Борьба с солеотложениями путем периодической закачки ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта

"Борьба с солеотложениями путем периодической закачки ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта"

Уфа-2004

Содержание

Введение

1. Причины, условия образования солей в скважине

2. Методы предотвращения солеобразований

2.1 Выбор наиболее эффективного способа удаления солевых осадков

3. Метод периодической продавки ингибитора солеотложений в ПЗП

4. Выбор методов предотвращения образования отложений. Расчет потребного оборудования и материалов

4.1 Контроль за работой скважин с отложением солей

5. Контроль за выносом ингибитора отложения солей из скважины

Список использованной литературы

Введение

Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Для предупреждения образования отложений неорганических солей в скважинах применяются химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования. В промысловой практике борьбы с отложением солей наиболее широкое распространение получил метод периодической обработки ПЗП водным раствором ингибитора отложения солей. Сущность обработки заключается в периодической закачке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора жидкости из скважины. Вынос ингибитора добываемой жидкостью после продавки и пуска скважины в эксплуатацию до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования солей предопределяет период последствия и срок защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей и время между продавками ингибитора. Поэтому, чем продолжительнее вынос реагента (в достаточных для ингибирования количествах), тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солей. Продолжительность выноса ингибитора в значительной мере зависит от величины адсорбции ингибитора солеотложений на поверхности породы пласта. При этом, чем больше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнее предотвращения образования отложений солей.

Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Необходимо знание физико-химических процессов и причин, вызывающих отложения солей в различных условиях залегания нефти, умение заранее прогнозировать, надежно контролировать и своевременно предотвращать возможное появление солевых осадков в процессе эксплуатации скважин. Особое внимание нужно уделять правильному выбору нужных методов борьбы с отложением солей, позволяющих добиться наибольшей их эффективности в конкретных промысловых условиях с учетом экономической целесообразности.

1.      Причины, условия образования отложений солей в скважине

Интенсификация процессов добычи путем заводнения нефтяных пластов позволяет резко увеличить нефтедобычу, однако наблюдаемое при этом опреснение пластовых вод приводит, на ряде месторождений, к образованию гипсовых отложений.

Образование отложений неорганических солей происходит в скважинах, нефтепромысловом оборудовании, системе сбора, подготовки нефти и воды, а также в призабойной зоне пласта. По преимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенного вида выделяются две группы солей: карбонатные и сульфатные.

Самым распространенным видом отложений неорганических солей являются осадки, содержащие в основном сульфат кальция (60-80 %) и карбонаты кальция и магния (5-16 %). Влага и углеводородные соединения составляют 7-27 %. При определенных условиях каждая молекула сульфата кальция связывает две молекулы воды, в результате чего образуются кристаллы гипса, поэтому такие осадки называют гипсовыми отложениями. Если при этом в составе осадков содержится более 15 % твердых и тяжелых углеводородных соединений нефти, то они классифицируются как гипсоуглеводородные отложения. В составе отложений в виде примесей присутствуют до 0,5-4,0 % окислов железа и до 0,5-3,0 % кремнезема, наличие которых объясняется коррозией оборудования и выносом песчинок жидкостью в процессе эксплуатации скважины.

Изучение структуры позволяет выделить три вида осадков.

1. Плотные микро и мелкокристаллические осадки. В поперечном сечении таких осадков не удается выделить отдельные слои, поскольку отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердых углеводородов. В ряде случаев такие осадки имеют накипеобразный характер.

2. Плотные осадки с преобладанием кристаллов гипса средних размеров 5…12 мм с включением твердых и жидких углеводородов. При поперечном срезе образца отложений хорошо различим слой мелкозернистого осадка толщиной 3…5 мм в пристенной части, затем прослеживается слой среднекристаллического осадка призматического или игольчатого строения. В этом слое преобладают кристаллы длиной 5…12 мм. В наружном слое пространство между средними и крупными кристаллами заполнено более мелкими.

3. Плотные крупнокристаллические осадки. Крупные игольчатые кристаллы гипса образуют каркас. Между крупными кристаллами гипса длиной 12…25 мм находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В некоторых случаях в насосно-компрессорных трубах (НКТ) нет сплошных отложений гипса, а осадок представлен в виде одиночных друз кристаллов длиной 20… 27 мм с включением у их оснований мелких.

Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную (или предельную) концентрацию, т.е. когда выполняется неравенство:

Сi > Cip,

где Ci - концентрация соединения или иона, потенциально способного к выпадению в осадок;

Сip - равновесная при данных условиях концентрация (предельная растворимость).

Это неравенство смещается в сторону выпадения осадка, либо за счет увеличения левой части (возрастания фактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения растворимости). Первое из этих условий возникает, как правило, при смешивании вод разного состава, несовместимых друг с другом. Вторым условием выпадения осадков служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления, выделения газов, когда в исходном растворе снижается величина равновесной концентрации.

При разработке нефтяных месторождений Урало-Поволжья с применением заводнения происходят гидрохимические изменения, накладывающиеся на природные изменения вод. С закачкой воды в нефтяном пласте образуется сложная многокомпонентная система: закачиваемая вода - пластовая вода - погребенная вода - нефть с растворенным газом - породы пласта. В результате сложных внутрипластовых процессов в этой системе происходит увеличение концентраций сульфатных ионов в попутно добываемых водах. Поэтому все гипотезы о причинах отложений гипса сводятся к объяснению причин увеличения концентрации сульфат - ионов в связи с закачкой пресной или сточной воды. Кроме того, при извлечении нефти с попутной водой, перенасыщенной сульфатом кальция или близкой к предельному насыщению, и изменении термодинамических условий по стволу скважины происходит уменьшение равновесной концентрации сульфата кальция в воде, которое приводит к выпадению гипса в скважинах.

Обобщение литературных данных позволяет выделить следующие основные причины выпадения гипса в скважинах:

1) выщелачивание гипса и ангидрита, содержащегося в скелете пласта, закачиваемой пресной водой;

2) обогащение попутно добываемой воды сульфатными ионами за счет погребенных вод;

3) приток чуждых сульфатных вод из-за некачественного цементирования или негерметичности обсадной колонны и смешение их в скважине с пластовыми хлоркальциевыми водами;

4) обогащение попутных вод за счет окисления до сульфатов сульфидов, имеющихся в пласте, и серосодержащихся компонентов нефти кислородом воздуха, вносимым с закачиваемой водой;

5) поддержание пластового давления путем закачки несовместимых с пластовыми пресных или сточных вод повышенной сульфатности;

6) окисление соединений серы, находящихся в пласте, до сульфатов серобактериями и тиобактериями;

7) изменение термодинамических условий газо-водо-нефтяной смеси при подъеме жидкости из скважины.

Отмечается, что отложения гипса в скважинах чаще происходит по нескольким причинам, обусловленным геологическим строением, системой разработки залежей и режимов эксплуатации скважин.

Исследование кернов Таймурзинского месторождения показывает, что в составе терригенных продуктивных пород нижнего карбона содержится ангидрит, гипс, пирит. Пресная вода насыщается за счет растворения ангидрита и гипса и десорбции сульфат-ионов с поверхности породы. Насыщение сульфатами пресных вод происходит также за счет внутрипластового окисления сульфидов кислородом воздуха, вносимым с закачиваемой водой. Содержание пирита в отдельных исследованных кернах достигает 10 %, а в нагнетаемой в пласт воде содержится в значительном количестве растворенный кислород, происходит образование хорошо растворимого в воде сульфата железа по следующей реакции:

2FeS2 + 7O2 + 2H2O = 2 FeSO4 + 2H2SO4

Образующаяся при этом серная кислота воздействует на присутствующие в породе карбонаты или вступает во взаимодействие с хлорокальциевыми пластовыми водами с образованием гипса.

Поступление в добывающие скважины высокосульфатных вод может быть не только из продуктивных пластов, но и из выше - и нижележащих водоносных горизонтов по негерметичности цементного кольца за эксплуатационной колонной, либо через негерметичные резьбовые соединения в обсадных трубах. Эта причина выпадения солей, как правило, быстро выявляется и не вызывает массовых отложений. На Таймурзинском месторождении обнаружились единичные случаи отложения солей сульфата и карбоната кальция, это объясняются поступлением высокосульфатных артизианских вод через негерметичности в обсадной колонне.

Также на увеличение сульфатности попутно-добываемых вод отражается и состав закачиваемых вод, так как для поддержания пластового давления (ППД) используются пресные воды повышенной сульфатности р. Белой. Кроме того, для повторной закачки в пласт используются сточные воды из установок подготовки нефти, в которых они обогащаются сульфатами за счет деэмульгаторов.

Образование гипсовых отложений будет происходить в том случае, если концентрация сульфата кальция в растворе превысит при данных условиях, равновесную. Такое условие возникает при смешении пластовой хлоркальциевой воды с пресной, насыщенной сульфатами в процессе продвижениям ее по пласту. Воды, поступающие из различных пропластков, существенно отличаются по солевому составу. Одни из них больше насыщенны сульфатами, другие, в частности пластовые, насыщенны ионами кальция. В результате смешения таких вод в скважине раствор оказывается перенасыщенным по отношению к сульфату кальция, избыток которого выпадает на оборудовании в виде твердого осадка.

На интенсивность образования гипсовых отложений влияет изменение величины равновесной концентрации (предельной растворимости) сульфата кальция. Это условие возникает при изменении температуры и давления в насыщенных сульфатных растворах при подъеме жидкости из скважины. По обобщенным данным Н.И.Даниловой, перепады давления, которые испытывают растворы при поступлении на забои скважин, оказывает превалирующие влияние на сульфатное равновесие в этих растворах и уменьшают предельную растворимость сульфата кальция в воде. Изменение температурного режима растворов оказывает существенное влияние на растворимость гипса в воде только на поверхностях теплообмена установок по подготовке обводненной нефти.

Для оценки влияния давления на предельную растворимость сульфата кальция в хлоркальциевых водах в УГНТУ были проведены лабораторные эксперименты и было установлено, что величина предельной растворимости сульфата кальция зависит прежде от химического состава раствора. Добавление в воду хлористого кальция ведет к снижению предельной растворимости из-за наличия одноименных ионов кальция в CaCl2 и CaSO4. В сложных водных растворах при малых концентрациях хлористого кальция и значительных концентрациях хлористого натрия предельная растворимость сульфата кальция выше, чем в дистиллированной воде. Эти же закономерности присущи и пластовым водам.

Изменение давления в водных растворах оказывает влияние на величину предельной растворимости сульфата кальция. Это влияние выражается в увеличении предельной растворимости сульфата кальция пропорционально давлению. Уменьшение давления от 20 до 2 МПа приводит к снижению растворимости сульфата кальция на 16-18 %. Это имеет практическое значение. В условиях скважин большие депрессии на забое при ее эксплуатации могут явиться причиной выпадения и отложения гипса, если попутные воды насыщены или близки к насыщению сульфатом кальция.

Также замечено, что увеличение шероховатости стенок оборудования, выделение газа из добываемой жидкости, резкое уменьшение скорости потока способствует ускоренному накоплению отложений.

Большинство авторов сходится во мнении, что изменение термодинамических условий в процессе добычи жидкости является основным фактором, влияющим на выпадения гипса. Зависимость гипсообразования от темпераратуры исследовалась и для насыщенного, по отношению к кальций- и сульфат-ионам, раствора (0,43 г/100 г Ca2+, 0,53 г/100 г SO42-). Установлено, что с увеличением температуры резко сокращается время начала выпадения гипса из раствора. При температуре 60-35 оС гипс выпадает через 1 -3 минуты, при 5оС гипс начинает выпадать только через 12 суток. В случае обводненного раствора ( 0,55 г/100 г SO42- и 0,12 г/100 г Са2+ ) с уменьшением температуры время начала выпадения гипса может увеличиться до бесконечности, то есть при концентрации сульфат -ионов и ионов кальция, близкой к критической, температура может являться главным фактором, определяющим выпадения гипса. Снижение температуры при разработке продуктивных пластов не способствует, а ухудшает условия выпадения гипса даже из насыщенного раствора. Это подтверждается промысловыми наблюдениями: в зимнее время трубы наземных коммуникаций реже забиваются гипсом по сравнению с летним периодом.