2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 6

ния скважин из строя. Отложение солей является причиной сужения проходного сечения труб и приводит к снижению давления, температуры и дебита скважин, нарушению режима работы системы «пласт — УКПГ». Исследования показывают, что при наличии всех видов солей в нижней части труб отлагаются сульфаты кальция и бария, а ближе к устью скважины и на выкидных линиях — карбонаты кальция и натрия. В целом, солевые осадки, образующиеся при добыче газа, имеют сложный состав. Основным условием солеотложения является образование перенасыщенных растворов пластовой воды. Солеотложение происходит в результате испарения, смешения несовместимых вод, растворения горных пород и газов, изменения термобарических условий, дегазации воды, изменения ее общей минерализации. Все перечисленные процессы реально происходят в газопромысловой практике. Эти процессы связаны с геологическими условиями месторождения, системой разработки залежи, техникой и технологией добычи газа, его сбора и осушки.

Одной из основных причин осадки сульфатных солей является смешение несовместимых вод (жидкостей) и растворение гипса из горных пород. Карбонаты выпадают в виде осадков в результате изменения термобарических условий, дегазации воды, разбавления растворов пресной водой. Причиной осаждения хлорида натрия является испарение воды и снижение температуры раствора. Влияние на солеотложение различных факторов происходит комплексно и одновременно. Причем некоторые факторы действуют неоднозначно. Например, увеличение температуры повышает растворимость гипса, что способствует снижению отложения солей, но выпаривание при этом растворителя увеличивает концентрацию гипса, стимулирующего солеотложение.

Существенным является смешение несовместимых вод (жидкостей), и часто при их смешении смесь оказывается перенасыщенной тем или другим веществом, которое выпадает даже при неизменных температуре и давлении. Например, смешение метанола с минерализованной водой способствует отложению неорганических солей практически при любых соотношениях метанола и пластовой воды. Для Оренбургского месторождения наибольшая интенсивность солеотложения наблюдается при объемной доле метанола в растворе 65—85 %. Снижение температуры по пути движения газа с пластовой водой является причиной выпадения в осадок сульфатов бария и хлористого натрия, а снижение давления — выпадения карбоната кальция.

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

Борьбу с отложением солей можно вести путем предотвращения этого процесса и путем растворения уже отложившихся солей. В целом методы борьбы с солеотложениями можно разделить на безреагентные и химические. К безреагентным методам относятся изоляция обводненных пластов; использование защитных покрытий, в частности, остеклованных труб и труб, покрытых полимерной смолой; воздействие на растворы магнитными, силовыми и электриче- скими полями, а также ультразвуковыми устройствами. Эти методы имеют локальный характер.

Химические методы борьбы основаны на применении реагентов, предотвращающих отложение солей. Наиболее эффективными ингибиторами солеотложения (к карбонатным и сульфатным отложениям) являются фосфатоорганические соединения. Широкое применение в нефтяной и газовой промышленности получили ингибиторы солеотложения ОЭДФ — оксиэтилидендифосфо-

615

новая кислота, НТФ — нитрилотриметиленфосфоновая кислота, ДПФ-1 — фосфорилированное производное 1,3-диаминодипропанола и ПАФ-1 — поли- этиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота. Ингибиторы солеотложения замедляют процесс осадкообразования в результате сорбции ими микрозародышей кристаллов солей.

Ингибитор ОЭДФ — оксиэтилидендифосфоновая кислота (ТУ 6-09-20-54– 79) С2Í8Î7Ð2 – представляет собой белый кристаллический продукт. Эффективно предупреждает отложение карбоната кальция. Молекулярная масса 206,02 кг/моль; температура кипения Òêèï 471–472 К. Растворимость в воде, кислотах и спиртах хорошая. В неполярных органических растворителях — бензоле, хлороформе, дихлорэтане, нефти и в газовом конденсате — не раство-

0,9 мг/л, а в водах санитарно-бытового назначения – 2,0 мг/л. В воздухе рабо- чей зоны концентрация должна быть не более 2,0 мг/м3. Ингибитор горюч, но не взрывоопасен.

Ингибитор ПАФ-1 — полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота — С3Í8NO3P. Выпускается в виде водного раствора темно-коричневого цвета. Эффективно предотвращает отложение сульфата и карбоната кальция. Хорошо растворяется в воде и нерастворим в нефти, конденсате и органических растворителях. Ингибитор горюч, невзрывоопасен, умеренно опасен по токсичности. Безопасный уровень воздействия на организм 2 мг/м3. Температура замерзания Òç составляет 243 К. Совместимость с минерализованной водой определяется содержанием ионов кальция, 1%-ный водный раствор ПАФ-1 совместим с пластовой водой с содержанием ионов Са до 16 000 мг/л. Аналогом ПАФ-1 является ингибитор ПАФ-13 (ТУ 6-05-05–78).

Ингибитор НТФ (ТУ 6-02-1171–79) – нитрилотриметиленфосфоновая кислота С3Í12NO9P3 – представляет собой белый кристаллический порошок. Содержание активного вещества не менее 96 %. Так же как и ПАФ-1, эффективно предупреждает отложение сульфатов и карбонатов кальция и магния. Молекулярная масса равна 299,06 кг/моль, температура плавления Òïëàâ – 483 К. В воде, кислотах и щелочах растворяется хорошо, а в органических растворителях, нефти и конденсате не растворим. Вязкость 50%-ного водного раствора при Ò = = 293 К равна 155 МПа с, а его плотность ρ – 1,27 г/см3. Малотоксичен. Совместимость НТФ с минерализованной водой зависит от содержания ионов кальция. Совместим с пластовыми водами с содержанием ионов кальция до 1600 мг/10–3 ì3.

Ингибитор ДПФ-1 (ТУ 6-09-20-30–79) — 2-окси-1,3-пропилендиамин — N, N, N′, N′, -тетраметилфосфоновая кислота С7Í22N2O13H4. Прозрачная жидкость желто-зеленого цвета. Плотность при стандартных условиях – 1,28 г/см3. Вязкость при Ò = 293 К составляет 3,47 МПа с. Температура замерзания Òç = = 213 К. В воде растворяется хорошо, а в нефти, конденсате и ацетоне нерастворим. Молекулярная масса 466,15 кг/моль. Содержание активного вещества 20–30 %. С пластовыми водами с концентрацией ионов кальция до 1600 мг/10–3 ì3 совместимы водные растворы, содержащие 0,1–3 % ДПФ-1. Эффективно предотвращает отложение сульфатных и карбонатных солей.

Все ингибиторы солеотложения совместимы с ингибиторами коррозии марок И-25-Д, Донбасс-1 и другими и не снижают их ингибирующие свойства. Они не способствуют образованию эмульсий с газовым конденсатом и водометанольным раствором, а также не вызывают вспенивание.

616

Проведенные исследования показали, что предотвращение отложения неорганических солей достигается при применении реагентов в количествах от 5 до 20 г на 1 м3 обрабатываемой воды. Оптимальной с точки зрения эффективности является концентрация 20 г на 1 м3 âîäû.

Технология предусматривает подачу ингибитора солеотложения в эксплуатационные скважины по метанолопроводам совместно с ингибиторами гидратообразования и коррозии.

При совместной подаче в скважины ингибиторов солеотложения, гидратообразования и коррозии нет возможности достижения по всем скважинам оптимальных дозировок ингибитора отложения солей, исходя из объема выносимой воды. Поэтому по скважинам, где не обеспечивается необходимая подача ингибитора солеотложения, происходит образование осадка солей.

Для таких ситуаций и при отсутствии метанолопроводов с целью предупреждения образования осадков солей по всему стволу скважин, включая хвостовик, предлагается задавливание в призабойную зону пласта ингибирующего состава, который включает следующие реагенты (в % по массе):

При добавлении к водному раствору НТФ соляной кислоты ингибитор из породы вымывается медленнее. Кроме того, водный раствор НТФ в присутствии соляной кислоты совместим с пластовыми водами, содержащими ионы кальция. При взаимодействии водного раствора НТФ, содержащего соляную кислоту, с карбонатными породами происходит реакция соляной кислоты и карбонатов, в результате происходит нейтрализация кислоты. Образовавшийся хлористый кальций диссоциирует в ионы кальция. При взаимодействии НТФ с ионами кальция, происходит образование малорастворимых кальциевых солей нитрилотриметиленфосфоновой кислоты, что обеспечивает увеличение периода ингибирования.

Добавка ПАВ служит для получения пенной системы. При закачке пенной системы увеличивается охват пласта; кроме того, ПАВ способствует закреплению гидрофильной пленки на поверхности породы.

Наличие в отмеченном составе полигликоля повышает вязкость пенной системы, что также способствует увеличению охвата пласта, улучшает адгезию состава на породе, а также снижает скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой.

Для задавливания ингибирующего состава в призабойную зону на скважинах необходимо провести следующие подготовительные работы:

очистить забой и ствол скважины от отложения неорганических солей и загрязнений, накопленных в процессе эксплуатации;

продуть скважину с целью выброса накопившейся жидкости из забоя; провести исследование скважины; приготовить предложенный для задавливания состав в емкости и переме-

шивать по схеме «емкость — насос — емкость» закрытой струей во избежание вспенивания раствора.

Необходимое количество раствора ингибитора, оптимальная его концентрация для задавливания в призабойную зону определяются исходя из объема выносимой воды и возможностей продолжительности защитного эффекта.

617

ТЕХНОЛОГИЯ ИНГИБИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Ингибиторы солеотложения в зависимости от условий и места образования солей применяются разными способами:

путем периодического задавливания в призабойную зону; непрерывной закачкой в ствол скважины или подачей в поток водометано-

лового раствора перед установкой регенерации метанола.

Необходимое количество ингибитора G (в кг), закачиваемого в призабойную зону, определяется формулой

ãäå G0 — рекомендуемый удельный расход ингибитора на 1 м3 выносимой из скважины воды, 10–3 êã/ì3; Qâ — объем выносимой воды, м3/сут; τ — продолжительность предполагаемого проектного времени защиты оборудования от солеотложения, сут; À — коэффициент неравномерности выноса ингибитора (A = = 1,5–2,0).

Расчетное количество ингибитора G используют для приготовления 1– 5%-ного раствора в пресной воде или для композиционного состава с добавками ПАВ, антифриза и т.д. Количество раствора Vð для закачки в призабойную зону определяется формулой

ãäå Ñè — рекомендуемая концентрация ингибитора в растворе, %; ρð — плотность раствора ингибитора, кг/м3.

Объем продавочного раствора Vïð (воды или водного раствора метанола) для закачки ингибитора в пласт определяется по формуле

Vïð = πmhR2 + Vòð,

ãäå m — пористость призабойной зоны, %; h — толщина пласта, м; R — радиус проникновения ингибитора в пласт, м; Vòð — объем труб в скважине, м3.

При возможности ингибирующий раствор целесообразно продавить в пласт газом. После продавливания ингибитора в призабойную зону скважину не эксплуатируют в течение 20–24 ч. Повторная закачка ингибитора в пласт производится при снижении содержания ингибитора в добываемой продукции до установленного уровня, т.е. до (1–5) 10–3 êã/ì3.

При непрерывном ингибировании расход ингибитора G определяется формулой

По рассчитанному количеству ингибитора G приготавливают 0,1–1,0%-ный раствор для непрерывной подачи его через затрубное пространство в скважину. В зимнее время в водный раствор ингибитора добавляют антифриз. При возможности образования гидратов и коррозии оборудования ингибитор солеотложения закачивают совместно с ингибиторами коррозии и гидратообразования.

ПОДБОР ИНГИБИТОРОВ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

При подборе ингибитора солеотложения учитываются:

его эффективность применительно к данному технологическому процессу; возможность применения при существующих эксплуатационных условиях;

618

совместимость с другими химическими реагентами в системе. Пригодность ингибитора изучается в лабораторных условиях. Ингибиторы

солеотложения должны обладать: ингибирующей активностью, совместимостью с пластовой водой, коррозионной, пенообразующей и эмульсиообразующей пассивностью, термостойкостью и т.д.

Ингибирующая активность раствора ингибитора зависит от состава образующихся солей и состава — марки ингибитора. Например, для испытания ингибиторов гипсоотложения можно использовать раствор, полученный из NaCl — 1550 мг-экв/л, MgCl2 6H2O — 91 ìã-ýêâ/ë, NaSO4 — 227 ìã-ýêâ/ë è CaCl2 2H2O — 271 мг-экв/л. Такую модель получают следующим образом: предварительно готовят 50 мл раствора, содержащего NaCl, CaCl2 è MgCl2; к этому раствору добавляют расчетное количество ингибитора и хорошо перемешивают. Затем раствор смешивают с 50 мл нормального раствора Na2SOÄëÿ4. испытания ингибиторов отложения карбонатного типа используют модель на базе NaCl — 1370 мг-экв/л, MgCl2 6H2O — 4,4 ìã-ýêâ/ë, NaHCO3 — 12 ìã-ýêâ/ë è CaCl2 — 13,6 ìã-ýêâ/ë.

Защитный эффект Э (в %) ингибитора определяют по формуле

ãäå Ð0, Ð — массы осадков, выпавших из контрольного и испытуемого растворов, мг.

Массу осадка замеряют прямыми и косвенными методами. Защитный эффект может быть определен путем использования концентрации осадкообразующего иона в растворе по формуле

ãäå Ñð, Ñê, Ñ0 — концентрации осадкообразующего иона в растворе с ингибитором, без него и в исходном растворе, мг/л.

Результаты расчетов необходимого количества задавливаемого ингибитора в зависимости от объема выносимой из скважины воды приведены в табл. 6.9.

Схема оборудования устья скважины для проведения задавки ингибитора солеотложений в виде пенной системы такая же, как при пенокислотных и спиртопенокислотных обработках.

В начальный период, перед закачкой в скважину вспененного ингибитора солеотложений в НКТ закачивается водный раствор ингибитора в таком объеме, чтобы давление на устье скважины было на 0,2–0,3 МПа ниже, чем давление газа, поступающего для вспенивания раствора по шлейфу данной скважины со стороны УКПГ. После снижения давления на «головке» скважины до необ-

Ò à á ë è ö à 6.9

Расчетное количество ингибиторов (НТФ) и предлагаемого ингибирующего состава, задавливаемого в пласт, в зависимости от объема выносимой из скважины воды

ходимой величины, не прекращая закачки раствора в НКТ, начинают подачу газа высокого давления шлейфом из другой скважины для образования в скважине пены. Объем подаваемого газа должен обеспечить необходимую степень аэрации, которая в пластовых условиях должна быть не менее 1,5–2,0.

После закачивания в скважину ингибирующего раствора его продавливание в пласт осуществляется пресной водой или газом. Объем закачиваемого газа для продавливания в условиях скважин Оренбургского месторождения должен быть не менее 200–300 тыс. м3. После окончания продавливания скважину закрывают на 20–24 ч для адсорбции ингибитора на породе пласта. По истечении указанного времени скважину вводят в эксплуатацию с постепенным выводом ее на рабочий режим.

Повторное закачивание ингибитора солеотложения в пласт производится при снижении содержания НТФ в попутно добываемой воде ниже 5 г/м3.

СПОСОБЫ УДАЛЕНИЯ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ

В газопромысловой практике возникает необходимость в периодическом удалении отложений неорганических солей из скважины, НКТ и оборудования даже при условии применения способов предупреждения их образования.

Удаление образовавшихся отложений производится двумя способами: механическим и химическим. К механическим относятся разбуривание, рассверливание солей и использование гидромониторов. К химическим относятся следующие способы: удаление гипса с помощью карбонатных, бикарбонатных реагентов и гидроксидов с последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой, а также обработка комплексообразующими реагентами.

Отложения, представленные хлоридами натрия, вымываются пресной водой или водными растворами метанола. Осадки карбоната кальция эффективно удаляются растворами соляной кислоты.

Наиболее трудоемким является удаление сульфатов кальция. При химиче- ском способе их удаления происходят следующие реакции:

CaSO4 2H2O + Na2CO3 = CaCO3 + Na2SO4 + 2H2O;

CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2;

CaSO4 2H2O + NaOH = Ca(OH)2 + Na2SO4 + 2H2O;

Ca(OH)2 + 2HCl = CaCl2 = 2H2O.

С целью выявления эффективных химических реагентов и композиций для удаления отложения гипса в газопромысловом оборудовании Оренбургского газоконденсатного месторождения в лабораторных условиях были опробованы различные химические реагенты.

В качестве растворителей использовались водные растворы щелочей, растворы органических и неорганических кислот, растворы солей угольной кислоты и удалитель Р-221 фирмы «Петролайт». Исследования проводились в динамических условиях при различных соотношениях объемов реагентов и осадков, что позволило приблизиться к естественным условиям и провести сравнительную оценку действий различных реагентов на осадки гипса.

Из приведенных реагентов наибольшей растворяющей способностью гипсовых осадков обладает композиция на основе дигидрата динатриевой соли

620

этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон Б) и гидроксида натрия, содержащихся в следующей пропорции (в % по массе):

Состав для удаления сульфата кальция готовится в специальной емкости при интенсивном перемешивании.

Для технологичности и повышения эффективности процесса удаления осадков гипса при отрицательных температурах внешней среды в условиях образования газовых гидратов в состав дополнительно включают метанол. При приготовлении состава вначале трилон Б и гидроксид натрия растворяют в воде, затем добавляют необходимое количество метанола.

Подача реагента в скважины осуществляется агрегатами «Азинмаш-30». В том случае, если в состав осадка кроме гипса входит значительное коли-

чество карбоната кальция, удаление таких осадков проводится периодической подачей в скважину состава на основе трилона Б и раствора соляной кислоты, т.е. используются двухстадийные обработки.

При интенсивном образовании осадков солей в НКТ скважин их удаление проводится комбинированными методами — химическим и механическим. Удаление производится одновременно за счет воздействия химических реагентов и ударов ясса, спускаемого в НКТ в связке со снарядным устройством.

Механическое удаление осадков производится с помощью средств канатной техники через лубрикатор.

Как видно из вышесказанного, комплексное применение ингибиторов солеотложения, гидратообразования и коррозии является эффективным способом решения многих осложнений при добыче газа.

Механическое удаление солей хорошо отработано с помощью канатной техники, что позволяет полностью восстановить первоначальный дебит газа и дает большой экономический эффект.

621