Условные обозначения:

- баллон с сжатым азотом; 2 - устройство подогрева азота; 3 - емкость с ингибирующей композицией; 4 - пеногенератор; 5 - расходомер; 6 - насос; 7 - манометр 8 - вспененная ингибирующая композиция; 9 - колонна НКТ; 10 - эксплуатационная колонна; 11 - нефть; 12 - ЭЦН; 13 - добываемая жидкость; 14 - продуктивный пласт.

Рисунок 6 - Схема закачки вспененной ингибирующей композиции в скважину

Условные обозначения:

а - фоновая скорость коррозии, б - скорость коррозии при обработке ингибитором в товарной форме

(t1 - продолжительность защитного эффекта), в - скорость коррозии при обработке вспененной ингибирующей композицией (t2 - продолжительность защитного эффекта).

Рисунок 7 - Результаты обработки скважины 1087 вспененной ингибирующей композицией

Замеры скорости коррозии показали, что непосредственно после обработки величина защитного эффекта составляет 82%, а максимальная величина защитного эффекта (96,8%), в отличие от предыдущей обработки, достигается через 8-12 суток и сохраняется на этом уровне до 18-21 суток. Снижение защитного эффекта происходит значительно медленнее, минимально допустимый уровень защиты (75%) была достигнута только по истечении 88 суток.

Проведенные в 2014 году испытания способа на 2-х скважинах (1087 и 2006) показали его высокую эффективность. Продолжительность защитного эффекта составила 88-94 суток, что в 2,5-3 раза больше, чем при обработках скважин ингибиторами в товарной форме, при этом расход химических реагентов на одну обработку снижается в 2 раза.

Регулируя свойства получаемой пены изменением состава исходной композиции, возможно получить и новые области применения способа, помимо защиты от коррозии. Например, применение ингибиторов коррозии обладающих бактерицидными свойствами, которые препятствуют образованию и росту закрепленных колоний СВБ на колонне и ГНО. Этим исключается один из источников образования сульфида железа в пространстве между обсадной колонной и НКТ, в котором образовавшийся в результате жизнедеятельности бактерий сероводород вызывает сильную коррозию труб и постоянное осыпание ее продуктов на забой скважины, откуда сульфиды попадают в пластовую жидкость, а с ней и в ГНО.

Повышение эффективности борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти

Одним из способов повышения эффективности борьбы с солями, применяемым в НГДУ "Арланнефть", является применение ингибирующих композиций с улучшенной адсорбционно-десорбционной характеристикой. Чем больше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнее предотвращение образования

отложений солей.

Для улучшения адсорбционно-десорбционных свойств используемых ингибиторов отложения солей на основе фосфатов применяют с кислотными реагентами. Для обработок терригенных пластов в качестве кислотных реагентов используют соляную и кремнефтористоводородную кислоты (КФВК). При поступлении в поры малоконцентрированного раствора КФВК происходит только хемосорбция молекул КФВК и молекул ингибитора отложения солей с образованием пленки кремнезоля. Наличие соляной кислоты обеспечивает качественную очистку поверхности породы от пленочной нефти и увеличение поверхности адсорбента. Благодаря этим факторам на очищенной и увеличенной площади поверхности пор молекулы ингибитора солеотложения прочно удерживаются на породе в составе силикатной пленки кремнезоля и очень медленно десорбируются [9, 16].

Вслучае использования более концентрированных растворов КФВК происходит химическое взаимодействие ее с силикатными породами с образованием золей и гелей. В объеме этих гелей находятся и молекулы ингибитора солеотложения. Десорбция ингибитора будет протекать медленнее, поскольку силикатные системы с ингибитором устойчивее к вымыванию нежели обычные адсорбционные слои ингибитора на твердой поверхности. При этом период десорбции увеличивается, а это означает, что повышается и эффективность использования ингибитора. Образование геля в высокопроницаемых коллекторах способствует снижению притока воды в скважину [17].

Внастоящее время по данной гелеобразующей технологии проводятся опытно-промышленные испытания по обработке скважин от комплексных осадков с сульфидом железа и по их результатам будут даны наиболее эффективные рекомендации по профилактическим обработкам.

3.7 Расчет прогнозирования вида комплексного осадка в добывающей скважине

Прогнозирование вида комплексного осадка в добывающей скважине проводится на основе методики, разработанной БашНИПИнефть и описанной выше [6].

Результаты химического анализа пробы попутно добываемой воды скважины 7998 Николо-Березовской площади следующие:

плотность воды равна 1177 кг/м3 концентрация сульфат-ионов равна 710 мг/л; концентрация карбонат-ионов равна 109,8 мг/л; концентрация ионов кальция равна 8800 мг/л; концентрация ионов магния равна 2553 мг/л; концентрация ионов железа равна 2 мг/л; содержание сероводорода равна 32 мг/л; концентрация ионов хлора равна 121982 мг/л;

концентрация ионов натрия и калия равна 64571 мг/л; водородный показатель равна 6,7.

Рассчитаем ионную силу μ по формуле (2.2)

μ=(1,4∙121982+2,1∙710+0,8∙109,8+5∙8800+8,2∙2553+2,2 ∙64571)∙10-5= 3,9

При ионной силе 4,06 и температуре 200С константа растворимости К равна 28,576∙10-4 согласно таблице 2.6.

Избыточную общую концентрацию ионов кальция и сульфатов x найдем по формуле (2.3)

= (2,5 ∙ 8800 - 1,04 ∙ 710) ∙ 10-5 = 21,26 ∙ 10-2 мг/л.

Рассчитаем растворимость сульфата кальция по формуле (2.1) расч =1000(√ 21,26∙10-4 + 4∙28,82∙10-4 - 21,26∙10-2)=25,4 мг-экв/л.

Проведем Sрасч из мг-экв/л в мг/л, используя формулу (2.5) расч = 25,4 ∙ 68,07=1728,9 мг/л.

Рассчитаем фактическую растворимость сульфата кальция. Для этого выбираем меньшую концентрацию ионов кальция или сульфат ионов и для выбранной концентрации найдем S факт по формуле (2.4)

факт = 710 ∙ 68,07 / 48,03 = 1006,2 мг/л.

Так как Sрасч и Sфакт, то следует, что вода не насыщена сернистым кальцием и нет условий для образования сульфатов.

Рассчитаем коэффициент перенасыщенности по сульфат иону Kso2-4 по формуле (2.6)

КSO 2-4= 1006,2 / 1728,9 = 0,58

-4 менее 1, то есть условия для образования гипса для данной скважины по данным лабораторным результатам отсутствуют.

Далее рассчитываем склонность воды к образованию комплекса карбоната кальция.

При температуре пласта 200С и ионной силе 4,06 коэффициент растворимости К равен 2,75 согласно графику на рисунке 3.1.

При содержании ионов кальция равной 8800 мг/л отрицательный логарифм концентрации ионов кальция равен 0,56.

Общая щелочность пластовой воды равна 109,8 мг/л.

Для данной общей щелочности воды отрицательный логарифм общей щелочности воды pAlk равен 2,7.

Найдем склонность воды к отложению карбоната кальция по формуле

(2.7)

= 6,7 - (2,75 +0,56 +2,7) = 0,69

Так как 0,69 больше чем 0, то есть условия для образования комплекса карбоната кальция.

Для прогнозирования вида отложения методом главных компонент исходные признаки следующие

Х1 = 1177 (Хmax 1 = 1190) Х 6 = 0,002 (Хmax 6 = 0,0919)

Х2 = 0,710 (Хmax 2 = 3,187) Х 7 = 0,03 (Хmax 7 = 0,062)

Х3 = 0,109 (Хmax 3 = 0,567) Х 8 = 0,512 (Хmax 8 = 2,78)

Х4 = 88,00 (Хmах 4 = 22,800) Х 9 = 0,78 (Хmaх9 = 2,94)

Х5 = 2,553 (Хmax 5 = 18,24)

Расчет Аi произведем по формуле (2.10)

А1 = 1126 / 1190 = 0,946. А 6 = 0,003 / 0,0919 = 0,033.

А2 = 0,550 / 3,187 = 0,173. А 7 = 0,008 / 0,062 = 0,129.

А3 = 0,183 / 0,567 = 0,323. А 8 = 0,512 / 2,78 = 0,184.

А4 = 10 / 22,8 = 0,439. А 9 = 0,78 / 2,94 = 0,265.

А5 = 3,648 / 18,24 = 0,2.

Значения собственных векторов Ui определены по результатам лабароторных исследований и приняты следующие значения в зависимости от собственных чисел λi (таблица 10).

Таблица 10

Значения собственных чисел λi и векторов Ui.

Подставим найденные значения Аi и значения Ui в формулу (2.9), получим значения главных компонент, по которым и прогнозируется вид осадка

= 0,98 ∙ 0,2 + 0,222 ∙ 0,42 + 0,19 ∙ 0,48 + 0,386 ∙ 0,29 + 0,14 ∙ (-0,22) + +0,022 ∙ 0,44 + 0,48∙ 0,44 + 0,21 ∙ 0,04 + 0,23 ∙ (-0,14) = 0,5592 = 0,98 ∙ (-

0,31) +0,222 ∙ 0,46 + 0,19 ∙ (-0,26) + 0,386 ∙ 0,59 + 0,14 ∙ 0,37 + +0,022 ∙ (-0,29) + 0,48 ∙ 0,03 + 0,21 ∙ (-0,14) + 0,23 ∙ (-0,19) = - 0,035

Согласно правилу, введенному по обработке скважин по данной методике получим, что в скважине 7998 вероятность появления карбонатных солей и сульфида железа (3-ий вид) более 75%, так как первая компонента Z1 равная 0,542 менее 0,6, а вторая главная компонента Z2 входит в промежуток от минус 0,3 до 0.

Таким образом, на основе полученных данных по определению ионного состава попутно добываемой воды скважины 7998 можно сделать вывод, что появилась возможность образования 3-его вида комплексного осадка, а именно карбонатосульфидоуглеводородные отложения.

Расчет обработки скважины по предотвращению и удалению комплексного осадка с сульфидом железа

Согласно спрогнозированному виду отложений рекомендуется обработка скважины композицией, содержащей ингибитор солеотложений активизирующую добавку и бактерицид для следующих условий: глубина скважины 1415 м; эффективная толщина пласта 5 м; дебит скважины по жидкости 75 м3/ сут.; обводненность 94%; диаметр обсадной колонны 0,109 м; наружный диаметр НКТ 0,073 м; коэффициент пористости породы пласта

0,22; коэффициент продуктивности пласта 50 м3/(сут.∙МПа); пластовое давление 10,5 МПа.

До начала проведения мероприятия очистим скважину от АСПО и механических примесей известными методами. Далее производится очистка ПЗП от образовавшихся осадков путем закачки в пласт 5% раствора соляной кислоты, объем которого рассчитаем по формуле

р = Vуд. ∙ h, (3.14)

где Vр - объем 5% раствора кислоты, м3;уд. - объем раствора соляной кислоты на 1 м обрабатываемого интервала, м3 / м;- эффективная толщина пласта, м.

В среднем Vуд. берут от 0,2 до 0,8 м3 / м, в нашем случае примем 0,6м3 /м.

р = 0,6 ∙ 5 = 3 м3.

Объем товарной соляной кислоты Vк, необходимый для приготовления 3 м3 5% раствора рассчитывается по формуле

к = Vр ∙ Хр ( 5,09 ∙ Хр + 999) / [Хк (5,09 ∙ Хк + 999)], (3.15)

где Хр, Хк - соответственно объемные доли кислотного раствора и товарной соляной кислоты, %

Vк = 3 ∙ 5 (5,09 ∙ 5 + 999) / [27(5,09 ∙ 27 + 999)] = 0,5 м3

К этому раствору необходимо прибавить 2,5 м3 воды.

После выдержки кислоты в интервале перфорации, ее продавливают в пласт в объеме затрубного пространства

затр = 0,785(D2 - D2НКТ )∙ L, (3.16)

где D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;НКТ - наружный диаметр НКТ, м;- длина НКТ, м.

затр = 0,785(0.1092 - 0.0732НКТ )∙ 1415 = 7,28м3.

Далее готовится расчетное количество активизирующей добавки и ингибитора солеотложения по формулам (3.7) и (3.12)

ад = 0,6 ∙ 70,5 = 42,3 кг.

Неравномерный коэффициент выноса ингибитора из пласта принимается 1, оптимальная дозировка ингибитора солеотложения Дифоната - 50 мг/л, защитное время оборудования от образования солеотложения от 150 до 200 сут., примем 180 сут. Тогда расчетное количество ингибитора солеотложения составит

ин = 1 ∙ 50 ∙ 70,5 ∙ 180/1000 = 634 кг.

Количество пресной воды необходимое для приготовления 5% раствора ингибитора рассчитывается по формуле

Vв = Gин(100 - w)/w

где w - объемная доля ингибитора солеотложения в %. в = 634(100 - 5) / 5000 = 11,9 м3

Растворы активизирующей добавки, в качестве которой взяли аммиачную селитру, и ингибитора солеотложения тщательно перемешиваются и продавливаются в пласт.

Необходимый объем продавочной жидкости рассчитывается по формуле

Vпрод.ж. = Vзатр + 3,14 ∙ m ∙ r 2 ∙ h , (3.17)

где m- коэффициент пористости породы пласта;- радиус проникновения ингибитора в пласт, м..

Радиус проникновения ингибитора в пласт принимается 2 м. прод.ж. = 7,28 + 3,14 ∙ 0,22 ∙ 22 ∙ 5 = 21,1 м3

На завершающем этапе закачивают в скважину 1,0% раствор бактерицида в объеме 10 м3.

кг - 1 кг кг - 100 кг

Расход бактерицида составит 100 кг.

Подберем и рассчитаем режим работы оборудования. Для нашей обработки выберем насосный агрегат Азинмаш - 30 А и 4 автоцистерны АЦН

-11 - 257.

Всоответствии с требованиями к обсадным колоннам давление на их стенки не должно превышать 25 МПа. Таким образом, надо выбрать такое давление продавки насосным агрегатом, чтобы давление на устье было меньше разницы между допустимым и гидростатическим давлениями

у < 25 - Pгидр, (3.18)

где Pу - устьевое давление, МПа;гидр - гидростатическое давление,

МПа.

гидр = р ∙ g ∙ H, (3. 19)

где р - плотность воды, кг/м3;- глубина скважина, м.

гидр = 1000 ∙ 9,8 ∙ 1415 = 13,86 МПа.у = 25 - 13,86 = 11,14 Мпа.

За основу расчета темпов закачки растворов используем формулу Дюпюи

зак = Kпр (Pзак - Pпл), (3.20)

где Qзак - объем закачки, м3/сут.;пр - коэффициент приемистости скважины, примем равным коэффициенту продуктивности, м3/(сут. ∙ Мпа);зак - давление закачки, Мпа;пл - пластовое давление, Мпа.

зак = 50 (25 - 10,5) = 725 м3/сут. = 8,4 л/с

насосного агрегата, л/с.

время для заполнения скважины раствором соляной кислоты до закрытия задвижки

τ1 = 3 ∙ 1000/(6,16 ∙ 60) = 8 мин. время продавки кислоты τ2 = 7,28 ∙ 1000/(6,16 ∙ 60) = 20 мин.

время заполнения скважины ингибирующей композицией τ3 = 7,28 ∙ 1000/(6,16 ∙ 60) = 20 мин.

закачка ингибирующей композиции в ПЗП с последующей продавкой τ4 = (11,9 - 7,28) ∙ 1000/(6,16 ∙ 60) +21,1 ∙ 1000/(6,16 ∙ 60) = 70 мин.

- время для заполнения скважины бактерицидом

τ5 = 7,28 ∙ 1000/(6,16 ∙ 60) = 20 мин.

продавка бактерицида в ПЗП

τ6 = (10 - 7,28) ∙ 1000/(6,16 ∙ 60) = 8 мин.

– Общее время работы насосного агрегата по закачке реагентов

Т = τ1 + τ2 + τ3 + τ4 +τ5 +τ6 = 8 + 20 + 20 + 73 + 20 + 8 = 146 мин.

После истечения этого времени все задвижки закрываются, скважина остается на 8-24 часов для более полной адсорбции ингибитора и распределения его в порах пласта, после чего скважина пускается в эксплуатацию.

4. Экономическая эффективность удаления и предотвращения образования сульфидосодержащих осадков на Арланском месторождении

Краткая аннотация мероприятий

На поздней стадии разработки Арланского месторождения в продуктивном пласте и в призабойной зоне идет процесс образования сульфидсодержащих осадков, что является причиной преждевременного выхода из строя ЭЦН и штанговых насосов и увеличения количества ремонтов скважин.

Следовательно, необходимо увеличить межремонтный период скважин. Одним из способов увеличения МРП скважин является проведение технологии по удалению и предотвращению образования сульфидсодержащих осадков.

Обработка по удалению и предотвращению образования комплексных осадков с сульфидом железа позволило снизить количество подземных ремонтов с 25 в 2013 году до 11 ремонтов в 2014 году на 23 скважинах, отобранных для проведения опытно-промышленных испытаний данной технологии.

Подсчет экономической эффективности борьбы с осадками производится за счет уменьшения количества ПРС и КРС.

Расчет экономической эффективности от применения новой технологии

Исходные данные для расчета экономической эффективности от применения новой технологии приведены в таблице 12.