Борьба с образовавшимися отложениями солей, способы удаления, использование химреагентов для разрушения солевых осадков
Методы борьбы с отложениями солей подразделяются на химические, физические и технологические.
Химические методы борьбы с солеобразованием в скважинах и системе сбора применяют, главным образом, при выпадении карбонатных (CaCO3, MgCO3) и сульфатных (CaSO4, MgSO4) солей, т.е. водонерастворимых. В данном случае применяют ингибиторы отложения солей: гексаметафосфат натрия (NaPO3)6 и триполифосфат натрия (Na5P3O10) как в чистом виде, так и с добавлением различных присадок. Сущность метода в том, что при образовании кристаллов солей они тут же сорбируют из раствора ингибитор, в результате этого на поверхности кристаллов возникает коллоидная оболочка, препятствующая прилипанию их к поверхности труб.
Перспективными физическими методами являются воздействия магнитного поля и ультразвуковых колебаний. При обработке воды магнитным полем создаются условия для образования большого количества мелких кристаллов, которые затем выпадают в виде аморфного шлама, легко удаляемого из трубопровода потоком.
Для борьбы с отложениями неорганических солей применяют: механический способ; химический способ; термогазохимическое воздействие (ТГХВ) [3].
Механический способ. Этот способ в основном применяется на первых этапах борьбы с отложениями неорганических солей. При механическом способе производят разбуривание мощных гипсовых пробок, затем эксплуатационную колонну прорабатывают расширителями, скребками или другими устройствами. Этот способ можно применять в тех случаях, когда перфорационные каналы не перекрыты отложениями солей.
Химический способ. При обработке скважин по удалению отложений неорганических солей необходимо: определить состав отложений солей и в зависимости от этого выбрать тип реагента; ориентировочно возможное количество, место и характер накопления отложении; подготовить устье скважины таким образом, чтобы можно было осуществлять прямую и обратную промывку с обеспечением циркуляции жидкости по замкнутому циклу емкость — насос — скважина — емкость.
Термогазохимическое воздействие. Термогазохимическое воздействие (ТГХВ) применяется для очистки перфорационных каналов и призабойной зоны пласта от отложений солей, иногда используют после химической обработки скважин. Способ очень эффективен. Сущность метода заключается в том, что в интервал перфорации опускают скважинный аккумулятор давления, содержащий порох, при сгорании которого на забое создаётся большое давление и развивается высокая температура.
К химическим методам удаления солеотложений относится в первую очередь подготовка и химическая обработка закачиваемых в нефтяные пласты вод. В комплекс работ по подготовке вод входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях, добавление к воде соответствующих ингибиторов, реагентов, предотвращающих выпадение осадков.
Известны два основных направления химических методов удаления гипса с нефтяного оборудования — преобразование осадков с помощью различных реагентов, с последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой и промывкой водой, и обработка скважин комплексообразующими реагентами. В качестве таких реагентов применяют карбонатные и бикарбонатные растворы и гидроокиси. Выбор реагента осуществляется в зависимости от свойств и структуры осадков.
При использовании бикарбоната на поверхности труб в скважинах откладывается осадок карбоната кальция, который в свою очередь препятствует отложению сульфата кальция. Если же гипс все-таки откладывается, то его можно удалить с помощью кислотной обработки. В некоторых случаях к реагенту добавляются смачивающие присадки. При этом преследуется двойная цель — присадка способствует смачиванию реагентом осадка и уменьшению слоя карбоната кальция, образующегося во время реакции и откладывающегося на кристаллической поверхности.
Однако подобные обработки не дают эффекта на скважинах с плотными, плохо проницаемыми осадками. В таких случаях применяются химические обработки растворами гидроокисей, особенно раствором каустической соды. Обработки гидроокисями вызывают разрушение большей части отложений.
Заключение
В процессе выполнения работы была достигнута ее основная цель, которая заключалась в закреплении теоретических знаний и умений по дисциплине. Для выполнения поставленной цели были решены задачи:
— определены гидродинамические, геофизические, промысловые и статистические способы определения эффективности методов воздействия на ПЗП; охарактеризованы особенности борьбы с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин;
— рассмотрены механические, тепловые и химические методы предотвращения и очистки скважин и оборудования от АСПО;
— описаны методы прогнозирования отложений неорганических солей в нефтяных скважинах; выявлены особенности борьбы с образовавшимися отложениями солей, способы удаления, использование химреагентов для разрушения солевых осадков.
Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них.
Борьба с отложениями парафина введется следующими способами: механическим, применение НКТ, тепловым, химическим, закачка ПАВ, закачка растворителей, физическим.
Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Поэтому борьба с АСПО — актуальная задача при интенсификации добычи нефти. Выделяются физические, технологические и химические методы предотвращения отложения солей. Известны два основных направления химических методов удаления гипса с нефтяного оборудования — преобразование осадков с помощью различных реагентов, с последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой и промывкой водой, и обработка скважин комплексообразующими реагентами.
Список использованной литературы
1. Давыдов, Б. Сервисное обслуживание нефтегазового комплекса в условиях глобальной конкуренции / Б. Давыдов, А. Кошелева. // Экономист. — 2014.- 247 с.
2. Елкин, С. В. Инженерно-техническое творчество в нефтегазовой отрасли / С.В. Елкин, Д.А. Гаврилов. — М.: Центр стратегической конъюнктуры, 2014. — 368 c.
3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. — 3-е изд., испр, и доп. — Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис». 2014 — 528 с.
4. Кудимов В.И. / Основы нефтегазового дела. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Удмуртский госуниверситет, 2015. — 720 с.
5. Моисеев, В.А. Композит-каталог. Оборудование, материалы и услуги для нефтегазовой промышленности / ред. О.М. Дукарский, В.А. Моисеев, Л.К. Сафронов. — М.: Компомаш-ТЭК, 2014. — 1417 c.
6. Тетельмин, В.В. Нефтегазовое дело. Полный курс / В.В. Тетельмин. — М.: Интеллект, 2014. – 315 c.
Дата добавления: 2019-11-16 ; просмотров: 1452 ; Мы поможем в написании вашей работы!
Источник
Соли на миллионы
Защита нефтяных скважин от отложений солей за два с половиной года принесла «Газпромнефть-Востоку» более 230 млн рублей экономии. Сегодня работа нефтепромысловых химиков как никогда актуальна, ведь около 40% скважин «Газпромнефть-Востока» относятся к солевому фонду и без должной защиты могут остановиться в любой момент
Отложение солей — общая проблема для многих нефтяных месторождений. Из школьного курса химии известно, что соли выпадают из водных растворов при их перенасыщении определенными ионами. Причины такого перенасыщения в процессе нефтедобычи могут быть разными: параметры добываемого флюида (обводненность, состав пластовой воды, наличие растворенных и нерастворенных минералов), термобарические условия, конструктивные особенности глубинно-насосного оборудования. Как бы там ни было, последствия солеотложения самым негативным образом влияют на эффективность нефтедобычи.
Так, выпадение солей в призабойной зоне пласта добывающих скважин снижает их продуктивность и дебет в несколько раз вплоть до нулевой отметки. Солеотложение на глубинно-насосном оборудовании (ЭЦН, ПЭД, ГС, ГЗ, НКТ) приводит к отказу оборудования, инициированию коррозии, а в целом к снижению выработки на скважине. Влияют соли даже на подготовку товарной нефти, повышая стабильность водонефтяных эмульсий и приводя к увеличению затрат на их разделение.
Во всех нефтедобывающих предприятиях «Газпром нефти» всерьез взялись за проблему в 2010 году. Результат не заставил себя ждать. Так, если в 2010 году в «Газпромнефть-Востоке» от солеотложений защищались только 23% осложненных скважин, то сегодня этот показатель прочно занял стопроцентную высоту.
Дорогой опыт
В силу различных причин на томских месторождениях солевой фонд с 2010 года вырос с 30% до 41%. Предполагается, что в ближайшем будущем даже при росте действующего фонда скважин доля осложненных скважин будет стабильна — . Скважина, осложненная солями, без защиты может отработать . Один только подъем и замена насосного агрегата обойдется в А если таких скважин почти половина — убытки могут быть катастрофическими. Поэтому важность превентивных мер ни у кого не вызывает сомнения.
«С 2012 года мы вышли на 100%-ю защиту солевого фонда, — рассказывает начальник ОНПХ компании Артем Боев. — Наиболее эффективным для месторождений „Газпромнефть-Востока“ оказалось дозирование ингибитора солеотложений с устья скважины с помощью установок дозирования реагента (УДР). По нашим подсчетам, за обработка солевого фонда при помощи УДР принесла экономический эффект в 227 млн рублей. Этим способом защищаются 93% скважин». Также для защиты скважин используются и другие методы. Неплохо показали себя погружные скважинные контейнеры с реагентом, которые опускаются непосредственно в забой и устанавливаются под насос. Этот метод позволил сэкономить еще 4 млн рублей. А вот третий опробованный способ защиты — рассредоточенная закачка ингибитора в пласт — себя не оправдал. «У компании небольшие дебиты, при этом достаточно высокий газовый фактор, и при закачке в пласт происходил залповый вынос ингибитора», — пояснил Артем Боев.
Как показывает опыт, с ингибиторной защитой средняя наработка скважины на отказ (НнО) увеличивается в
Ингибитор
Вещество, замедляющее или предотвращающее течение какой-либо химической реакции. Химические методы предотвращения солеотложений, основанные на применении химических реагентов-ингибиторов, в настоящее время являются наиболее известными, эффективными и технологичными способами предотвращения отложения неорганических солей. Различают ингибиторы для предотвращения возникновения карбонатных, сульфатных и барийсодержащих отложений.
Особенные скважины
Ингибиторы для каждого месторождения приходилось подбирать индивидуально. Необходимо было учесть множество факторов: минеральный состав вод, эксплуатацию в условиях экстремальных температур (до —50 градусов) и т.д. Процесс выбора потребовал скрупулезности: всего было протестировано 25 образцов разных производителей. Ключевую роль в этом процессе сыграл Научно-технический центр «Газпром нефти». В 2011 году исследование было закончено, и «Газпромнефть-Восток» получил линейку эффективности ингибиторов, четыре наиболее эффективных реагента из которой за три года эксплуатации подтвердили свои характеристики на томских месторождениях.
«В этом году, по-хорошему, нужно снова проводить такую работу, поскольку она требует периодичности: технологии не стоят на месте, появляются новые производители, возможно, уже существуют более эффективные и дешевые реагенты, — говорит Артем Боев. — В любом случае для каждого месторождения мы имеем выбор, и это важно: ни один производитель не может диктовать нам цены».
Месторождения «Газпромнефть-Востока» имеют и еще одну особенность — удаленность и автономность, которая выливается в отсутствие круглогодичной возможности наземной транспортировки груза. Если в Ноябрьск или Муравленко реагенты можно завезти в любое время года по железной дороге, то на Урманское или Крапивинское — только автотранспортом в зимний период. Поэтому каждый год специалистам необходимо точно просчитать, сколько ингибитора потребуется до следующей зимы. Ошибки в расчетах обходятся дорого — стоимость доставки вертолетом намного превышает стоимость самого реагента, а излишние запасы на складах приводят к дополнительным затратам на хранение.
Полезные опыты
Эффективность внедренной системы защиты подтверждается ростом средней наработки на отказ, то есть безотказной работы скважин солевого фонда. Если до полномасштабной защиты этот показатель составлял 253 дня, то после внедрения ингибиторов увеличился до 328 суток. При этом средняя текущая НнО составляет уже 397 суток. Однако специалисты ОНПХ видят еще более перспективные решения, которые принесут дополнительную экономию, улучшат функциональность системы защиты, увеличат эффективность технологий. Это требует не столько финансовых, сколько временных затрат.
«Необходимо оценить эффективность погружных контейнеров, — рассказывает инженер ОНПХ Наталья Шелест. — На сегодняшний день нет данных о том, на какое количество времени хватает реагента для условий каждой конкретной скважины. Эти исследования еще предстоит провести, чтобы понимать, когда нужно применить дополнительную защиту».
Солеотложение на глубинно-насосном оборудовании приводит к его отказу
Еще один важный вопрос: можно ли совместно использовать два ингибитора с различным значением рН? В практике «ГПН-Восток» были такие случаи, когда одновременное использование ингибиторов разной кислотности привело к отказу скважины из-за отложения солей. Ответить на вопрос, стало ли причиной этого взаимное влияние реагентов, помогут лабораторные исследования. Корпоративным лабораториям вообще отведено большое место в плане по совершенствованию защиты от солеотложений. В ближайшее время они начнут делать анализ твердых отложений. Раньше он делался в сторонних организациях — аккредитованных лабораториях, но это занимало много времени: пока образцы вывезут с месторождения, пока исследуют.
«Для эффективной работы мы должны получать анализ в течение трех дней, максимум — недели, — говорит Артем Боев. — Нужно быстро оценить состав отложений, процент солей и в соответствии с этим принять решение о необходимости защиты скважины. Если вовремя не начать защиту, проблема начнет расти как снежный ком: соль на погружном оборудовании является центром сорбции, на нее высаживаются асфальтосмолопарафины, мехпримеси, в итоге получаем отложения сложного состава».
Среди других значимых задач — ускорение проведения анализа шестикомпонентного состава воды, необходимого для оценки содержания в пластовой воде солеобразующих ионов и прогнозирования выпадения осадка. Сейчас анализ занимает два часа, промысловые лаборатории не успевают справиться с объемом работы. Наталья Шелест опробовала методику капиллярного электрофореза на пробе воды с месторождения. Результат — ускорение анализа до снижения точности определения концентраций. В ближайшее время будет рассмотрена возможность внедрения этого метода в лабораториях «Газпромнефть-Востока». И, конечно, необходимо продолжить подбор новых реагентов с пониженным расходом и улучшенными физико-химическими свойствами (температурой застывания, коррозийной активностью, вязкостью при пониженных температурах). Одно только снижение дозировки с нынешних 30 г/тн до 25 г/тн принесет экономию около 450 тыс. рублей, так что останавливаться на достигнутых успехах рано.
Источник
