Газлифтный способ добычи нефти

3. Методы, основанные на  взаимодействии реагентов с солями  пластовых вод. На осаждении  и структурировании ионами поливалентных

металлов Са+2, Mg+2, Fe+2 и других основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких  высокомолекулярных соединений, как  производные целлюлозы и акриловых  кислот. В контакте с приведенными катионами высаживается из раствора ряд сополимеров полиакриловой  и метакриловой кислот с высокой  степенью гидролиза. В нефтяной среде  они сохраняют свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем  самым селективность воздействия  на нефтеводонасыщенный пласт.

Методы, основанные на взаимодействии реагента с поверхностью породы, покрытой нефтью. К этой группе относятся  способы ограничения притока  воды с использованием частично гидролизованного полиакриламид а (ПАА), мономеровакриламида, гипано-формальдегидной смеси (ГФС) и др. Механизм методов заключается  в том, что при адсорбционном  и механическом удерживании полимера в пласте значение остаточного сопротивления  зависит от минерализации воды, молекулярной массы полимера, степени гидролиза  и проницаемости пористой среды. Значение остаточных сопротивлений  в нефтенасыщенной части пород  на порядок ниже, чем в водонасыщенных, что объясняется сродством частиц полиакриламида с органическими  соединениями нефти. Кроме того, в  нефтенасыщенной части пласта ухудшаются условия для адсорбционного и  механического удерживания частиц полимера породой вследствие присутствия на поверхности раздела углеводородной жидкости.

Методы, основанные на гидрофобизации поверхности пород призабойной  зоны с применением ПАВ, аэрированных жидкостей, полиорганосилоксанов и  других химических продуктов. Общий  механизм заключается в гидрофобизации пород, приводящей к снижению фазовой  проницаемости пород для воды, а также в образовании пузырьков  газа, которые легко разрушаются  в присутствии нефти.

Неселективные методы изоляции - это методы, использующие материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой или газом  образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основные требования при НСМИ - точное выделение  обрабатываемого обводненного интервала  и исключение снижения проницаемости  продуктивной нефтенасыщеннои части  пласта.

Механизм изоляции вод  заключается в следующем:

очистка ПЗП в результате диспергирования кольматирующих пласт  глинистых веществ, парафина, асфальтосмолистых  веществ и дальнейшее их удаление в процессе освоения скважин за счет солюбилизирующего действия (коллоидного  растворения) образовавшихся мицелл в  пенной системе. Главным результатом  этого процесса является приобщение к разработке малопроницаемых пропластков;

блокирование путей продвижения  воды в результате прилипания к поверхности  водопроводящих каналов пузырьков  газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений;

изоляция высокопроницаемых  зон продуктивного пласта, являющихся главным источником обводнения.

Область эффективного применения пенных систем: низкое и среднее  пластовое давление; неограниченная обводненность продукции скважины; четко выраженная неоднородность пропластков; наличие глинистой корки на стенках  скважины; наличие в терригенных  породах глинистого цемента.

В качестве пенных систем рекомендуют  использовать двухфазные и многокомпонентные  пенные системы.

3. Предупреждение образования  НОС

нефть добыча газлифтный скважина

В отечественной и зарубежной практике известны различные методы борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти. В общем  случае все они подразделяются на методы, предотвращающие отложение  НОС, и методы борьбы с уже выпавшими  осадками.

Многолетний опыт борьбы с  отложениями неорганических солей  показал, что наиболее эффективны методы, основанные на предупреждении отложения  солей. При этом правильный выбор  метода может быть сделан лишь на основе тщательного изучения гидрохимической  и термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам, с выявлением основных причин, вызывающих перенасыщение  попутно добываемых вод солеобразующими  ионами, поскольку выпадение и  отложение неорганических солей  зависят от условий, при которых  нарушается химическое равновесие системы, т.е. при переходе попутных вод в  состояние перенасыщения.

Перенасыщение попутно добываемых вод солеобразующими ионами может  быть вызвано изменением температуры, давления, а также смешиванием  растворов солей различного состава  с образованием нового раствора, в  котором содержание ионов слаборастворимых солей оказывается в избытке.

Формирование отложений  НОС на поверхности оборудования зависит также от свойств подложки, электрокинетических и других физико-химических явлений, происходящих на поверхности  раздела фаз.

В реальных технологических  процессах добычи, сбора и подготовки нефти многие явления происходят одновременно, что усложняет исследование формирования отложений в целом.

Существенные затруднения  в выявлении причин выпадения  солей возникают из-за отсутствия систематической достоверной информации по гидрохимическим и гидрогеологическим изменениям на разрабатываемых объектах в течение длительного времени.

В настоящее время разрабатываемые  и применяемые методы предупреждения отложения НОС можно разделить  на две группы -безреагентные и  химические.

К безреагентным методам  предотвращения отложения солей  относятся: обоснованный выбор источников водоснабжения систем поддержания  пластового давления; воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными, силовыми и акустическими полями; использование защитных покрытий труб и другого оборудования. К этой же группе относятся и мероприятия, основанные на изменении технологических  факторов добычи нефти: своевременное  проведение необходимых водоизоляционных работ; ограничение движения воды в  высокопроницаемых пропластках  послойно-неоднородного продуктивного  пласта; поддержание повышенных давлений на забоях добывающих скважин; использование  хвостовиков, диспергаторов; различные  конструктивные изменения в устройстве применяемого оборудования.

Важным технологическим  методом предупреждения солеотложения  является своевременное проведение водоизоляционных работ в скважинах. Практика показывает, что сравнительно резкое изменение состава попутно  добываемой воды и, как следствие  этого, интенсивное отложение НОС  может происходить за счет прорыва  вод из других водоносных горизонтов через нарушения целостности  цементного кольца и обсадной колонны, возникающие в процессе эксплуатации скважины. При этом самое эффективное средство предотвращения отложения солей - ремонт скважины с ликвидацией обнаруженных нарушений.

Значительный эффект по снижению интенсивности отложения солей  дает селективная изоляция обводнившихся  пропластков послойно-неоднородного  продуктивного пласта, поскольку  при сокращении притока воды, перенасыщенной солями, уменьшается и отложение  солей.

Перспективным является метод, основанный на выборе оптимального значения забойного давления, поскольку значение равновесной концентрации сульфата кальция зависит от давления в  насыщенном гипсом растворе. Повышение  давления на забоях добывающих скважин  приводит к уменьшению их дебитов. Чтобы  не допустить этого, необходимо предусматривать  повышение давления нагнетания воды на линиях нагнетательных скважин или  организацию очагового заводнения. В каждом конкретном случае целесообразность повышения давления нагнетания для  уменьшения интенсивности солеотложения  необходимо определять путем проведения технико-экономических расчетов.

К конструктивным изменениям относится применение различных  устройств, способных изменять структуры  и скорость движения газожидкостной смеси в скважине или условия  кристаллизации солей. Скважинные штуцеры, диспергаторы, хвостовики, спускаемые до интервала перфорации, эмульгируют  добываемую воду в нефти. Это уменьшает  вероятность контакта воды со стенками насосно-компрессорных труб и другого  промыслового оборудования.

Одним из безреагентных способов повышения работоспособности нефтепромыслового  оборудования в условиях отложения  НОС может быть применение защитных покрытий. Имеется положительный  опыт применения НКТ с покрытием  внутренней поверхности стеклом, эмалями  и лаками. На Самотлорском месторождении  испытывались ПЭЦН, центробежные колеса и направляющие, аппараты которых  были покрыты пентапластом или были изготовлены из полиамидных составов с покрытиями эпоксидной смолой, фторопластом, пентапластом с графитом и алюминием. Промысловые данные показали увеличение надежности работы УЭЦН и межремонтного  периода их работы. Покрытие из пентапласта  не предотвращает полностью отложения  солей, однако снижает интенсивность  роста их образования. Поэтому оборудование с защитным покрытием следует  применять в скважинах с умеренной  скоростью солеотложения. В условиях же интенсивного отложения солей  одновременно с использованием защитных покрытий целесообразно применять  химические реагенты.

Химические методы. Из известных  способов предупреждения отложения  неорганических солей при добыче нефти, наиболее эффективным и технологичным  является способ применения химических реагентов-ингибиторов. В результате лабораторных и промысловых исследований, посвященных проблеме борьбы с образованием НОС на нефтяных месторождениях, было предложено и испытано множество  химических реагентов-ингибиторов, предотвращающих  эти отложения.

Химические способы борьбы с солеотложением основаны на применении реагентов, препятствующих отложению  солей на поверхности промыслового оборудования. В практике нефтедобычи  за рубежом этот метод является основным. Как показал опыт зарубежной и  отечественной нефтедобывающей  промышленности, применение химических реагентов позволяет получить качественную и продолжительную защиту оборудования от солеотложения при сравнительно небольших затратах.

Все известные ингибиторы отложения минеральных солей  можно подразделить на две большие  группы:

однокомпонентные, представленные определенным типом химического  соединения;

многокомпонентные, составленные из различных химических соединений.

Многокомпонентные ингибирующие композиции готовят из двух и более  компонентов и условно подразделяют на две большие подгруппы:

составы, в которых один из компонентов не является ингибитором  отложений солей. Кроме ингибитора такие составы содержат поверхностно-активное вещество неионогенного типа, которое  или усиливает действие ингибирующей добавки, или имеет другое самостоятельное  значение, но не ухудшает при этом действия ингибирующего компонента;

составы, в которых все  компоненты являются ингибиторами отложений  солей.

Большую группу ингибирующих препаратов составляют композиции, содержащие в качестве ингибитора отложений  минеральных солей конденсированные полифосфаты, производные полиакриловой  кислоты, фосфоновые кислоты, многоатомные спирты, эфиры фосфоновой кислоты, серосодержащие соединения.

В зависимости от механизма  действия ингибиторы солеотложения  делятся в основном на три типа.

Хелаты - вещества, способные  связывать ионы кальция, бария или  железа и препятствовать их реакции  с ионами сульфата и карбоната. Высокая  эффективность от применения этих веществ  может быть получена при дозировке  их в стехиометрических количествах. При больших значениях перенасыщения  применение этих ингибиторов экономически не оправдывается.

Ингибиторы "порогового" действия - вещества, добавление которых  в минимальных количествах в  раствор препятствует зарождению и  росту кристаллов солей и, следовательно, накоплению их на поверхности оборудования.

Кристаллоразрушающие ингибиторы не препятствуют кристаллизации солей, а лишь видоизменяют форму кристаллов.

В настоящее время установлены  требования к физико-химическим характеристикам  ингибиторов солеотложений. Важнейшее  из них -высокая эффективность ингибирования процессов отложения солей, низкая температура замерзания (до минус 50 °С), низкая коррозионная агрессивность, малая токсичность, совместимость с пластовыми водами, отсутствие отрицательного влияния на процессы подготовки нефти, способность хорошо адсорбироваться и медленно десорбироваться с породы пласта.

Технология применения ингибиторов  солеотложения

Эффективность предупреждения отложения солей зависит не только от ингибитора, но и от технологии его  применения. Независимо от типа ингибитора и механизма его действия положительные  результаты могут быть лишь при условии  постоянного присутствия реагента в растворе в минимально необходимых  количествах. При этом наилучшие  результаты достигаются при вводе  ингибитора в раствор до начала кристаллизации неорганических солей.

Ингибиторы отложения  солей в зависимости от условий  могут применяться по способу:

непрерывной дозировки в  систему с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;

периодической закачки раствора ингибитора в скважину с последующей  задавкой его в призабойную зону пласта как с подъемом скважинного  оборудования, так и без его  подъема;

периодической подачи раствора ингибитора в затрубное пространство скважины.

На скважинах последовательно  могут осуществляться различные  способы подачи ингибитора: вначале  периодическая закачка; затем через 2-6 мес. для предупреждения отложений  солей в скважинном оборудовании непрерывная дозировка или периодическая  подача раствора ингибитора в затрубное  пространство скважины.