аааа. солевой. Томский политехнический университет школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки
 Скачать 2.3 Mb.
|
|
Объект Скважина Пласт Дозирование с помощью устьевых дозаторов в затруб (типа УДЭ) Задавка в пласт добывающих скважин Способ подачи реагента Дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру (типа УДЭ) Закачка в нагнетательные скважины (через систему ППД) Введение ингибитора с проппантом при ГРП (ScaleProp) Периодическая закачка в затруб с помощью агрегатов Введение ингибитора с жидкостью гидроразрыва при ГРП (ScaleFrac) Применение погружных скважинных контейнеров с реагентами Совмещение кислотной обработки с введением ингибитора Введение ингибитора с жидкостью глушения 2.2 Постоянное дозирование ингибитора в затрубное пространство скважины индивидуальной дозирующей установкой Метод заключается в подаче ингибитора в затрубное пространство скважины в постоянном режиме с помощью стандартной дозирующей установки, подключенной к полевой затрубной задвижке скважины. 63 Под действием собственного веса струя ингибитора перемещается до динамического уровня, где происходит смешение со скважинной жидкостью в затрубном пространстве. Так как плотность водного раствора ингибитора выше плотности жидкости в затрубном пространстве (нефти), то под действием силы тяжести раствор поступает на прием ЭЦН. Ингибитор солеотложения практически не растворяется в нефти и не накапливается в жидкости затрубного пространства. Рисунок 24 – Подача ингибитора в затрубное пространство 1-газораспределительная батарея; 2-скважинная линия с газом высокого давления; 3-дозировочный насос; 4,5-манометры;6-задвижка выкидной линии;7,8-затрубные задвижки;9-НКТ; 10,11-пусковой и рабочий газлифтные клапаны;12-циркуляционный клапан;13-пакер. Рисунок 25 – Блок дозирования реагентов типа установки дозировочной электронасосной 64 Количество ингибитора, дозируемого в скважину (P, кг/сут), рассчитывается по формуле: Р = Р 0 · Q В /10 3 , кг/сут (6) где, Р – количество ингибитора, дозируемого в скважину; Q В – производительность скважины по воде, т/сут; Р 0 – оптимальная дозировка ингибитора для пластовой воды, г/т. В связи с малыми дозировками ингибитора и для компенсации его потерь (на начальном этапе) на адсорбцию стенками эксплуатационной колонны и НКТ в течение первых 3-5 дней ингибитор в скважину подается в режиме «ударной дозировки», которая в 2-5 раз превышает оптимальную дозировку. По истечении срока подачи реагента в режиме «ударной дозировки» его расход снижается до уровня оптимальной дозировки. Для сокращения начального этапа (насыщения) возможно проведение закачки расчетного количества ингибитора по технологии периодического дозирования с передвижных насосных установок. При расчетном расходе ингибитора солеотложений менее левой рабочей границы дозировочного насоса, необходима его замена на соответствующий дозировочный насос, либо закачивать существующим дозировочным насосом раствор ингибитора. Давление, развиваемое дозировочным насосом при закачке ингибитора в затрубное пространство, должно превышать давление газа в затрубном пространстве. Для повышения эффективности мероприятий по защите от солеотложений перед началом дозирования ингибитора необходимо провести работы по удалению имеющихся отложений в стволе скважины, в ПЗП и на УЭЦН. При работе УДЭ, БРХ. В течение 3-5 дней дозирующие устройства должны обеспечивать закачку ударной дозы для ускоренного насыщения жидкости в затрубном пространстве и доставки реагента к приему ЭЦН, так как в первые дни вывода скважины на режим в затрубное пространство присутствует насыщенный солями водный раствор глушения. 65 Заправка емкостей УДЭ, БРХ ингибитором производится по мере необходимости, а обслуживание – не реже, чем раз в три дня. При остановке скважины на ТКРС дозатор останавливают, нагнетательная линия от дозирующего устройства демонтируется. Запуск УДЭ производится одновременно с запуском скважины в работу после ТКРС и начинается с ударной дозы ингибитора. [12]. 2.3 Дозирование ингибитора с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру Отложения солей возникают практически на всем пути следования скважинной продукции. Традиционный метод, который мы рассмотрели выше, подача ингибиторов солеотложения в затрубное пространство зачастую оборачивается коррозионным поражением колонны, насосного оборудования, кабеля. Применение армированных капиллярных трубопроводов позволяет подавать минимальное количество ингибитора целенаправленно в нужный интервал скважины (в колонну НКТ, непосредственно на прием ЭЦН, в интервал перфорации) что снижает вероятность коррозионного поражения и повышает эффективность работы самого ингибитора. Капиллярная система подачи химических реагентов позволяет щадящим образом подойти к процессу ингибирования солеотложений, потому что мы подаем малые количества регентов (1-5 л/сут) и именно в нужный интервал скважины. Это позволяет защищать оборудование от солеотложений с минимальным коррозионным воздействием. Капиллярная система включает в себя наземную дозировочную установку и устройство ввода, капиллярный трубопровод малого диаметра, который может доходить до интервала перфорации. Технология подачи происходит следующим образом: По скважинному капиллярному трубопроводу (5), закрепленному на внешней поверхности НКТ, химический реагент поступает в клапан-распылитель (7), перед которым установлен протектолайзер (6) для защиты питающего кабеля и капиллярного 66 трубопровода. При выбранном способе дозирования химический реагент поступает на приемную сетку УЭЦН (рисунок 26). Расход реагента может быть значительно снижен, по сравнению с традиционной подачей в затрубное пространство скважины [12]. Рисунок 26 – Подача реагента на прием УЭЦН по импульсной трубке [13] 2.4 Технология периодического дозирования в затрубное пространство скважины Технология заключается в серии одноразовых закачек пачек ингибитора в затрубное пространство скважины с частотой один раз в 15 или 30 дней в зависимости от производительности скважины. Обработке подвергаются скважины с низкой производительностью, где отсутствуют условия немедленного выноса всего объема ингибитора насосом. При использовании данной технологии существуют два пути поступления ингибитора на прием ЭЦН – из затрубного пространства и с забоя скважины. При выводе скважины на режим после глушения, часть затрубного пространства заполнена раствором глушения. Введение ингибитора в затрубное пространство 67 в этом случае сопровождается его растворением в растворе глушения. При снижении поступления жидкости из пласта скважинный насос начинает отбирать жидкость из затрубного пространства, и растворенный ингибитор поступает на прием ЭЦН. При замещении раствора глушения в затрубном пространстве на нефть часть подаваемого ингибитора, спускаясь на прием насоса под действием собственного веса, поступает в насос, а часть из-за малой скорости восходящего потока успевает опуститься в поднасосное пространство и на забой скважины. В последнем случае растворившийся в водной среде на забое скважины ингибитор постепенно выносится с потоком. Возможна непосредственная задавка насосным агрегатом раствора ингибитора на забой скважины (рисунок 27). В процессе эксплуатации скважины в затрубном пространстве сосредоточен слой нефти. Движение через него водного раствора ингибитора солеотложения нерастворимого в нефти протекает достаточно быстро. В этой связи применение технологии рекомендуется только в том случае, если раствор ингибитора задавливается на забой скважины, а ее эксплуатация сопряжена с неполным выносом жидкости, скапливающейся на забое. Рисунок 27 – Периодическое дозирование ингибитора в затрубное пространство 68 При использовании данного метода необходимо проводить оценку выноса ингибитора индивидуально для каждой обрабатываемой скважины для того, чтобы опытным путем определить время между его закачками. Количество ингибитора (Р, кг), подаваемого на забой скважины, рассчитывается по формуле: Р = К · Р 0 · γ · n · (Q ж · τ + V з )/10 6 , кг/сут (7) где К = 1,5-2,0 – коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его с забоя скважины; Р 0 – оптимальная дозировка ингибитора для пластовых условий, г/м3; τ – периодичность обработок, сут (рекомендуется периодичность 15-30 сут, при снижении содержания ингибитора в попутно-добываемой воде ниже допустимого минимального уровня производится новая обработка); V з – объем жидкости на забое скважины (м 3 ) рассчитывается по формуле: V з = π · r С 2 (L С – L НКТ ), м 3 (8) где r С – радиус скважины, м; π – 3,14; γ – плотность газонасыщенной жидкости (кг/м 3 ) рассчитывается по формуле: = [ 1 + 2 · Г + 3 · n 0 / (1 - n 0 )] / [b + n 0 / (1 - n 0 )], кг/м 3 (9) где 1 – плотность сепарированной нефти в нормальных условиях, кг/м 3 ; 2 – плотность газа в нормальных условиях, кг/м 3 ; 3 – плотность пластовой воды в нормальных условиях, кг/м 3 ; Г – газосодержание пластовой нефти, приведенное к нормальным условиям, м 3 /м 3 ; n 0 – объемная доля воды в добываемой скважинной продукции рассчитывается по формуле: n 0 = n / [n + (1 - n) 3 / 1 ], (10) где n – массовая доля воды в добываемой скважинной продукции. 69 Если при расчете количество ингибитора Р получается меньше 50 кг, то для первой закачки необходимо брать 50 кг ингибитора. При следующем закачке ингибитора на забой скважины необходимо брать расчетное количество реагента. Периодичность закачки ингибитора на забой скважины уточняется в процессе работы скважинного оборудования [12]. Для проведения работ необходимо приготовить 1-10% раствор ингибитора в технической воде для закачки реагента в затруб скважины. Раствор готовится на попутно-добываемой воде или воде близкой к пластовой по минерализации для обеспечения условий перемещения ингибитора вниз по скважине за счет сил гравитации. Рисунок 28 – Схема обвязки оборудования при периодическом дозировании ингибитора Выполнить обвязку оборудования, подсоединив выкидную линию агрегата ЦА-320 (1) к внешней затрубной задвижке скважины (рисунок 28). Всасывающая линия агрегата соединяется с автоцистерной с раствором ингибитора (2). Не останавливая работу скважинного насоса, произвести закачку раствора ингибитора в затрубное пространство скважины на малых оборотах, не поднимая давление выше максимально допустимого [12]. 70 2.5 Применение погружных скважинных контейнеров с реагентами Погружные скважинные контейнеры представляют собой систему перфорированных трубных секций, заполненных ингибитором. Контейнеры монтируются под основанием погружного электродвигателя (ПЭД) или телеметрической системы (ТМС), что позволяет дозировать ингибитор ниже уровня ПЭД, в область, где только начинается процесс солеотложений вследствие нагрева пластовой жидкости (рисунок 29) За счет своей автономности, данная технология удобна в применении на удаленных месторождениях, доступ к которым затруднен, достаточно дешевый способ борьбы с осложнениями (по сравнению с поверхностными дозаторами), легко монтируются, не требуют обслуживания. Однако ограничения, связанные с объёмом скважинного контейнера, влияют на длительность защиты и соответственно межремонтного периода. Габаритные размеры ПСК зависят от модификации и производителя. Таблица 15 – Средние габаритные размеры Наружный диаметр, не более, мм 89,0 Длина в сборе, мм до 30000 500 Вес (макс) заполненный ингибитором, не более, кг 556 Для удобства заполнения контейнера ингибирующей композицией, а также для удобства транспортирования и хранения его конструкция выполнена разборной на секции. При сборке контейнера секции соединяются на резьбе. Длина отдельной секции 4000 мм. В нижнем резьбовом наконечнике секции, кроме последней, установлена перфорированная диафрагма. Последняя (нижняя) секция имеет наглухо заваренное дно. Контейнер скважинный, заполненный ингибитором ИСТ, с помощью узла крепления присоединяется к основанию погружного электродвигателя и опускается в скважину в составе установки. Скважины могут иметь значительную кривизну, что приводит к возникновению изгибных нагрузок на конструкцию, как контейнера, так и 71 УЭЦН. Это может вызвать повышение уровня вибрации при работе насоса и ослабить крепления секций и контейнера к УЭЦН. Рисунок 29 – Схема установки погружного скважинного контейнерах [14] Твердый ингибитор солеотложений дозируется за счет постепенного размягчения и вытекания в дозатор, где носитель растворяется в нефти, высвобождая активную основу ингибитора (рисунок 30). Контейнер для твердых реагентов состоит из труб, заполненных ингибитором, а в нижней части расположен дозатор с калиброванными отверстиями. Во время работы ЭЦН пластовая жидкость поступает в рабочую камеру. Твердый ингибитор растворяется и смешивается с пластовой жидкостью. Молекулы ингибитора адсорбируются на зародышах кристаллов неорганических солей, препятствуя их дальнейшему росту и осаждению на рабочих органах ЭЦН и поверхностях оборудования. Данная конструкция контейнера успешно прошло опытно-промышленные испытания (ОПИ) в нефтяной компании ОАО НАК «Аки-Отыр». 72 Рисунок 30 – Погружной скважинный контейнер с твёрдым реагентом [14] Конструкция контейнера для капсулированного ингибитора была предложена для уменьшения расхода реагента на начальном этапе. Технология дозирования капсулированных реагентов обеспечивает стабильную дозировку ингибитора солеотложения в течение всего срока службы скважины. Контейнер с капсулированным реагентом включает секции труб, наполненные жидким ингибитором в капсулах. Количество секций контейнера определяется в зависимости от дебита скважины. Капсулы, изготовлены из полимерных полупроницаемых мембран размером от 50 до 100 мкм. Пластовая жидкость попадает в дозирующее устройство через нижний ряд отверстий, во время нахождения жидкости внутри контейнера ингибитор растворяется, и поступающая жидкость выносит смесь с растворенным реагентом в затрубное пространство через верхний ряд отверстий дозатора к приемному модулю ЭЦН 73 и предотвращает солеотложения (рисунок 31). Данная конструкция успешно прошла ОПИ в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Рисунок 31 – Погружной скважинный контейнер с капсулированным реагентом Отметим, что для обоих описанных вариантов контейнера требуется определенный тип ингибитора: твердый или капсулированный. Для того чтобы можно было использовать любой тип реагента, по требованию заказчика был разработан контейнер скважинный универсальный, отличающийся от предыдущей конструкции дополнительным дозатором для гибкой регулировки ингибитора (рисунок 32). Контейнеры КСУ состоит из корпуса, соединительных муфт и дозатора, размещенного в верхней части каждой секции. Дозатор помимо отверстий снабжен дополнительной ступенью дозирования с системой отверстий и трубкой, обеспечивающей подачу пластовой жидкости в нижнюю часть корпуса, что обусловливает равномерное и полное растворение ингибитора в течение заданного периода эксплуатации за счет увеличенной поверхности массообмена. Дозирование реагента обеспечивается посредством 74 диффузионного растворения ингибитора и выноса в скважину насыщенной реагентом пластовой жидкости. Эффективность действия КСУ при определенном подборе конструкции под тип ингибитора обеспечивается изменением геометрических параметров отверстий в дозаторе и в дополнительной ступени дозирования. К преимуществам контейнеров КСУ следует отнести отсутствие ограничений по типу используемого ингибитора, температуре и обводненности пластовой жидкости эксплуатируемых скважин. Контейнеры КСУ обеспечивают высокую точность дозирования ингибитора и эффективную защиту узлов УЭЦН в осложненных условиях эксплуата ции [14]. Рисунок 32 – Погружной скважинный контейнер универсальный [14] В целях обеспечения равномерного процесса дозирования в пластовую продукцию жидких реагентов АО "Новомет-Пермь" разработан и серийно выпускается скважинный контейнер со шнеком (КСШ) для жидкого ингибитора (рисунок 33). Контейнер КСШ устанавливается под основанием ПЭД с применением эластичного разобщителя. В верхней части корпуса, заполненного 75 жидким концентрированным ингибитором, располагается неподвижный шнек, над которым выполнены калиброванные отверстия. Подача ингибитора из контейнера КСШ реализуется следующим образом. Пластовая жидкость поступает из скважины в корпус контейнера через отверстия и проходит вдоль лопастей шнека. При этом взвешенные крупнодисперсные частицы, содержащиеся в жидкости, отделяются и оседают на дне контейнера, вытесняя концентрированный ингибитор в верхнюю часть секции и далее в скважину. Таким образом, при работе контейнера синхронно осуществляются процессы дозирования реагента и очистки пластовой жидкости, а сам контейнер является накопителем крупнодисперсных частиц. Дозирование ингибитора в скважину осуществляется с высокой точностью, так как количество дозируемого реагента пропорционально коэффициенту сепарации шнека. К недостаткам контейнеров КСШ следует отнести ограничения по области применения: не рекомендуется использовать в скважинах с углом наклона более 35° от вертикали [14]. Рисунок 33 – Погружной скважинный контейнер со шнеком [14] |