CC BY
161
2. Дроздов В.Н. Модели полиграфических устройств и сигналов; Санкт-Петербургский институт печати, 2013. 100 с.
3. Сафонов А.В., Могинов Р.Г. Проектирование полиграфического производства «Технология полиграф. пр-ва», 2010.
4. Зельдович Б.З. Менеджмент в полиграфии. МГАП Мир книги, 2012. 240 с.
МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ НА СКВАЖИНАХ БУРАЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Акмалетдинова Д.Х.
Акмалетдинова Динара Халиловна - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа
Аннотация: в настоящее время борьба с отложениями неорганических солей переросла в сложную научно-техническую проблему. В данной статье рассматриваются методы борьбы с отложениями неорганических солей, применяемые на скважинах Бураевского месторождения.
Ключевые слова: скважина, нефтедобыча, методы предотвращения, отложения неорганических солей, ингибитор, межремонтный период.
Отложения неорганических солей при эксплуатации обводненных скважин закупоривают перфорационные каналы, обсадные и эксплуатационные колонны, НКТ, клапаны, насосы, а также внутреннюю поверхность скважинного оборудования [1]. Основной причиной выпадения осадка неорганических солей в объеме водно -нефтяного потока является перенасыщение промысловых вод малорастворимыми солями щелочноземельных металлов, в частности, карбонатом и сульфатом кальция, солями магния, бария и стронция. В результате пересыщения солевые растворы теряют стабильность и выделяют малорастворимые карбонаты и сульфаты щелочноземельных металлов, которые формируются в полидисперсный осадок, оседающий в призабойной зоне пласта и на нефтепромысловом оборудовании. С течением времени осадки превращаются в твердые отложения, которые приводят к снижению межремонтного периода работы погружного и наземного насосного оборудования, дебита скважин, пропускной способности трубопроводов, уменьшению темпов добычи и к дорогостоящим ремонтным работам [2].
Перенасыщение системы происходит:
- за счет несовместимости пластовых и нагнетаемых вод;
- выщелачивания пород коллектора с последующим обогащением промысловых вод осадкообразующими ионами;
- резкой смены термодинамических условий: температуры, давления, выделения свободного газа;
- понижения концентрации водорастворимых солей, повышения рН.
В действующем фонде Бураевского месторождения находятся 224 добывающие скважины. Из них 41 скважина осложнена различными видами отложений, в частности отложениями неорганических солей - 5 скважин.
Пластовые воды месторождения в основном относятся к минерализованным растворам хлоркальциевого типа (по В.А. Сулину) с плотностью от 1140 до 1180 кг/м3 и минерализацией от 213,2 до 516,1 г/дм3.
На Бураевском месторождении применяются физические, химические и технологические методы предотвращения образования солеотложений [3].
К технологическим методам относится применение различных устройств, изменяющих структуру потока водонефтяных смесей в скважине, либо условия кристаллизации и отложения солей (применение различного рода штуцеров, диспергаторов, хвостовиков, покрытий) [2]. Применение лакокрасочных и полимерных покрытий, деталей и узлов оборудования из полимерных материалов, обладающих низкой адгезией к солям, позволяет защитить участки скважин наиболее подверженные отложению солей.
Насосно-компрессорные трубы с покрытием
Преимущества: высокая коррозионная стойкость; низкая адгезия АСПО и солей; низкие гидравлические сопротивления.
Недостатки: высокая стоимость; низкая ремонтопригодность.
В основном применяются лакокрасочные материалы на основе эпоксидных, модифицированных эпоксидных и фенолформальдегидных смол (для труб большого диаметра) и порошковые полимеры (для бурильных, насосно-компрессорных и нефтегазопромысловых труб).
Фильтр для штангово-глубинных насосов.
Преимущества: препятствует коагуляции частиц парафина, соли.
Недостатки: низкая эффективность при малых дебитах; дополнительное гидравлическое сопротивление.
Конструктивные особенности. Изделие состоит из щелевого фильтра внутри НКТ и следующего за ним дробящего механизма - диспергатора. Поток жидкости, проходя через щелевой фильтр, приводит во вращательно-поступательное движение диспергатор. В зависимости от качества нефтегазовой смеси и глубины залегания нефтяного пласта, диспергатор может дублироваться между насосом и щелевым фильтром несколько раз.
Рис. 1. Фильтр для штангово-глубинных насосов Обозначения: 1 - резьбовая муфта; 2 - щелевая труба НКТ; 3 - ограничитель хода;
4 - диспергатор
Физические методы предупреждения солеотложения основаны на применении магнитных, электрических и акустических полей для обработки добываемой жидкости.
На месторождении экспериментально применялся резонансно-волновой комплекс (РВК) «Пилот» производства АО «Ижевский радиозавод». Основной эффект от внедрения РВК на скважине — это отсутствие солеотложений и, как следствие, отсутствие отказов по причине выпадения солей. На всех скважинах, где внедрялся РВК, не было необходимости в проведении химических обработок против
16
солеотложений. При этом наблюдалось увеличение межремонтного периода работы скважин. РВК на Бураевском месторождении в данное время не применяется, вследствие высокой стоимости и невозможности применения с УШГН.
Для борьбы с отложениями неорганических солей возможно также применение магнитных активаторов, изготавливаемых на основе постоянных магнитов и предназначенные для использования в процессах добычи и транспортировки нефти. Под действием магнитного поля растворенные соли изменяют свою структуру, не осаждаясь в виде твердых осадков, а выносятся из скважины как кристаллический мелкодисперсный «шлам» [4].
За период с 30.08.2014 по 01.09.2015 магнитные активаторы были внедрены на трех скважинах ООО «Башнефть-Добыча». После установки магнитных активаторов проводят периодические обработки с межочистным периодом в 3 -4 раза большим, по сравнению с обработками до внедрения магнитных активаторов. В результате внедрения магнитных активаторов получено увеличение межремонтного периода на 55% (со 114 до 177 суток). Экономический эффект по трем скважинам составил 4380 тыс. рублей за счет снижения затрат на ремонты скважин и ГНО в течение года.
Исходя из вышеприведенных данных, опытно-промышленные испытания (ОПИ) по применению магнитных активаторов следует признать эффективными, технология рекомендуется к промышленному внедрению на Бураевском месторождении. В целом получен положительный эффект, но действия магнитных активаторов недостаточно для полного отказа от проведения химических обработок скважины.
Химический метод предупреждения солеотложения, основанный на применении химических реагентов-ингибиторов солеотложения, получил наибольшее распространение на Бураевском месторождении. Он позволяет обеспечить качественную и продолжительную защиту оборудования от солеотложения на всем пути движения водонефтяной смеси.
На месторождении применяются следующие реагенты солеотложений:
1) СНПХ-5312С - однородная жидкость светло-желтого цвета, обладает повышенной совместимостью с пластовой и попутно добываемой с нефтью водами. Применяется в условиях высокоминерализованных попутно добываемых с нефтью вод.
2) «ОеБсиш 2Б 3811 С» - сложная композиция на основе органических комплексонов с фосфоновыми группами. Механизм действия ингибитора солеотложений основан на блокировании зарождающихся центров кристаллизации, подавлении роста кристаллов солей и удержании их в растворе во взвешенном состоянии.
3) Ингибитор солеотложения Башкирии (ИСБ) - нитрилотриметил-фосфоновая кислота (НТФ) представляет собой фосфорорганическое соединение в виде белого кристаллического порошка, хорошо растворимого в воде, кислотах, щелочах, и нерастворимый в органических растворителях и нефти. На промыслы поступает в гранулированном виде. Наибольший эффект достигается при дозировках 4 - 5 г/м3 обрабатываемой воды.
4) Инкредол-1 - многокомпонентный ингибитор на основе НТФ. Представляет собой жидкость зелено-желтого цвета с содержанием основного вещества 25-35%, хорошо растворяется в воде. Поэтому температура замерзания его минус 50°С, а скорость коррозии 0,3 мм/год. Рекомендуется применять в скважинах и нефтепромысловом оборудовании для предотвращения образования карбонатов и сульфатов кальция [1].
Несмотря на положительные результаты от применения данных реагентов, проблема отказов глубинно-насосного оборудования по причине солеотложений до сих пор остается актуальной. В связи с этим появляется необходимость испытания более эффективных реагентов.
Для решения этой проблемы в НГДУ «Арланнефть» была утверждена программа опытно-промысловых испытаний (ОПИ) нескольких реагентов. ОПИ были проведены в период с 2014 по 2015 гг.
ОПИ проводились в соответствии со стандартом СТ-07.1-00-00-04 «Порядок проведения лабораторных и опытно-промысловых испытаний химических реагентов для применения в процессах добычи и подготовки нефти и газа» оперативным персоналом НГДУ «Арланнефть» под общим руководством ОГТ ООО «Башнефть-Добыча и авторским надзором производителей реагентов. Измерение параметров работы скважины производилось сотрудниками НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча». Обработки ингибиторами солеотложений производились при постоянной подаче, с удельной дозировкой 70 г/м3. Также проводился отбор проб для определения компонентного состава пластовой воды и остаточного содержания.
Реагент солеотложений «Сонсол-2003» производства ЗАО «ОЗНХ». По результатам входного контроля реагент соответствует ТУ 2458-035 00151816-2008. Реагент солеотложений «Азол 3010 марка С» производства ОАО «Котласский химический завод». По результатам входного контроля реагент соответствует ТУ 2458-044-00205423-2012. Реагент солеотложений «Эфрил ИСО 72» производства ООО «ЭФРИЛ». По результатам входного контроля реагент соответствует ТУ 2458172-30099585-2012 [5].
Основные выводы по результатам ОПИ:
Применение рассмотренных ингибиторов для предотвращения неорганических солей возможно. Эффективность ингибиторов «Сонсол-2003» и «Азол 3010 марка С» на уровне базового реагента. Эффективность ингибитора солеотложений «Эфрил ИСО-72» в сравнении с базовым реагентом «Сонсол-2002А» выше. Коэффициент активности ингибитора «Эфрил ИСО-72» равен 1,14.
Выводы: актуальным является поиск новых альтернативных технологий защиты нефтепромыслового оборудования от отложений неорганических солей. В условиях Бураевского месторождения целесообразно применение химических методов борьбы с солеотложениями, так как технологические методы имеют низкую ремонтопригодность, а физические - еще недостаточно глубоко изучены, сложно прогнозировать их эффективность.
Список литературы
1. Антипин Ю.В. Предотвращение отложений при добыче обводненной нефти. Уфа: Баш. кн. изд-во, 1987. 168 с.
2. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. 215 с.
3. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка Бураевского нефтяного месторождения. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 368 с.
4. Файзуллин Р.Р., Бакирова Н.М. Технологический проект разработки Бураевского месторождения. Уфа: ООО «БашНИПИнефть», 2015. 167 с.
5. Ямилов Р.Р., Артемьева Т.Г. Опытно-промышленные испытания ингибитора солеотложений «Descum 2D-3811C». Уфа: ООО «БашНИПИнефть», 2015. 15 с.
