аааа. солевой. Томский политехнический университет школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки
 Скачать 2.3 Mb.
|
|
2.1.4 Методика подбора ингибиторов Различные типы ингибиторов применяются в различных ситуациях. Один из важнейших критериев - температурные характеристики ингибитора. Каждый ингибитор имеет свой температурный диапазон, то есть область температур, в которой его использование оптимально. Также при подборе ингибитора учитываются его эффективность применительно к данному технологическому процессу, возможность его использования при заданных эксплуатационных условиях, совместимость с другими химическими реагентами, его доступность и возможность регулярных поставок. Оценка эффективности ингибиторов является трудоемкой задачей. Нужно учитывать необходимость анализа ингибиторов отложений солей при эксплуатации скважин следующим образом: контроль качества продукта на соответствие требованиям концентрации и состава; мониторинг хода ингибиторной обработки, особенно для определения концентрации ингибиторов солеотложений в пластовой воде после обработки. На рисунке 19 представлена стратегия управления солеотложениями для экономической оценки предупреждения выпадения солей. Эта стратегия осуществляется для выбора оптимального подхода к управлению солеотложениями. Подчеркивается необходимость систематизированного подхода для эффективной борьбы с отложением неорганических солей путем ингибирования. Рисунок 19 – Процессы разработки стратегического контроля солеотложений 49 Технологически полное предотвращение осаждения солей может быть достигнуто при оптимальном подборе ингибиторов и их применении посредством соответствующей технологии. Отмечается, что при одновременном проявлении нескольких типов солей, необходимо подбирать или разрабатывать ингибитор солеотложений с оптимальной концентрацией, эффективной ко всем образующим солям. При выборе или разработке ингибиторов солеотложений существуют многие требования: - при низкой концентрации предотвратить или отсрочить образование солей, выпадающих в ПЗП и в скважинном оборудовании в течение длительного времени эксплуатации скважин – соответствующие ингибиторы должны выполнить эту задачу при низких концентрациях; - быть совместимыми с пластовой водой, горной породой и другими химическими реагентами (к примеру, ингибиторы АСПО и коррозии, деэмульгаторы, биоциды) в конкретной соляной системе при пластовой температуре; - быть термически стабильными и не должны привести к повышению скорости коррозии. Быть экологически безопасными; - должны иметь улучшенные адсорбционно-десорбционные свойства. Определение оптимального типа ингибитора. Предупреждение солеотложения достигается использованием ингибиторов в оптимальных дозировках, значения которых определяются содержанием солеобразующих ионов НСО 3 - и Са 2+ в пластовой воде. Выбор ингибитора и его оптимальной дозировки производится на основании результатов экспериментальных работ по исследованию эффективности ингибиторов солеотложения для вод различного ионного состава, приведенных в таблице 10. Для ингибирования солеотложения рекомендуется выбирать реагент с наибольшей эффективностью действия при меньшей дозировке для определенного типа попутно-добываемой воды. Реагент СНПХ-5312Т (базовый) эффективно подавляет отложение солей в 50 пластовой воде с избытком гидрокарбонат-ионов. Таблица 10 – Эффективность ингибиторов солеотложения для пластовой воды Ванкорского месторождения Содержание ионов Ингибитор Защита в % при дозировке, г/т в модельной системе, мг/л 5 10 20 30 Ca 2+ - 1100; HCO 3 - - 976 СНПХ-5312Т 54 82,4 83 Mg 2+ - 380; Na + + K + - 7500 Акватек 511М 98,6 99,3 99,3 99,3 Cl - - 14023 АЗОЛ 3010 С 89,2 91,4 92,8 94,3 2.1.5 Выбор технологии предупреждения, прогнозирования солеотложения, и подбора погружного оборудования в программном комплексе RosPump Отложение солей на элементах подземного оборудования является одним из наиболее часто встречающихся осложнений в механизированной добыче нефти в ОАО «НК «Роснефть». Согласно результатам разборов, отказавших ЭЦН, которые были проведены в ООО «РН-Юганскнефтегаз» и ООО «РН- Пурнефтегаз», доля отказов, обусловленных солеотложением в рабочих органах насосов, составила 10-20% от общего числа всех отказов (рисунок 20). Рисунок 20 – Анализ отказов установки электроцентробежного насоса в результате солеотложения При этом во многих случаях, когда в качестве основной причины отказа указывалась другая, так же были зафиксированы отложения нерастворимых солей на элементах конструкций насосов. За последние несколько лет в ООО «РН-УфаНИПИнефть» накоплен значительный опыт по работе с 51 механизированным фондом скважин, осложненных по причине отложения солей. Известные методики прогнозирования солеотложения прошли проверку и были адаптированы применительно к месторождениям Компании в Западной Сибири (ООО «РН-Юганскнефтегаз» и ООО «РН-Пурнефтегаз»). На их базе в разное время были созданы программные комплексы для прогноза солеотложения в нефтедобывающих скважинах. К сожалению, из-за ряда конструктивных недостатков (специализация на конкретных добывающих предприятиях, не вполне адекватный расчет физико-химических свойств пластовой жидкости, необходимость ручного ввода большого числа исходных данных, низкое качество интерфейса программных продуктов) данные программы не нашли широкого распространения в структурах Компании, отвечающих за механизированную добычу нефти. Отмеченные недостатки программ-предшественников были устранены в модуле «Солеотложения», реализованном в программе подбора погружного оборудования RosPump, которая на протяжении нескольких последних лет является основным инструментом подбора электроцентробежных и штанговых насосов в добывающих предприятиях НК «Роснефть» (рисунок 21). 52 Рисунок 21 – Интерфейс блока «Солеотложения» в RosPump Используя возможности имеющихся в RosPump алгоритмов расчета PVT свойств пластового флюида и определения характеристик многофазного потока по длине скважины, модуль «Солеотложения» позволяет решать следующие важные задачи: - автоматическая загрузка данных («РН-Юганскнефтегаз» и «РН- Пурнефтегаз») по химическому составу воды и газа; - прогноз выпадения карбонатных и сульфатных солей по стволу скважины на основе расчета индекса насыщения; - выбор и расчет параметров оптимальной технологии предупреждения солеотложения; - рекомендации по типу и дозировке ингибитора защиты от солеотложения; - прогноз увеличения наработки и расчет экономического эффекта [11]. Прогнозирование солеотложений в скважине Прогнозирование интенсивности солеотложения в скважине является отправной точкой при планировании мероприятий по снижению отказов оборудования на солеотлагающем фонде. Как показывает нефтепромысловый опыт, затраты на предупреждение отложения солей оказываются во много раз меньше затрат на борьбу с их проявлениями. На нефтедобывающих предприятиях ОАО «НК «Роснефть» в основном распространены два вида отложений солей: сульфатные (Волго-Уральский и Предкавказский регионы) и карбонатные (Западная Сибирь). При этом скорость отложения сульфатов и кальцитов по-разному реагирует на изменение температуры жидкости. Если для сульфатных солей рост температуры среды приводит к увеличению растворимости соли в жидкости, то для карбонатных солей, и, в частности, CaCO 3 , ситуация оказывается противоположной – растворимость падает. 53 Применительно к прогнозу отложения кальцитов в скважине это означает, что наибольшая вероятность выпадения солей существует на участках скважины с повышенной температурой, а именно, в призабойной зоне, в области подвески ПЭД и насоса. Применительно к прогнозированию вероятности солеотложения в нефтедобывающих скважинах можно выделить два основных подхода: эмпирический, который основан на имеющемся опыте анализа случаев выпадения солей в скважинах, и подход, основанный на использовании методик прогноза солеотложения. Существующие методики прогноза солеотложения многообразны. С точки зрения сложности их можно разделить на три группы: - методики, основанные на адаптации известных экспериментальных кривых (графики, номограммы); - методики, основанные на вероятностных моделях (индекс стабильности, индекс насыщения); - методики, основанные на использовании результатов моделирования многофазного потока в скважине с учетом химической кинетики. В силу отличий в механизмах выпадения сульфатных и карбонатных солей различаются отдельно методики прогноза кальцитов и сульфатов. В модуле «Солеотложения» программы RosPump используется методика Оддо и Томсона, в которой оценка возможного выпадения солей проводится по величине индекса насыщения. Методика прошла многолетнюю апробацию на месторождениях Западной Сибири ОАО «НК «Роснефть» и показала удовлетворительное согласование (совпадение в более чем 70% случаях) прогнозных значений с реальными данными. К числу ее несомненных достоинств можно отнести следующие: - минимально необходимый набор входных параметров; - относительная простота в программной реализации; - применимость для прогноза выпадения карбонатных и сульфатных солей. Для прогнозирования риска выпадения солей в модуле «Солеотложения» требуются следующие исходные данные: 54 - 8-компонентный состав пластовой воды (концентрации ионов Na + , K + , Ca 2+, Mg 2+ , Ba 2+ , Sr 2+ , Cl – , SO 4 2– и HCO 3 в мг/л), полученный в результате лабораторных анализов проб пластовой воды для данной скважины; - мольный состав газа (мольные доли CO 2 , CH 4 , N 2 ) для расчета индекса насыщения для кальцитов; - рабочие параметры скважины (дебит жидкости, обводненность, плотность нефти), которые определяются из технологического режима работы скважины и корректируются в процессе подбора насосного оборудования; - термобарические условия (распределения температуры и давления по стволу скважины), определяются с помощью встроенных в RosPump алгоритмов расчета многофазного потока. Выходным параметром расчетной методики Оддо Томсона является индекс насыщения – SI. 𝑆𝑖 = 𝑙𝑔( [𝐾𝑡2+]𝑥 [𝐴𝑛2– ] 𝐾 ), (4) где Kt 2+ и An 2– – молярные концентрации ионов, участвующих в формировании солей, К – константа произведения растворимости при равновесном состоянии. Индекс насыщения отражает степень риска выпадения солей в осадок. Для того чтобы оценить этот риск вводятся уровни солеопасности, которые для месторождений Западной Сибири представлены в таблице. Принимается, что при SI <0 выпадения солей не происходит [11]. Таблица 11 – Уровни солеопасности в зависимости от величины индекса насыщения Уровень Значение SI Низкий (I) < 0,5 Средний (II) 0,5 - 1,0 Высокий (III) 1.0 - 1,5 Сверхвысокий (IV) > 1,5 Выбор технологии предупреждения солеотложения В настоящее время существует большой выбор способов борьбы с отложениями солей на элементах оборудования добывающих скважин. К их числу относятся такие методы, как механические способы удаления твердых 55 осадков, обработка электрическим и магнитным полем, акустическое воздействие, использование защитных покрытий и солезащитных материалов, химические методы предотвращения солеотложения. В силу сказанного выше наиболее эффективными и экономически рентабельными являются методы, направленные на предотвращение солеотложения с помощью ингибирования. К числу методов предотвращения отложения солей, имеющих широкое распространение, можно отнести следующие: - технология постоянного дозирования ингибитора с применением УДЭ; - технология периодического дозирования ингибитора; технология задавливания ингибитора в пласт; - технология применения погружного скважинного контейнера; - технология размещения ингибитора на забое скважины в зумпф (шашки, капсулы); - технология закачки ингибитора в пласт через систему ППД. В модуле «Солеотложения» реализован расчет первых четырех способов предупреждения солеотложения. При выборе технологий предупреждения отложения солей довольно часто применяется подход, основанный на имеющемся опыте борьбы с проявлениями солеотложений по результатам данных химического анализа для условий конкретной скважины. При этом, как правило, рассматривается лишь какая- нибудь одна технология и планирование мероприятий по защите от выпадения солей сводится к выбору ее параметров. Алгоритм выбора технологии предупреждения солеотложения в скважине, который реализован в модуле «Солеотложения» в RosPump использует два критерия, а именно: 1. технологическая эффективность, которая показывает, насколько данная технология является оптимальной для условий скважины; 2. экономическая эффективность, количественным выражением которой является изменение чистого дисконтированного дохода (NPV) за выбранное расчетное время. 56 Исходными данными для расчета являются следующие: - технологические параметры скважины (глубина скважины и спуска НКТ, диаметры обсадной колонны и НКТ, дебит жидкости, обводненность, динамический уровень, плотность нефти, напор насоса и др.), которые определяются из технологического режима работы скважины и в ходе расчета параметров насосного оборудования; - параметры технологий химической защиты (оптимальная дозировка ингибитора, стоимость ингибитора и технологии и др.), которые задаются непосредственно или (оптимальная дозировка ингибитора) вычисляются в ходе расчета; - экономические параметры для расчета чистого дисконтированного дохода NPV (время расчета, цена на нефть, переменные затраты по жидкости и нефти и т.д.), берутся из встроенной базы RosPump; - наработка на отказ на солеотлагающем фонде скважин, которая определяется на основе данных обработки статистики отказов насосов. В качестве выходных параметров выступают следующие: - расчетные параметры технологий (суточный расход ингибитора (кг/сут), годовой расход ингибитора (кг/год), ударный расход ингибитора (кг/сут/зак), число секций контейнера-дозатора, годовой расход продавочной жидкости (м3/год); - эффективность, определяется как соответствие условиям применения; - прогнозная наработка на отказ, вычисляется как произведение текущей наработки на коэффициент увеличения наработки, который для каждой технологии задается на основе опытных данных; - затраты, суммируются стоимость ингибитора, стоимость технологии и стоимость обслуживания технологии; - изменение NPV, вычисляется как разность доходов (экономия на ремонтах, дополнительная добыча нефти) и затрат. 57 Основным критерием при выборе технологии защиты скважины и подземного оборудования от выпадения солей является область применения технологий. Из числа реализованных в модуле «Солеотложения» технологий УДЭ и периодическое дозирование гарантировано защищают скважину от приема насоса до устья, технология применения контейнеров-дозаторов – от приема ПЭД до устья, задавливание в пласт – от забоя до устья. Основные ограничения по применению технологий связаны с дебитом жидкости и обводненностью продукции скважин (таблица 12). Таблица 12 – Технологические ограничения для технологий защиты Технология Дебит жидкости (м 3 /сут) Обводненность (%) Прочие ограничения Технология постоянного дозирования <300 5-100 Технология периодического дозирования <100 0-100 Неполный вынос воды Задавливание в пласт >0 5-100 Применение контейнеров- дозаторов <150 20-80 Помимо выбора технологии предупреждения солеотложения модуль «Солеотложения» позволяет осуществлять выбор ингибитора защиты из числа тех, которые имеются в базе RosPump или внесены непосредственно пользователем (формула 5). 𝜀 = с2−с1 с0−с1 ∗ 100, (5) где C0 – начальная концентрация солеобразующего иона в воде, C1 – концентрация солеобразующего иона в растворе без ингибитора, C2 – концентрация солеобразующего иона в растворе с ингибитором. При одинаковой эффективности предпочтение отдается тому ингибитору, который имеет меньшее значение произведения дозировки и стоимости. В таблице 13 (приложения В) приведена эффективность ингибитора солеотложения [11]. Модуль «солеотложения» в программе подбора погружного оборудования RosPump 58 Основное назначение программы подбора погружного оборудования RosPump, в которой реализован модуль «Солеотложения», состоит в выборе насосного оборудования (для УЭЦН - насос, ПЭД, кабель, для УСШН - насос, штанги, станок-качалка, для фонтана - штуцер) для конкретной скважины с целью обеспечения желаемых дебита жидкости и забойного давления. В качестве исходных параметров программа использует данные технологического режима работы скважины или данные, которые пользователь вводит вручную. Выбор способа эксплуатации реализован во вспомогательном модуле «Сравнение способов эксплуатации». Модуль «Солеотложения» организован в виде дополнительного элемента в общей структуре интерфейса RosPump. Он не оказывает влияния на работу других модулей, но вместе с тем использует данные и алгоритмы основной программы. Схема функционирования модуля «Солеотложения» в RosPump организована следующим образом. На первом этапе происходит загрузка данных технологического режима работы анализируемой скважины, которые берутся как исходные для проведения расчетов. На втором этапе происходит вычисление параметров рабочей точки – точки пересечения индикаторной кривой и кривой лифта в скважине. Ориентируясь на параметры рабочей точки, программа предлагает насосное оборудование, которое позволит обеспечить требуемые дебит и забойное давление. Модуль «Солеотложения» активируется после того, как выбрано насосное оборудование и определен дебит скважины. При работе в данном модуле пользователь последовательно загружает данные по химическому составу воды и газа и производит расчет прогнозных параметров (индекс насыщения, уровни солеопасности, выбор технологии защиты и ингибитора). На заключительном этапе формируется итоговый протокол, в который, помимо параметров насосного оборудования, заносятся также результаты расчетов в модуле «Солеотложения». Общий интерфейс блока «Солеотложения» включает в себя окно «Параметры расчета», содержащее исходные данные (параметры воды и газа, 59 параметры технологий), окно «Результаты расчета» (расчетные параметры технологий защиты) и вкладки окон «Общий прогноз», «Прогноз отложений кальцитов», «Прогноз отложений сульфатов» и «Тип и дозировка ингибитора». В меню RosPump имеется активная кнопка «Рассчитать», при нажатии которой происходит расчет параметров технологий предупреждения солеотложения. После нажатия кнопки «Загрузить данные для солей» автоматически загружаются параметры химического состава пластовой воды и газа для данной скважины, если они имеются в базе данных, или параметры, осредненные по месторождению и пласту, если они в базе данных отсутствуют. Параметры технологий, в том числе наработка на отказ до применения защиты от солеотложения, задаются по умолчанию. Пользователь имеет возможность изменять все значения параметров в окне «Параметры расчета» [11]. Для наглядности в окнах «Прогноз отложений кальцитов»/«Прогноз отложений сульфатов» рисуются карты солеопасности для сульфатов и кальцитов. Каждая карта представляет собой двумерный график, строится в координатах давление-температура и показывает соответствующие им уровни солеопасности по расчетному значению индекса насыщения. Дополнительно на карте нанесена кривая зависимости температуры от давления для скважины, при этом верхняя точка соответствует параметрам на забое, зигзагообразный участок обозначает место подвески ПЭД и насоса: по направлению от приема к выкиду давление и температура растут квазилинейно. Для более наглядного восприятия карту дублирует рисунок скважины, на котором различные ее участки окрашены в цвет, соответствующий тому или иному уровню солеопасности. Кроме того, здесь содержится текстовая информация, поясняющая результаты расчетов: уровни солеопасности с ранжировкой, тип (химическая формула), место выпадения и уровень солеопасности для пяти зон возможного отложения солей (призабойная зона, обсадная колонна, ПЭД+насос, колонна НКТ и устье), значения среднего и максимального индекса насыщения, оптимальная технология предупреждения солеотложения в скважине на основе проведенных расчетов. 60 В окне «Результаты расчета» для каждой технологии рассчитываются эффективность, прогнозная наработка, затраты и изменение NPV. Кроме того, дополнительно указываются параметры технологий (суточный и годовой расход ингибитора, число секций контейнера и т.д.). Окно «Тип и дозировка ингибитора» содержит список и дозировку ингибиторов, рекомендуемых к применению, которые оформлены в виде таблицы. Цветом выделяется ингибитор и дозировка, при которой защита от выпадения солей наиболее эффективна. Рисунок 22 – Примеры интерфейса модуля «Солеотложения» в RosPump Методика прогнозирования солеотложения с помощью индекса насыщения и алгоритм выбора технологии защиты на основе технико- экономического сравнения, которые реализованы в модуле «Солеотложения» RosPump, могут быть успешно использованы при анализе риска выпадения солей и планировании мероприятий по их предупреждению для группы скважин или месторождения в целом. Если химический состав пластовой воды для группы анализируемых скважин примерно одинаков, можно построить карту солеопасности для отдельно взятого пласта или месторождения в координатах 61 давление-температура. Карта может быть использована для оценки риска выпадения солей на забое или приеме насоса, если в этих точках известны давление и температура пластовой жидкости. Другой график, на котором для каждой скважины откладываются ее среднее и максимальное значения индекса насыщения, используется для выделения фонда скважин с высоким риском отложения солей. Технико-экономический анализ применимости различных технологий предупреждения солеотложения позволяет построить карту применения технологий для месторождения в координатах дебит жидкости-обводненность, которая позволит проводить экспресс-планирование мероприятий по защите скважин от выпадения солей в зависимости от технологического режима их работы (рисунок 23) [11]. Рисунок 23 – Определение оптимальной технологии защиты от солеотложения Эффективность ингибиторов солеотложений зависит от технологии их применения в условиях конкретных месторождений. Применяется целый ряд способов подачи ингибиторов солеотложений, в том числе, в зависимости от объекта (таблица 14). Если мы говорим про скважину, то возможны следующие варианты: дозирование с помощью устьевого дозатора в затрубное пространство дозатором типа УДЭ, дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру, периодическая закачка в затрубное пространство с помощью агрегатов, и применение погружных скважинных контейнеров с реагентом. Иногда ингибиторы солеотложений закачиваются совместно с 62 жидкостью для воздействия на пласт с целью предотвращения выпадения солей после проведения работ по интенсификации добычи нефти. При этом должна быть проверена химическая совместимость ингибиторов с жидкостями, к примеру, с жидкостями для (гидравлический разрыв пласта) ГРП. Подача ингибиторов солеотложений в пласт совместно с жидкостью гидроразрыва при ГРП в Западной Сибири увеличивает межремонтный период УЭЦН и продуктивность нефтяной скважины. приведены многие успешные результаты исследований применения технологии задавливания и размещения в ПЗП водного раствора ингибиторов солеотложений добывающих скважин под давлением (технология Squeeze), которая является общепринятой. Главным плюсом является увеличение межремонтного периода УЭЦН после задавливания ингибиторов солеотложений в ПЗП. Таблица 14 – Объекты и способы подачи ингибиторов солеотложений |