Материал: Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти

сульфидсодержащих осадков.

Предотвращение образования сульфида железа, комплексных осадков, коррозии в затрубном пространстве скважины

При разработке Арланского месторождения образование сульфидосодержащих отложений происходит и в затрубном пространстве скважин, т.е. на внутренней поверхности эксплуатационной колоны и наружной поверхности НКТ. Как известно, появление сульфида железа в затрубном пространстве обусловлено протекающим там коррозионным процессом в присутствии сероводорода, который, в свою очередь, является продуктом жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Образовавшийся сульфид железа приводит к дополнительному отложению солей в подземном оборудовании, в проточных каналах ЭЦН. Протекающая в затрубном пространстве коррозия приводит, в первую очередь, к потере герметичности эксплуатационной колонны - наиболее ответственной части скважины.

Анализ материалов расследования отказов эксплуатационной колонны по добывающим скважинам Арланского месторождения показывает, что одними из основных зон потери герметичности по причине коррозии являются участки колонны от интервала перфорации до приема насоса и от уровня жидкости до устья скважины.

Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн требует больших материальных и трудовых затрат, сопряжена с длительными простоями скважин. Так, по НГДУ "Арланнефть" на устранение негерметичности эксплуатационной колонны одним из самых надежных на сегодня способом - методом спуска "колонны - летучки", затрачивается около 400 тыс. руб.

Поэтому в НГДУ "Арланнефть" была внедрена система профилактических мероприятий по защите ГНО и эксплуатационной колонны от коррозии и солеотложений для обеспечения на этой основе

увеличения МРП скважин, снижения эксплуатационных затрат.

Первые единичные обработки скважин для защиты ГНО и эксплуатационной колонны от коррозии проводились в НГДУ "Арланнефть" с 1985 года. Испытания различных способов и технологий защиты позволили выявить наиболее эффективные из них. Накопленный опыт показал, что наибольшую продолжительность защитного эффекта при наименьшем расходе химических реагентов имеют растворы (композиции) ингибиторов коррозии на нестабильном бензине, который ранее производился на Кармановском НПЗ (плотность 650 кг/м3). Применение таких растворов позволяло обеспечить продолжительность защитного эффекта до 1,5-2-х месяцев. В связи с прекращением производства нестабильного бензина и отсутствием других доступных растворителей малой плотности обработки легкими растворами ингибиторов коррозии вынуждены были прекратить.

В последующем для защиты ГНО и выкидных линий скважин от коррозии в НГДУ "Арланнефть" была разработана и внедрена технология обработок скважин с использованием ингибиторов коррозии Нефтехим-3, СНПХ-6014, которые дали хороший эффект по снижению числа отказов (негерметичностей) эксплуатационных колонн в интервале от динамического уровня до приема насоса и выкидных линий скважин. Однако указанная технология, обладая высокой ингибирующей способностью, имела существенный недостаток - малую продолжительность защиты подземного оборудования. Это объясняется значительной разницей между плотностью нефти в межтрубном пространстве скважины (750-850 кг/м3) и плотностью ингибитора коррозии (910-960 кг/м3). По этой причине ингибитор быстро "проваливается" сквозь слой нефти в межтрубном пространстве на прием насоса и за короткое время выносится из скважины. При этом ингибитор не успевает в полной мере диспергироваться в затрубной нефти, в особенности в скважинах с низким динамическим уровнем, в результате продолжительность требуемого защитного эффекта не превышает нескольких суток и до 80% ингибитора расходуется не эффективно. Для

лучшего диспергирования ингибитора в нефти, производится циркуляция продукции скважины работой насоса "на себя". Это позволяет увеличить продолжительность защитного действия до 3-4 недель. Практика применения такой технологии, несмотря на ее простоту для исполнения показала, что она имеет больше затрат, чем применение легких растворов ингибиторов коррозии. Кроме того, не в полной мере обеспечивается защита подземного оборудования от сульфидосодержащих отложений и коррозии в интервале от устья до динамического уровня.

Для полного охвата защитой от коррозии и образования ССО подземного оборудования и в течение более продолжительного периода предложен новый способ. Сущность способа заключается в подаче в затрубное пространство скважины ингибирующей композиции в виде мелкодисперсной высокоустойчивой пены [15]. Потребное количество ингибитора солеотложения и ингибитора коррозии для обработки одной скважины рассчитывается в зависимости от глубины подвески насоса и дебита скважин. При этом количества ингибитора солеотложения рассчитывается по формуле

,кг, (3.12)

где Gиос - количество ингибитора солеотложения, кг;

А - коэффициент неравномерности выноса реагента из призабойной зоны, (изменяется от 1 до 2);- оптимальная дозировка ингибитора, подбирается лабораторным путем, г/м3;в- производительность скважины по воде, м3/сут.;- время защиты оборудования скважин от солеотложения, сут.

Расчет требуемого количества ингибитора коррозии проводится по формуле

, кг, (3.13)

где Gик - количество ингибитора коррозии, кг;

ω- оптимальная дозировка ингибитор коррозии, г/м3; τ - время дозирования, сут.;в - производительность скважины по воде, м3/сут.

Если в процентном отношении количество ингибитора меньше расчетного,

то необходимый для композиции реагент берется по расчетной формуле с последующей корректировкой компонентов для придания вспененной композиции устойчивости.

Для вспенивания композиции используются жидкие, неионогенные, малотоксичные (4-5-й группы) пенообразователи с рН 5,.5-7 и температурой замерзания не менее минус 40ºС. Для придания стойкости вспененной ингибирующей композиции добавляется водный раствор КМЦ, вязкостью 15-30 мПа∙с. В качестве аэрирующего газа применяется технический азот. Приготовление ингибирующей композиции производится в следующей последовательности. Вначале приготавливается водный раствор КМЦ с выдержкой для набухания в течение 24 часов. Затем в этот раствор вводится расчетное количество ингибитора солеотложения и ингибитора коррозии, которые тщательно перемешиваются. Последним вводится пенообразователь. Для закачки приготовленной композиции была разработана установка, принципиальная схема которой приведена на рисунке 6 Установка состоит из баллона с техническим азотом 1, подогревателя азота 2, емкости 3, пеногенератора 4 и насоса 6.

Обработка скважины производится в следующей последовательности. Предварительно стравливается газ до атмосферного давления из межтрубного пространства скважины. Установка подключается к задвижке затрубного пространства. Композиция заливается в емкость 3, откуда она поступает через расходомер 5 в пеногенератор 4. Далее включается устройство подогрева азота 2, подается азот 1 под давлением 1,5-2 кг/см2 в пеногенератор 4. Включением насоса 6 начинается процесс вспенивания ингибирующей композиции и ее подача в межтрубное пространство скважины, при этом закачка композиции ведется со скоростью 0,2-0,3 м3/час и контролируется расходомером 5.

Закачка композиции прекращается при достижении давления в затрубном пространстве скважины 8 кг/см2 по манометру 7 или израсходованию расчетного количества композиции в баке 3.

Необходимый размер пузырьков пены (0,5-2 мм) обеспечивается подбором калибровочной сетки пеногенератора. В процессе закачки пены, через трехходовой вентиль манометра за насосом, можно отобрать пробу пены для определения её параметров.

Вспененная композиция способна длительное время сохранять свою структуру и обеспечивать защиту подземного оборудования. Пена контактирует с НКТ и колонной, при этом содержащийся в ней ингибитор коррозии образует на поверхности металла защитную пленку, а ингибитор отложения солей, адсорбируясь на поверхности оборудования, предотвращает агрегацию зародышей микрокристаллов сульфида железа. Защита межтрубного пространства в интервале от уровня жидкости до приема насоса, а также самого насоса и далее внутренней поверхности НКТ обеспечивается за счет постепенного поступления жидкой фазы ингибирующей композиции вдоль вибрирующей от работающего насоса поверхности НКТ.

Образование жидкой фазы композиции осуществляется "сверху вниз" за счет постепенного гашения пены со свободной поверхности под воздействием сил гравитации. При этом обеспечивается смачивание, т.е. защита поверхности межтрубного пространства и обогащение жидкой фазой нижних слоев вспененной композиции. Таким образом, обеспечивается равномерное дозирование ингибиторов в течение расчетного времени.

В процессе закачки вспененной ингибирующей композиции может оказаться так, что пена из расчетного количества ингибиторов не вмещается в объеме затрубного пространства в интервале от устья до первоначального динамического уровня. В таких случаях допускается занять половину объема между первоначальным динамическим уровнем и приемом насоса, т.е. это не приводит к изменению давления на приеме насоса (смещение депрессионной воронки), соответственно дебит скважины остается прежним.

На рисунке 7 приведены результаты проведенной обработки на скв. 1087. Ввиду трудностей с количественным определением выносимого ингибитора коррозии, прослеживалось защитное действие ингибитора коррозии на выкидной линии скважины. Для этого к ней подключалась стандартная электрохимическая коррозионнометрическая ячейка, с помощью которой прослеживалось изменение скорости коррозии во времени. Измерение скорости коррозии с точностью до 0,001 г/м2∙час производилось стандартным коррозиметром Моникор-2, позволяющим вести запись измеренных значений с заданным интервалом времени. Дополнительно перед коррозионнометрической ячейкой устанавливалось специальное устройство (миниатюрный трубный делитель фаз), позволяющее отделить из добываемой жидкости водную фазу с высокой степенью очистки от нефтепродуктов, что повысило достоверность определения скорости коррозии и исключило возможность отказа ячейки из-за замазучивания электрохимического датчика.

На первом этапе испытаний была определена величина скорости коррозии без защиты (а), которая составила 0,32 г/м2·час и определена "допустимая" скорость коррозии (при величине защитного эффекта 75%), которая составила 0,08 г/м2·час.

Затем скважина была обработана по ранее принятой технологии путем заливки в межтрубное пространство ингибитора коррозии Нефтехим-3 в объеме 0,4 м3. Прослеживание динамики скорости коррозии показало, что величина защитного эффекта, достигающая непосредственно после обработки 94%, в течение 28-30 суток снижается до 75% (б).

На третьем этапе испытаний скважина была обработана вспененной ингибирующей композицией согласно технологии, приведенной на рисунке 6 [12].