аааа. солевой. Томский политехнический университет школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки
 Скачать 2.3 Mb.
|
|
Средняя наработка ЭЦН с КСТР, сут ОАО «НАК « Аки – Отыр» 2007 г. Более 300 224 541 "Салым Петролеум Девелопмент Н. В." 2008 г. 67 285 627 АО "Томскнефть" ВНК 2009 г. Более 800 118 313 ОАО "Саратовнефтегаз" 2010 г. 19 196 399 Преимущества КСТР заключается в более низкой стоимости по сравнению с КСПР. В свою очередь последние не зависят от температуры и обводненности продукции скважин (таблица 17). Таблица 17 – Рекомендации по применению скважинных контейнеров производства АО "Новомет-Пермь" Тип контейнера Рекомендации Тип ингибитора по применению Условия применения КСТР Твердый Температура пластовой жидкости от 75 до 120 °C. Обводненность пластовой жидкости - от 0 до 90 % КСКР Капсулированный Установка в горизонтальных скважинах. Нет ограничений по температуре и обводненности пластовой жидкости КСУ Твердый, жидкий, капсулированный Нет ограничений по температуре и обводненности пластовой жидкости КСШ Жидкий Равномерный вынос ингибитора. Концентрация взвешенных частиц менее 200 мг/л, средний диаметр частиц менее 300 мкм 77 Сравнение качественных характеристик выноса твердого, жидкого и капсулированного ингибитора из скважинных контейнеров различных конструкций представлено на рисунке 34. Рисунок 34 – Характер изменение концентрации ингибитора в пластовой жидкости от времени при использовании скважинных контейнеров 1 - КСТР; 2 - КСКР, КСУ; 3 - КСШ 2.6 Современный подход к усовершенствованию технологий с применением ингибитора солеотложений Если мы говорим о доставке реагента в пласт, то применяются следующие основные способы: задавка в пласт добывающих скважин, закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибиторов с проппантом при ГРП, введение ингибиторов с жидкостью гидроразрыва при ГРП, совмещение кислотной обработки с введением ингибитора, и введение ингибитора с жидкостью глушения. В компании ООО «РН-ЮНГ» уже на протяжении многих лет применяются технологии задавливания ингибитора в пласт. Объем внедрения – более 2200 операций задавки на осложненных солеотложением скважинах. Успешность операций составляет – более 92 %. 78 Рисунок 35 – Разновидности технологии задавки в пласт 2.6.1. Технология задавливания ингибитора в пласт (технология SQUEEZE) В мировой практике технология закачки ингибиторов в пласт начала испытываться с 1965 по 1970 гг. на месторождениях Latan East Howard в западном Техасе, Grayburg Jackson, Bone Springs в Нью-Мексико, East Salt Creek в округе натрона (Вайоминг) и т.д. в отечественной практике данная технология применялась с 1970 по 1980 гг. на месторождениях Западной Сибири. Технология заключается в задавливании пачки ингибитора в призабойную зону пласта, где он адсорбируется и удерживается на поверхности породы. В процессе фильтрации жидкости через ПЗП протекает постепенный процесс десорбции, ингибитор высвобождается и с пластовой жидкостью поступает в скважину, обеспечивая условия предупреждения отложения солей. Для подготовки поверхности породы, удаления уже образовавшихся отложений рекомендуется совмещать задавливание в пласт с небольшой, по объему, кислотной обработкой скважины. Этот прием одновременно позволяет увеличить проницаемость ПЗП и облегчает процесс доставки ингибитора в пласт. Работы по задавливанию ингибитора в пласт проводятся во время текущего и капитального ремонта в соответствии с основным планом ТКРС. 79 Работы по задавливанию ингибитора выполняются на скважине: - с исправной подвеской НКТ (отбракованная, прошаблонированная), спущенной в район нижних дыр интервала перфорации или за 50 м от верхних дыр перфорации для одновременной установки блокирующих составов; - с исправным состоянием эксплуатационной колонны; - с исправным состоянием задвижек для закачки. Давление задавливания определяется приемистостью пласта и не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины. При открытом затрубном пространстве в НКТ последовательно закачать кислотным агрегатом 15 % раствор соляной кислоты и раствор ингибитора солеотложения. После закачки жидкости в объеме НКТ закрывается задвижка на затрубном пространстве. Далее продавливается раствор ингибитора расчетным объемом 1,5 % водного раствора катионного ПАВ либо нефтью на глинизированных коллекторах, затем технологической жидкостью в объеме колонны НКТ. Закрывается скважина на 12 часов для адсорбции реагента и его распределения в порах пласта. По окончании процесса адсорбции из скважины извлечь НКТ, спустить насос, освоить скважину. Повторное задавливание ингибитора в пласт и закачка ингибитора на забой скважины осуществляются при снижении содержания ингибитора в попутно-добываемой воде ниже допустимого минимального уровня (рисунок 36) [12]. Рисунок 36 – Схема закачки ингибирующего состава 1 - пачка раствора оторочки;2 - пачка раствора ингибитора;3 - продавочная жидкость для оттеснения ингибитора в удаленную зону пласта 80 Рассчитывается количество ингибитора (Р, кг), задавливаемого в призабойную зону пласта по формуле: Р = К · Р 0 · Q В · τ 1 /10 3 , (11) где τ 1 – предполагаемое время защиты скважины от солеотложения, сут (принимать равным не менее 100 сут). Требуемое время защиты оборудования от солеотложения уточняется из практики или устанавливается Заказчиком и обычно составляет 180 суток. Если при расчете количество ингибитора Р получается меньше 200 кг, то для закачки необходимо брать 200 кг ингибитора. Объем продавочной жидкости (V , м 3 ) рассчитывается по формуле: V = m · π · r 2 · H п + v, (12) где m – коэффициент пористости; r – предполагаемый радиус проникновения ингибитора в пласт, м (принимается 3-5 м); H п – вскрытая мощность пласта, м; v – объем НКТ, м 3 Пример расчета. Примем расчетное время защиты равным 100 сут. Р = 2,0 · 30 · 20· 0,132 · 1005 · 100/10 6 =15,9 кг (13) Так как при расчете количество ингибитора Р = 15,9 кг получается меньше 200 кг, то для задавки необходимо брать 200 кг ингибитора. Достаточно широко эта технология применяется в BP, Chevron Texaco, Dynea, ExxonMobil, Marathon, ONDEO Nalco, Petrobras, Shell, StatoilHydro. В России данная технология активно применяется такими компаниями как АО «Самотлорнефтегаз», ПАО «НК «Роснефть», успешные опытно-промышленные испытания проведены в и ОАО «ТНК Нижневартовск». 2.6.2 Технология дозирования ингибитора солеотложений через систему поддержки пластового давления Закачка ингибитора в нагнетательную скважину продолжается в течение месяца ежедневно или через день пачками раствора объемом в 3-6 м 3 . При 81 последующих обработках допустимо сокращение продолжительности обработок до 15 дней в зависимости от адсорбционно-десорбционной способности ингибиторов в пласте. Пласт работает как осреднительная емкость больших размеров, поэтому концентрация ингибитора, поступающего в добывающую скважину, независимо от залпового режима закачки более-менее постоянна. Закачиваемый в пласт ингибитор частично адсорбируется на поверхности породы, частично уносится потоком пластовых флюидов в зоны пласта не склонные к солеотложению. С учетом общих потерь ингибитора на адсорбцию и унос в удаленные зоны объем ингибитора для закачки берется в два - пять раз выше требуемого для поддержания условий ингибирования в солеотлагающих скважинах. Адсорбированный на породе пласта ингибитор постепенно десорбируется с поверхности породы и поступает в добывающую скважину. Закачиваемая в пласт вода может достигать добывающей скважины по наиболее проницаемым пропласткам в течение первых 5-10 дней после закачки (для каждого из участков скорость продвижения жидкости индивидуальна). Реальную скорость продвижения жидкости определяют в ходе закачки трассирующих веществ (индикаторные закачки). Вслед за первым поступлением ингибитора к скважине подходит основной фронт закачиваемой воды с десорбированным ингибитором. Поступление ингибитора продолжается в течение 3-6 месяцев с момента начала работ [12]. Расчет количества ингибитора производится по следующим формулам: При постоянной обработке нагнетательных скважин ежедневная подача ингибитора (кг/сут) должна составлять: Q сут = Q в ∙ Р о ∙100/ ((100– П) ∙ 1000), (14) где Р o – оптимальная дозировка ингибитора для пластовых вод, г/м 3 ; П – безвозвратные потери ингибитора из-за необратимой адсорбции на породе пласта и в процессе уноса в удаленные зоны пласта, %, Q в – приемистость нагнетательной скважины, м 3 /сут. 82 При периодической обработке расчет объема ингибитора (кг) на один цикл производят по следующей формуле: Q сут = Q в ∙ Р о ∙100∙t/ ((100– П) ∙ 1000∙r), (15) где t – время предполагаемой защиты от солеотложения – не менее 180 сут; r – количество циклов обработки. Обычно при проведении первых 2-5 циклов закачки рекомендуется вводить в обрабатываемую воду ударное количество ингибитора солеотложения (предпочтительно не менее 100 г/м 3 ). Рекомендуется закачивать в нагнетательные скважины 5-10 % раствор ингибитора в попутно-добываемой воде или воде близкой к пластовой по минерализации. Пример расчета. Примем расчетное время защиты от солеотложения равным 180 сут. Количество циклов обработки – 15 циклов. Число циклов обработки ударной дозой ингибитора – 5 циклов. Безвозвратные потери ингибитора из-за необратимой адсорбции на породе пласта и в процессе уноса в удаленные зоны пласта примем 60 %. Оптимальная дозировка ингибитора для пластовых вод - 30 г/м 3 . Приемистость нагнетательных скважин - 1000 м 3 /сут. Тогда суммарное количество ингибитора для обработки нагнетательных скважин в режиме ударной дозировки (5 циклов) составит: Q сут = 1000∙100∙100∙180∙5/ ((100-60) ∙1000∙15) = 15000 кг (16) Количество 10 % раствора ингибитора составит: 15 ∙ 100 / 10 = 150 т. (17) Количество ингибитора для завершающих 10 циклов обработки составит: Q сут = 1000∙30∙100∙180∙10/ ((100-60) ∙1000∙15) = 9000 кг (18) Количество 10 % раствора ингибитора для завершающих 10 циклов обработки составит: 9 ∙ 100 / 10 = 90 т. (19) К достоинствам данного метода можно отнести то, что происходит защита всех зон солеотложения, низкие эксплуатационные расходы, и так же, защита целой группы солеотлагающих скважин. Недостатки у данного метода, это прежде всего большой расход ингибитора, и ограниченные условия применения- 83 экономическая целесообразность только в зонах группового размещения солеотлагающих скважин. Рекомендации по совершенствованию технологий для ППД: - Оптимизировать объем и частоту закачки ингибитора в связи с изменяющимися гидродинамическими связями в очаговой солеотлагающей зоне; - Подбор ингибирующего состава с малой сорбцией на пласте. 2.6.3 Технология введения ингибитора с жидкостью гидравлического разрыва и проппантом (технология ScalFrac и ScaleProp) Преимущества данного метода защита обширной области ПЗП, высокая продолжительность эффекта. дальнейшая эксплуатация скважин не требует специального оборудования при сокращении времени на КРС. недостаток этого метода повышенные требования к совместимости ингибитора с агентом ГРП и значительные затраты на ингибиторы [8]. Рисунок 37 – Введение ингибитора с технологической жидкостью разрыва при гидравлическом разрыве пласта [8] Применяется также и метод введения ингибитора с проппантом (рисунок 38) 84 Рисунок 38 – Введение ингибитора с технологической жидкостью разрыва при гидравлическом разрыве пласта (с проппантом) [8] Выбор технологии ингибирования для конкретного случая Скважины, осложненные отложением солей, отмечаются на карте разработки месторождения. Такая карта называется «проблемной картой» (рисунок 39). Рисунок удален, так как содержит коммерческую тайну. Рисунок 39 – «Проблемная карта» Ванкорского месторождения На карте отмечают контуром зоны скопления проблемных солеотлагающих скважин, находящихся на участках влияния ограниченного количества нагнетательных скважин. Существует экономическая целесообразность защиты таких скважин путем закачки ингибитора солеотложения через систему ППД. Впрочем, по отношению к указанным скважинам применимы и методы индивидуального дозирования. Для детального определения нагнетательной скважины, подлежащей обработке ингибитором, следует провести изучение взаимного влияния нагнетательных и добывающих скважин на участке либо выполнить индикаторные исследования направления и скорости движения жидкости в пласте. Остальные одиночно расположенные скважины месторождения рекомендуется защищать в соответствии с их производительностью. В первую очередь индивидуальными дозирующими установками обеспечивают наиболее высокопроизводительные скважины. 85 Высокообводненные скважины средней производительности и среднеобводненные скважины малой производительности с успехом могут защищаться по технологии периодического дозирования в затрубное пространство. Необходимо помнить, что методы дозирования ингибитора через систему ППД и задавка ингибитора в пласт позволяют защищать все четыре зоны солеотложения, методы индивидуального дозирования – только две. Поэтому при прочих равных экономических условиях предпочтение следует отдавать методам задавки в пласт и дозирования через систему ППД. При использовании на скважинах технологий защиты от солеотложения, в ходе выполнения ремонтных работ на участках, где отмечены солеотложения, в жидкость глушения желательно добавлять ингибитор солеотложения [15]. 2.7 Опыт применения ингибиторов для предотвращения отложений солей и коррозии нефтепромыслового оборудования Преимущества ингибиторной технологии защиты, применяемой для предотвращения солеотложений и коррозии нефтепромыслового оборудования, способствовали увеличению спроса на химические реагенты. Этот способ защиты оборудования эффективный, относительно недорогой и простой в исполнении, чем и объясняется популярность его применения в нефтяных компаниях. Например, в компании ПАО «Лукойл» 67% скважин солеотлагающего и 91% скважин коррозионного фондов защищаются ингибиторами. Компании ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром нефть» и другие нефтедобывающие предприятия России на своих месторождениях так же использует ингибиторы для защиты внутрискважинного оборудования. По данным работы в ООО «РН-Юганскнефтегаз» для предупреждения образования солеотложений применяются такие ингибиторы как: ОЭДФ, «Акватек» и «Ипроден-С1», эффективность которых превышает 90%. В случае содержания ионов кальция более 600 мг/дм 3 отмечается эффективность ингибитора солеотложения производства Baker Hughes Petrolite. Увеличение наработки ЭЦН на отказ увеличилось до 9,3 раз, приложение Г (рисунки 40,41). 86 Согласно отчетам компании ОАО «Газпромнефть-ННГ», около 50% скважин действующего фонда, оборудованных УЭЦН, осложнены солеотложением. В качестве защитных мер были подобраны ингибиторы, эффективность которых составила не менее 80 %. По результатам проведенного комплекса лабораторных и полевых испытаний к промышленному применению были рекомендованы ингибиторы солеотложений «Акватек», «Инсан» и «Оптима». По результатам анализа, проведенного специалистами ОАО «Самотлорнефтегаз» установлено, что затраты на химическую защиту, существенно ниже потерь при эксплуатации незащищенного оборудования. В связи с этим, стратегия компании подразумевает развитие направления химизации и увеличение линейки ингибиторов. Эффективность применяемых в компании реагентов «Фокс» и Dodiscale составляет 95%. Помимо них имеется опыт использования ингибиторов «Акватек», Descum и ПАФ, а в рамках дополнительных исследований применяются инкапсулированные ингибиторы Captron и Giptron. Опыт применения ингибитора углекислотной коррозии «КорМастер-1055» на Пальяновском месторождении компании ООО «Газпромнефть-Хантос» показал его высокий защитный эффект (97%) и низкие остаточные скорости коррозии (0,01 мм/год). Ингибиторы компании «НИИнефтепромхим» СНПХ различных марок активно применяются на предприятиях ОАО «Татнефть», ПАО НК «Роснефть», ПАО «Лукойл», ПАО АНК «Башнефть», ОАО НК «РуссНефть», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Сургутнефтегаз», ЗАО «Самара-Нафта». В зависимости от назначения реагенты проявляют защитное действие в агрессивных средах, содержащих сероводород, углекислоту, кислород. Компания ОАО «РН Холдинг» также стремится расширить использование ингибиторов коррозии с целью защиты подземного оборудования, в связи с этим проводится отбор наиболее эффективных реагентов. По результатам исследований наибольший защитный эффект, превышающий 90%, показали 87 Сонкор-9022Б, Scimol-2311, Cortron R-5603, КорМастер 1075, Dodicor 5905, Азол 5030, Азол 5030 марка В, Аквакор 5115Т, Unicor WS-102, Л-1100 марка A. Перспективным направлением химизации в настоящее время является внедрение комплексных реагентов, действие которых направлено на защиту скважин сразу от нескольких осложняющих факторов. Например, компанией ОАО «РН Холдинг» был подобран ингибитор Акватек 515Н, обладающий защитным эффектом одновременно от углекислотной коррозии и отложения карбоната кальция. Помимо него известны такие комплексные реагенты данной направленности как Солмастер 7010 (рецептура № 4), Солмастер 7010 (рецептура № 2), Sedics 2107, Scortron egp 3001W. Применение Акватека 515Н позволило компании увеличить МРП скважины, снизить затраты на подземный ремонт 30 скважин и ремонт УЭЦН и НКТ, ликвидацию аварий, упростить технологию дозирования. Кроме того, суммарная стоимость необходимого годового объема ингибиторов солеотложений и коррозии выше стоимости комплексного реагента. Таким образом, применение Акватека марки 515Н позволило сохранить 14% общих затрат годовой защиты. К комплексным ингибиторам повышенный интерес проявляют и все мировые нефтесервисные предприятия. Например, компания Шлюмберже уделяет особое внимание проблемам коррозии и солеотложения на месторождениях Северного моря: инвестирует значительные средства в разработку новых технологий, создание комплексных ингибиторов. Активно используются комплексные композиции на основе аминотриметиленфосфоновой кислоты (НТФ), фосфонобутантрикарбоновой кислоты (ФБТК), гидроксиэтилидендифосфоновой кислоты, ингибиторы Defender различных серий и другие. Стоит отметить, что универсальных одинаково эффективных во всех условиях ингибиторов не существует. Для обеспечения надежной защиты и максимально положительного результата реагенты и технологию их подачи необходимо подбирать для каждых условий индивидуально. |