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

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