельной среде СКВ. 1010
ОАО «Верхнечонскнефтегаз»
Установлены следующие наиболее эффективные ИСО при дозировке 100 г/м (по мере убывания эффективности): Хеллан (15%-ный водный р-р) - (74,5 %), Ипроден К-2 м.Б - (64,0 %), Оксикор-15Н -(53,4 %), Фокс-03Н - (52,6 %), ФЛЭК ИС0-502 - (52,5 %), 0птима-017 (126) - (52,2 %), Азол-3010 м.С - (52,2 %).
Подбор растворителя для неорганических осадков, отобранных с поверхности насосного оборудования, осуществляли гравиметрическим методом при г = 20 °С, т = 3 ч, соотношении осадка растворителя, равном 1:5, в статических условиях.
В результате лабораторных исследований определены следующие эффективные растворители: кислота соляная модифицированная ФЛЭК-КС-401 м. А, разбавленная пресной водой в соотношении 1:99;
0,6%-ный водный раствор каустической соды №ОЫ (pH 8); 0,6%-ный водный раствор каустической соды №ОЫ (pH 8) совместно с кислотой соляной модифицированной ФЛЭК-КС-401 м. А, разбавленной пресной водой в соотношении 1:99.
На основании полученных лабораторных результатов разработан временный технологический регламент по удалению неорганических осадков и защите нефтепромыслового оборудования с применением ИСО для добывающих скважин Верхнечонского месторождения ОАО «Верхнечонскнефтегаз».
В ходе выполнения научно-исследовательской работы по установлению причин образования неорганических осадков на поверхности нефтепромыслового оборудования Верхнечонского месторождения, а также благодаря лабораторному подбору ингибиторов и растворителей солеотложений установлено следующее:
1. Формирование неорганических осадков в основном обусловлено термобарическими условиями эксплуатации скважин, а также физико-химическим составом вод, представляющих собой рассолы (минерализация до 355,5 г/дм ) и содержащих до 96,6 % галита и 3,5 % очень труднорастворимого барита.
2. Наиболее эффективные ИСО для скв. 1010 (по мере убывания эффективности): Ипроден К-2 м.Б, Хеллан-Н (15%-ный водный раствор), Сонсол 2003, Оптима-017 (126), ФЛЭК ИСО-502, Азол-3010 м.С, Фокс-03Н. При дозировке данных реагентов 100 г/м защитный эффект против образования барита составил более 80 %, что соответствует требованиям РД 39-1-641-81. Найденная расходная норма ингибиторов обусловлена высокой минерализацией промысловых сред.
о
3. Наиболее эффективные ИСО при дозировке 100 г/м для скв. 1009 (по мере убывания эффективности): Хеллан (15%-ный водный р-р) (74,5 %), Ипроден К-2 м.Б (64,0 %), Оксикор-15Н (53,4 %), Фокс-03Н (52,6 %), ФЛЭК ИС0-502 (52,5 %), 0птима-017 (126) - (52,2 %), Азол-3010 м.С - (52,2 %).
4. Наиболее эффективные растворители: кислота соляная модифицированная ФЛЭК-КС-401 м. А, разбавленная пресной водой в соотношении 1:99; 0,6%-ный водный раствор каустической соды №ОН (pH 8); 0,6%-ный водный раствор каустической соды №ОН (pH 8) совместно с кислотой соляной модифицированной ФЛЭК-КС-401 м. А, разбавленной пресной водой в соотношении 1:99.
Список литературы
1. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. - М.: Орбита-М, 2004. - 432 с.
2. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. - М.: Недра, 1985. - 215 с.
3. Нефтепромысловая химия: Осложнения в системе пласт - скважина - УППН: учеб. пособие / В.Н. Глущенко, М.А. Силин, О. А. Пташко, А.В. Денисова. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 328 с.
4. Фурман А.А. Неорганические хлориды (химия и технология). -М.: Химия, 1980. - 416 с.
5. Тодес О.М., Себалло В.А., Гольцикер А. Д. Массовая кристаллизация из растворов. - Л.: Химия, 1984. - 232 с.
6. Гарифуллин Ф.С., Гильмутдинов Р.С., Саитов И.Р. О механизме образования осадков сложного состава в скважине // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 11. - С. 77-78.
7. Кислотные обработки: составы, механизм реакций, дизайн / В.Н. Глущенко, О.А. Пташко, Р.Я. Харисов, А.В. Денисова. - Уфа: Изд-во АН РБ; Гилем, 2010. - 392 с.
8. Результаты стандартных и специальных исследований нефти Верхнечонского месторождения / К.Д. Ашмян, Г.Б. Немировская, А.Б. Фукс [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 4. - С. 30-33.
7. Сахибгареев Р.С. Геохимические особенности выпадения галита на контакте нефть - вода на примере нефтяных месторождений Припят-ского прогиба // Докл. АН СССР. - 1974. - Т. 219, № 3. - С. 721-723.
8. Подбор ингибирующей и депрессорной присадки для нефти Верхнечонского месторождения / И.В. Прозорова, Н.В. Юдина, Н.А. Небогина [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 6. - С. 68-70.
Получено 20.06.2012
