Файл: Интенсификация добычи нефти привела к значительным изменениям условий эксплуатации скважинных насосных установок, при этом постоянно растет число различных осложняющих факторов.docx

Введение

Интенсификация добычи нефти привела к значительным изменениям условий эксплуатации скважинных насосных установок, при этом постоянно растет число различных осложняющих факторов. К таким факторам относятся: искривление скважин, АСПО, содержание механических примесей в откачиваемом флюиде. Увеличение глубины подвески оборудования в скважине соответственно повлияло на изменения термобарических условий в скважинном оборудовании. В свою очередь, изменение давления, температуры, химического состава воды и прогрессирующее обводнение продукции добывающих скважин вызвало интенсивное солеотложение на оборудование.В процессе добычи нефти возможно отложение нескольких видов солей, которые можно классифицировать по различным признакам: растворимости, скорости образования, трудности удаления, частоте присутствия.Отложение в нефтепромысловом оборудовании неорганических солей при добыче нефти приводит к образованию осадков на поверхности рабочих колес и направляющих аппаратах в УЭЦН, что приводит к заклиниванию насоса. Отложения солей наблюдаются, хотя и в меньшей степени, и в скважинах, эксплуатируемых штанговыми скважинными насосам. Солеотложение во многих регионах страны становится основной причиной отказа оборудования, что приводит к значительному ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

В составе отложений входит гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы.

В настоящее момент решение задачи предотвращения солеобразования усложняется за счет образованием в скважинах отложений солей сложного состава, содержащих в различных соотношениях сульфид железа. Причиной этого является появление так называемого «вторичного» сероводорода вследствие заражения пластов на микробилогическом уровне.

Основными компонентами большинства промысловых отложений являются карбонат кальция, сульфат кальция и (или) сульфат бария. В скважинах отложения чистых сульфата или карбоната кальция встречаются редко. Обычно они представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Без удаления органической составляющей солеотложений невозможно успешно провести обработку скважин.

1. Выпадение в осадок сульфата или карбоната кальция.

Процесс выпадения в осадок сульфата или карбоната кальция протекает в три стадии.

1. На первой стадии ионы кальция соединяются с сульфатными или карбонатными ионами и образуют молекулы.

2. Далее молекулы объединяются в микрокристаллы, служащие

центрами кристаллизации для остального раствора.

3. Агрегаты кристаллов растут и при достижении определенных размеров выпадают в осадок или прикрепляются к стенкам оборудования.

Неорганические отложения встречаются в трех формах:

в виде тонкой накипи или рыхлых хлопьев, в слоистой форме, в кристаллической форме. Отложения первого вида имеют рыхлую структуру, проницаемы и легко удаляются. Слоистые отложения, такие как гипс, представляют собой несколько слоев кристаллов, иногда в виде пучка лучин, заполняющих все сечение трубы. Кристаллические структуры, такие как барит и ангидрит, образуют очень твердые, плотные и непроницаемые отложения. Барит настолько плотен и непроницаем, что с помощью химических обработок удалить его со стенок оборудования не представляется возможным.

2. Солеобразование при добыче нефти

Отложение солей — одна из многих проблем, возникающих при добычи нефти. Отложения солей на стенках трубопроводов уменьшают эффективный диаметр, а значит и пропускную способность последнего, нередко приводя к полному закупориванию. Солеотложения различных кислот приводят к засорению скважины, выходу из строя насоса, снижению притока жидкости и т.д. Эта проблема становится особенно актуальной в случае совместной добычи нефти и воды.

Виды солеотложения.

В процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений возникают солевые отложения с преобладанием следующих типов солей: кальцита — СаО3, гипса — CaSO4·2H20, ангидрита — CaSO4, бассанита — CaSO4·0,5H2О, барита — ВаSO4, баритоцелестина — Ва(Sr)SO4, галита — NaCl. На поздних стадиях разработки залежей проявляются отложения сульфидных солей, главным образом, сульфида железа. В целом осадки солевых отложений не являются мономинеральными и имеют сложный петрографический состав, включающий как минеральную, так и органическую часть, которая при химических анализах квалифицируется как «потери при прокаливании».

Наряду с углеводородными компонентами и продуктами коррозии, по данным исследований, в составе солевых

отложений могут присутствовать десятки различных минералов.

3. Ингибирования в процессе солеотложения солей.

Ингибирование предполагает подачу в поток нефти с водой специальных веществ — ингибиторов, предотвращающих отложение солей. Механизм работы этих ингибиторов следующий. Основная часть ингибиторов представляет собой поверхностно активные вещества, которые, сталкиваясь с кристалликами соли в потоке флюида, концентрируются на его поверхности, тем самым не давая другим молекулам той же самой соли закрепиться на зародыше.

Наряду с созданием ингибирующих составов предупреждения отложения солей важное значение приобретают технологические способы их реализации. В зависимости от условий ингибиторы могут применяться по следующим технологиям:

– путем непрерывной или периодической подачи в систему с помощью дозировочных устройств;

– периодической закачкой раствора в скважину с последующей его задавкой в призабойную зону.Последовательно могут использоваться комбинированные способы подачи ингибитора, например, вначале периодическая закачка, затем — через 2-6 месяцев — непрерывная дозировка или периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины.

Дозированная подача ингибитора в скважину (систему) считается надежным методом, хотя требует постоянного контроля и обслуживания дозировочных насосов и устройств.

Распространение получил метод периодической подачи ингибитора в затрубное пространство скважины, однако он не всегда эффективен, так как при низких динамических столбах реагент быстро уносится потоком жидкости. В наиболее благоприятных условиях при высоких динамических столбах периодичность подачи ингибитора составляет 15-20 суток.

Метод дозирования ингибитора применим при отложении солей в подземном оборудовании и трубах лифта, но при отложении солей в призабойной зоне пласта необходима его задавка в пласт.

4 Солеотложение при эксплуатации газоконденсатных скважин.

Интенсификация притока флюидов из высокотемпературных скважин с АВПД, низкой проницаемостью карбонатного коллектора и наличием агрессивных компонентов (сероводорода и углекислого газа) в добываемом флюиде требует особого серьезного подхода и всестороннего анализа при обосновании метода обработки призабойной зоны пласта и состава реагентного раствора. Для этого необходимо знать процесс солеотложений при эксплуатации месторождений и основные его причины, а также возможные пути борьбы с этими явлениями.

Образование осадков, происходящее в эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважинах при транспорте пластовых флюидов на дневную поверхность, значительно осложняет и удорожает добычу углеводородов. Уменьшается сечение труб, увеличиваются потери давления, нарушается температурный режим, становится невозможным прохождение в скважину приборов и инструментов. Проблема солеобразования и солеотложения в промысловом оборудовании является общей для всех месторождений, особенно на заключительной стадии эксплуатации. Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации месторождений нефти и газа показывает, что солеотложения отмечаются на всех стадиях добычи, транспорта, переработки углеводородных флюидов.

В мировой практике считается общепризнанной целесообразность прогноза и предотвращения образования солей, чем борьба с солеотложением, когда оно уже произошло.

Анализ разработки газоконденсатных месторождений Северного Кавказа показывает, что одной из основных возможных причин снижения производительности эксплуатационных скважин является образование осадков в наземном и подземном промысловом оборудовании, а также на забое скважины, в том числе и призабойной зоне.

Рассмотрим основные факторы, определяющие физико-химические процессы солеотложения на Кошехабльском газоконденсатном месторождении (ГКМ).

Сложные геолого-промысловые условия залегания пласта: аномально высокие пластовые давления; высокая температура; большие депрессии на пласт; выдавливание в призабойную зону пласта минерализованных вод из водонасыщенных пропластков.

При нарушении химического равновесия могут выпадать соли и тяжелые углеводороды на забое и в призабойной зоне пласта.

Содержание в составе газа месторождения «кислых» компонентов: сероводорода (до 2,0 % об.) и диоксида углерода (до 6,0 % об.). Высокая растворимость «кислых» компонентов в конденсационной воде (рН 5,1 ÷ 5,9) создает условия для протекания электрохимической сероводородной и углекислотной коррозии. Совместное присутствие сероводорода и диоксида углерода приводит к синергетическому эффекту, увеличивая коррозионную активность в 4 раза. Продуктами сероводородной коррозии является сульфид железа, выпадающий в осадок, и углекислота – растворимый гидрокарбонат железа, переходящий в нерастворимый карбонат железа.

---

Наличие в продукции скважин тяжелого газоконденсата плотностью 0,84 – 0,85 г/см3, смол и парафинов. Нефтяные смолы – высокомолекулярные вещества темно-бурого цвета, коллоидно распределенные в нефти, присутствуют во всех нефтях (до 25 %, среднее 2,1 %).

При перегонке не переходят в дистилляты, остаются в неперегоняющемся остатке. Остаток после разгонки Кошехабльского газоконденсата составляет > 4 %. Парафины растворяются в нефти неограниченно при температурах выше 40 °С. Температура плавления индивидуальных компонентов парафина зависит от их молекулярного веса и изменяется от 18 °С (низкомолекулярные) до 137 °С (высокомолекулярные). Парафины нефтей представляют смесь нескольких углеводородов и поэтому не имеют резкой температуры плавления. Четкая кристаллизация парафинов отмечена в дистиллятах, где отсутствуют смолистые вещества, препятствующие кристаллизации парафинов.

В процессе подъема флюида в НКТ происходит дистилляция газового конденсата, выпадают смолы, из дистиллятов – парафины, которые осаждаются на стенках труб.

Попутные воды, добываемые вместе с углеводородами, содержат в своем составе солеобразующие ионы, которые при нарушении химического равновесия (снижение давления, перепад температуры, несовместимость) переходят в состояние пересыщения и выпадают в осадки. Практически это все соли шестикомпонентной системы: NaCl, CaCl2, MgCl2, Na2SO4 – хорошо растворимы в воде; CaCO3, CaSO4 х 2H2O, CaSO4, BaSO4, SrSO4 – малорастворимые образования.

Несовместимость ингибиторов коррозии с попутными водами также является одним из определяющих физико-химических процессов солеотложений при эксплуатации Кошехабльского ГКМ. За годы разработки месторождения (с 1982 года) в процессе эксплуатации оксфордской залежи произошли изменения составляющих потока компонентов. В составе газа снизилось содержание метана, идентифицированы тяжелые изомеры (ΣiС6 – 2,31 %), n – гексан, гептан, которых раньше в газе не было.

В составе газоконденсата также отмечается тенденция к утяжелению. По результатам анализов газоконденсата 90 % фракция отгоняется при температуре 345°С (в предыдущие годы – при 308 °С), содержание парафинов – 3,1 % с температурой плавления 44 °С; содержание парафинов – 2,8 %, температура плавления – 45 °С. До 5 – 6% повысился остаток после разгонки газоконденсата.

При использовании этого конденсата в качестве основы для приготовления ингибитора коррозии происходит его вторичная дистилляция. При этом следует учесть, что в поверхностных условиях газоконденсат теряет легкие фракции, окисляется, обогащается смолами.

---

Одним из поставщиком солеотложений является попутная вода. Поскольку разработка оксфордской залежи Кошехабльского месторождения происходит без внедрения пластовых (законтурных) вод, то вода, добываемая вместе с газом («попутная»), представляет собой смесь конденсационной и выжатой из неколлекторов за счет создания высоких депрессий. При нарушении химического равновесия солеобразующие ионы переходят в состояние пересыщения и выпадают в осадки. Вода содержит также коррозионно-агрессивные компоненты. Воды конденсационные мало отражают какие-либо изменения, их состав зависит от количества выпавшей в сепараторе влаги. Однако кислый характер вод (рН 4,2 – 6,1) свидетельствует о их высокой коррозионной активности.

Результаты анализов проб воды из различных глубин показывают, что их состав отличается. Наиболее информативными являются пробы, отобранные на устье скважины и перед входом в сепаратор индивидуального отбора. На границе газоконденсата и воды – незначительная взвесь сульфидов железа в конденсате.

Прогноз осаждения карбонатов кальция проведен расчетным путем по методике Стиффа – Девиса. Согласно полученным результатам, индекс насыщения IS = -2,5, индекс стабильности ISt = 10,1. Вода оценивается как очень агрессивная, способная растворять CaCO3.

Процесс образования гипса в водных системах контролируется присутствием Ca2+ и SO42- и других ионов и зависит от дефицита насыщения растворов CaSO4, который определен по расчетным формулам и номограммам. Дефицит насыщения составил 21516 мг/дм3. Таким образом, в рассматриваемой системе образование карбоната и сульфата кальция не прогнозируется.

5Борьба с осложнениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин

К основным осложнениям при эксплуатации скважин относятся: отложения парафина, отложения солей, отложения смол и асфальтенов, вынос песка из пласта, прорыв воды.

Отложения парафина на стенках НКТ, устьевой арматуре приводит к снижению производительности скважины.

В результате парафинизации внутренних стенок труб уменьшается их внутреннее сечение. Запарафинивание поверхностных коммуникаций приводит к удорожанию внутрипромысловой перекачке нефти.

Борьба с отложениями парафина введется следующими способами [2]:

---

1) Механическим, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. В скважину, оборудованную ЭЦН, скребки опускают на проволоке в НКТ. В скважинах оборудованных ШГН применяют непрерывную очистку труб скребками, устанавливаемыми на штангах.

2) Применение НКТ, с гладкой внутренней поверхностью (покрытие внутренней поверхности эмалями, лаками, стеклом).

3) Тепловым, при котором скважина промывается парами или горячей нефтью (закачка в затрубное пространство, при этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ). Для получения водяного пара используют ППУ, для нагретой нефти – агрегат депарафинизации передвижной АДН.

4) Химический – впрыск в поток пластовой жидкости ингибиторов, предотвращающих кристаллизацию парафина в НКТ и их закупорку – ингибитор ХТ-48.

5) Закачка ПАВ (водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества).

6) Закачка растворителей (бензин, толуол, керосин),

7) Физический – применение магнитного поля (увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложения парафина).

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо - и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

АСПО увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО - актуальная задача при интенсификации добычи нефти. АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти. Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения.

Парафины - углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66): малопарафиновые - менее 1,5 % мас.; парафиновые - от 1,5 до 6 % мас.; высокопарафиновые - более 6 % мас..Мероприятия по борьбе с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже имеющихся осадков АСПО. Известно несколько способов борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании.

---

Термические методы борьбы с АСПО применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путём поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей, горение термита в призабойной зоне пласта и т.д. Но наиболее распространённым способом борьбы с АСПО является промывка скважин горячей нефтью. Недостаток – большие тепловые потери.

Механические методы борьбы с АСПО используют в основном для периодического удаления АСПО - компонентов с поверхностей нефтяного оборудования, а также с внутренних поверхностей нефтепроводов, коллекторов и т.д. Для этого применяют скребки различных конструкций, эластичные шары, перемешивающие устройства.

Химико-механические методы борьбы с АСПО предусматривают совместное механическое и физико-химическое воздействие водных растворов технических моющих средств (ТМС) на АСПО и очищаемую поверхность. Данные методы применяются для струйной очистки от АСПО ёмкостей, резервуаров; циркуляционной очистки от отложений АСП скважин, трубопроводов; струйной, пароструйной, пароводоструйной, погружной очистки деталей нефтепромыслового оборудования.

Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний, ультразвука, а так же новейшего радиочастотного магнитогидродинамического резонансного воздействия на обрабатываемую среду, покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.

6. Химические методы борьбы с АСПО

Химические методы борьбы с АСПО включают в себя использование различных реагентов, полимеров, ПАВ: ингибиторы парафиноотложений, смачивателей, ПАВ - удалителей, растворителей и т.д. Из химических методов борьбы с парафином применяется промывка скважин растворителями. Наряду с высокой эффективностью данный способ имеет большие экономические затраты, поэтому обработка химическими реагентами используется в основном на скважинах, где применение других способов борьбы с АСПО не является возможным или более эффективным.

При выборе метода борьбы и предупреждения или профилактического удаления АСПО, следует учитывать, что эффективность метода зависит от способа добычи, а также от состава и свойства добываемой продукции. Следует отметить, что при выборе способа обработки скважины необходимо учитывать такие основные параметры

---