Прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин

Прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин

Содержание

соль гипсообразование скважина ингибитор

Введение

. Геолого-физическая характеристика Николо-Березовской площади

.1 Краткая характеристика района разработки

.2 Стратиграфия и тектоника

.3 Свойства пород, жидкостей

.4 Текущее состояние разработки

. Условия образования отложений солей и способы их предотвращения

.1 Состав и характер отложений

.2 Формирование состава попутно добываемых вод при разработке залежей

.3 Прогнозирование выпадения гипса из попутно добываемых вод

.4 Примеры решения задач по прогнозированию гипсообразования при эксплуатации скважин

.5 Классификация методов предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах

.6 Состав и свойства ингибиторов отложения солей

.7 Технология использования ингибиторов отложения солей

.8 Примеры решения задач по закачке ингибитора солеотложення и варианты задач

Заключение

Список использованных источников

Введение

Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта, на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа.

Для эффективной разработки залежей используют различные системы поддержания пластового давления (ППД). При заводнений происходит контакт закачиваемых вод с пластовыми и породами пласта. В результате этого в пласте формируются воды, из которых возможно выпадение солей. 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.

Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. 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.

Целью курсового проекта является прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин, и повышения эффективности работы ТТНК Николо-Березовской площади Арланского месторождения.

1. Геолого-физическая характеристика Николо-Березовской площади

.1 Краткая характеристика района разработки

Арланское нефтяное месторождение расположено на северо-западе Республики Башкортостан и частично - на юго-востоке Удмуртской Республики. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Башкортостана и Каракулинского района Республики Удмуртия.

Район месторождения за годы, прошедшие со времени его открытия, превратился в обустроенный регион с развитой инфраструктурой. На месте с. КасевоКраснокамского района в связи с открытием Арланского месторождения был основан поселок городского типа Нефтекамск, который в 1963 г. получил статус города. В г. Нефтекамске действуют крупные промышленные предприятия: нефтегазодобывающее управление (НГДУ) "Арланнефть" ООО "Башнефть-Добыча" и Нефтекамское управление буровых работ ООО "Башнефть-Бурение", завод нефтепромыслового оборудования, завод нефтяного и газового машиностроения и другие.

Местность, на которой находится это месторождение, является наиболее пониженной частью Башкирии и называется Бельско-Камской низменностью. Рельеф описываемой площади равнинный с отметками от +68 до +85 м над уровнем моря. В восточной части резко выделяется небольшой приподнятый участок, расчлененный овражно-балочной сетью. Формы рельефа исследуемого района представлены двумя генетическими типами: эрозионно-тектоническим и аккумулятивно-эрозионным, сформированными на пластовом основании, сложенном породами пермского возраста. Большая часть территории (70%) представляет собой поверхность аллювиальных толщ, структурно-усложненных комплексом пойменных и надпойменных террас.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района Арланского нефтяного месторождения

Речная сеть принадлежит к бассейну рек Камы и Белой. Река Кама в своем среднем течении пересекает территорию Арланского месторождения, отделяя Вятскую площадь, расположенную на территории Удмуртской Республики. Вдоль южной границы Арланского месторождения протекает р. Белая.

Климат района резко-континентальный, зима продолжительная, холодная с резкими ветрами и большим количеством осадков. По данным метеопостов: абсолютный минимум температуры минус 50°С; абсолютный максимум +38°С; среднегодовая температура +2,4°С; продолжительность холодного периода - 196 дней; преобладающее направление ветра - южное и юго-западное, средняя скорость ветра 4,3 м/с; среднегодовое количество осадков от 600 до 630 мм. Высота снежного покрова на равнинах, не защищенных лесом, достигает от 1,5 до 2 м. Глубина промерзания грунта до 2 метром.

Через район проходят магистральные нефтепроводы Альметьевск-Пермь, Кутерем-Свердловск. Имеется железнодорожная ветка со станции Амзя на Нефтекамск. Через площадь проходит асфальтированная дорога Нефтекамск-Дюртюли. Имеются внутрипромысловые асфальтированные и шоссейные дороги, а также грунтовые дороги без искусственного покрытия, которые в осенний и весенний периоды малопригодны для движения технологического автотранспорта. Электроснабжение для добычи нефти осуществляется от Кармановской ГРЭС.

.2 Стратиграфия и тектоника

Геологический разрез месторождения представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем и додевонским комплексом осадков.

В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Бирской седловины, разделяющей Татарский и Башкирский своды.

Разрез осадочной толщи изучен до глубины 4516м. На месторождении нефтеносными являются отложения верхнего девона (пласт Д1), турнейского яруса, терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), верейского и каширо-подольского горизонтов среднего карбона (московский ярус).

Основными продуктивными объектами месторождения являются пласты СVI, СVI0, СV, СIV, СIV0, СIII, СII и СI ТТНК. Для ТТНК характерна высокая неоднородность пластов по всем параметрам.

Алексинский горизонт (Со) сложен в основном карбонатами, редко представлен пластом рыхлых крупнозернистых песков.

Пласт Д1 представлен песчаниками, содержит одну небольшую залежь на Калегинском участке Николо-Березовской площади.

Турнейский ярус представлен продуктивными пористыми разностями известняков. В разрезе продуктивной пачки выделяются 3 продуктивных пласта Т1, Т2 и ТЗ. Пористость изменяется в пределах 11,6% до 19%, проницаемость - до 0,14 мкм².

Средний карбон (верейский, каширский и подольский горизонты) сложен продуктивными известняками и доломитами. Продуктивная пачка ВЗ+4, имеющая промышленную ценность, выделена только в пределах Николо-Березовской и Ново-Хазинской площадей.

Средний карбон

В продуктивном разрезе среднего карбона выделяется от 2 до 5 продуктивных пластов.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,55 м до 2,2 м, чаще всего не превышая 1,5 м. Таким образом, продуктивные пласты среднего карбона характеризуются малой толщиной и часто замещаются неколлектором. В связи с этим залежи нефти в отдельных пластах являются литологически ограниченными. Средняя пористость пластов до 22% .Продуктивные пласты среднего карбона относятся к типу низкопроницаемых,которая составляет чаще всего не более 0,050 мкм.

Средневзвешенная проницаемость (по керну) по Арланской площади составляет 0,050 мкм.

Доля нефтенасыщенных пластов в общем разрезе до 0,17; иными словами в продуктивном разрезе преобладают плотные разности известняков.

Продуктивные пласты характеризуются прерывистым строением. Коэффициент распространения по пластам не превышает 0,36.

Рассмотренные особенности строения пластов определяют низкую продуктивность залежей нефти среднего карбона.

Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК)

ТТНК представляет собой переслаивание аргиллитов (иногда известняков и углистых сланцев) с песчаниками и алевролитами кварцевого состава. Всего в разрезе ТТНК выделяется до 8 пластов I, II, III, IV0, IV, V, VI0, VI, разделенных аргиллитами различной толщины. Основными из них являются пласты II и VI, наиболее выдержанные по площади, отличающиеся наибольшими толщинами и проницаемостью и содержащими основные запасы нефти.

Остальные продуктивные пласты I, IV, V, VIо распространены не повсеместно, характеризуются линзовидным строением, имеют подчиненное значение.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по пласту II по площадям месторождения колеблется в пределах 1,9-3,5 м; по пласту VI - в пределах 2,5-4,6 м; а по пластам I, IV0-VI0 минимальная величина ее составляет 0,7-1,2 м, а максимальная - 1,0-1,6 м.

Проницаемость по керну продуктивных пластов изменяется в широких пределах от 0,18 мкм до 1,79 мкм. Проницаемость основных продуктивных пластов (Сц+ш, СVI) как правило превышает 1 мкм, а вспомогательных пластов колеблется в пределах 0,18-0,7 мкм.

Обращают на себя внимание коэффициент песчанистости. Четко прослеживается зависимость его от толщины пласта. Чем выше толщина пласта, тем ниже коэффициент песчанистости и наоборот. Так, для пласта VI величина этого коэффициента составляет 0,66; по пласту II - 0,94; по пластам I, IV0-VI0 она возрастает до 1.

Средняя толщина продуктивной пачки в турнейском ярусе составляет 12 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 4,2 м.

Продуктивный пласт Т1 характеризуется небольшой пористостью 13,3%. Этому соответствует и низкая фильтрационная характеристика пласта. Так проницаемость пласта в среднем составляет 0,034 мкм.

Доля коллекторов в общей толщине пласта не превышает 0,37. Коэффициент расчлененности пласта Т1 составляет 1,8, а коэффициент распространения изменяется в пределах 0,92.

Таким образом, при низкой емкостной и фильтрационной характеристике пласт Т1 имеет довольно высокую неоднородность, трещиноватость, что обуславливает его чрезвычайно низкую продуктивность.

.3 Свойства пород, жидкостей

Состав и физико-химическая характеристика пластовых нефтей

Свойства нефти и нефтяного газа изучены по пробам, отобранным в пластовых и поверхностных условиях. Способы отбора поверхностных проб общепринятые - с устья действующих безводных скважин. Пробы нефти с сохранением пластовых условий отбирались либо в фонтанирующих скважинах, либо при опробовании скважин пластоиспытателем. Некоторая часть проб отобрана в действующих скважинах через межтрубное пространство. В соответствии с указанными критериями возможности отбора проб пластовой нефти с течением времени разработки уменьшаются.

Большинство скважин этого объекта с самого начала работают с водой, что приводит к существенным трудностям отбора проб пластовой нефти. Другой причиной малого числа проб является глубинно-насосный способ эксплуатации практически всех скважин по каширо-подольским отложениям. В таких скважинах отбор проб возможен только через межтрубное пространство. К этому перечню следует добавить еще и большие искривления ствола скважин. В этих случаях пробоотборники невозможно спустить в межтрубное пространство.

Рассмотрим подробнее Николо-Березовскую площадь:

Средний карбон. Пластовые пробы нефти не отбирались. Поверхностные пробы нефти среднего карбона отобраны из пачек Скш1, Скш2-3, из совместно опробованных пачек каширо-подольского горизонта и СвЗ-4

Пачка Скш1.Плотность нефти изменяется от 863 до 898 кг/м и в среднем равна 878 кг/м³, вязкость при 20°С в среднем имеет значение 16,7 мПа*с (от 14,6 до 19,7 мПа с), содержание серы - 2,60% (от 2,4 до 2,72%). Температура начала кипения - от 49,0 до 67,0°С. Содержание ванадия составляет от 31,0 до 49,0 г/т, никеля - от 3,0 до 15,0 г/т (в среднем 9,0 г/т). Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С, - от 0 до 5,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 150 °С, - от 0,0 до 5,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 200 °С - от 14,5 до 21,3 %.

Пачка Скш2-3.Нефти в своем составе содержат серы - 2,81%, асфальтенов - 1,7%, парафина - 3,4%. Вязкость нефти при 20°С составляет в среднем 16,6 мПа*с, при 50°С - 6,8 мПа*с. Температура начала кипения нефти - 50°С, температура плавления парафина - 55°С. Плотность поверхностной нефти равна 877 кг/м³. Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С - 4,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - 7,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - 22,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - 41,8%.

Пачка СвЗ-4.Плотность нефти равна 875 кг/м³, вязкость при 20°С - 19,6 мПа*с. Содержание серы - 1,56%, асфальтенов - 8,36%, парафина - 1,79%, смол силикагелевых - 12,07%. Температура начала кипения - 78°С, температура плавления парафина - 54°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С - 2%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - 2,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - 19,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - 40,0%.

Терригенная толща нижнего карбона.Пластовые пробы нефти ТТНК поНиколо-Березовской площади отобраны из пластов С0, СI, СII, CIII, СIV0 и из совместно опробованных пластов тульского горизонта.

Пласт CI. Для пласта выполнен замер пластовой температуры, которая равна 26°С.

Пласт СII. Плотность пластовой нефти варьирует от 883 до 891 кг/м³ (в среднем 887 кг/м³), вязкость - от 25,13 до 28,58 мПа*с (в среднем 27,3 мПа*с), давление насыщения от 5,0 до 7,21 МПа (среднее 6,1 МПа). Коэффициент объемной упругости - от 5,9 до 6,8 1/МПа-4. Плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях изменяется от 890 до 895 кг/м³ (в среднем 892 кг/м³). Пластовая температура изменяется от 24 до 26°С.

Пласт СIII.Плотность пластовой нефти варьирует от 878 до 884 кг/м³ (среднее значение 881 кг/м ). Вязкость - 19,1 мПа*с, газосодержание - от 16,3 до 19,2 м /т,давление насыщения от 6,52 до 8,24 МПа. Плотность нефти при однократномразгазировании в стандартных условиях изменяется от 887 до 889 кг/м³ (в среднем 888 кг/м³). Пластовая температура - 24°С.

Пласт CIV0. Для пласта выполнен замер пластовой температуры, которая составила 25°С. Нефти пластов СI, СIV0, СIV, СV, СVI0, СVI пластовыми пробами не изучены.

Поверхностные пробы нефти ТТНК по Николо-Березовской площади отобраны из пластов СI, СII, СIII, СIV0, СIV, СV, СVI и из совместно опробованных пластов.

Пласт СI. Плотность нефти изменяется от 876 до 891 кг/м³ и в среднем составляет 887 кг/м³, вязкость при 20°С - от 21,11 до 43,55 мПа*с, в среднем - 33,8 мПа*с. Содержание воды изменяется от 9,0 до 26,0%, серы - от 1,78 до 1,95%, асфальтенов - от 2,5 до 6,6%, парафина - 1,83%, смол силикагелевых - 18,62 %. Температура начала кипения - от 63 до 123°С, температура плавления парафина - 51°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 150°С, изменяется от 0 до 4,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - от 9,6 до 18,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - от 34,5 до 35,0%.

Пласт CII.Плотность нефти в среднем равна 890 кг/м³ (от 880 до 907 кг/м³), вязкость при 20 °С составляет от 29,03 до 83,7 мПа*с, при 50°С - от 11,2 до 41,3 м Па*с. Содержание воды от 0,3 до 8,0 серы - от 0,66 до 3,03%, асфальтенов- от 2,0 до 11,9%, парафина - от 1,5 до 8,0%. Температура начала кипения - от 49 до 148°С, температура плавления парафина - от 55 до 58⁰С. Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С - от 0 до 5,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - от 3,0 до 12,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - от 8,0 до 20,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - от 25,7 до 56,0%.

Пласт CIII.Плотность нефти изменяется от 887 до 891 кг/м³ и в среднем равна 890 кг/м³, вязкость при 20°С - от 28,99 до 155,92 мПа*с, при 50°С - 33,74 мПа*с. Содержание воды - от 0 до 66,0%, серы - от 2,89 до 2,95%, асфальтенов - от 2,15 до 12,22%, парафина - от 2,15 до 3,01%, смол силикагелевых - от 13,51 до 23,26%. Температура начала кипения - от 59 до 135°С, температура плавления парафина - от 56 до 62°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 °С - от 0 до 2,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - от 0 до 12,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - от 14,7 до 19,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - от 31,6 до 37,0%.

Пласт СIV0.Плотность нефти изменяется от 896 до 903 кг/м³ и в среднем составляет 900 кг/м3, вязкость при 20°С в среднем составляет 74,3 мПа*с. Содержание асфальтенов - от 9,3 до 10,27%, серы - от 2,36 до 2,91%, парафина - от 2,9 до 4,0%. Температура плавления парафина равна в среднем 58°С, температура начала кипения - 128°С. Выход светлых фракций, выкипающих при 150°С - 6,5%, при 200°С - 11,5%, при 300°С - 34,5%.

Пласт СIV.Плотность нефти в среднем равна 895 кг/м³ (от 882 до 910 кг/м³), вязкость при 20°С - от 34,25 до 86,39 мПа*с. Содержание воды - от 0,1 до 0,6%, серы - от 2,91 до 3,19%, асфальтенов - от 3,9 до 7,1%. Температура начала кипения - от 62 до 92°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 200°С, изменяется от 12,9 до 14,5%, выход светлых фракций, выкипающих до 300°С, - от 29,6 до 33,0%.

Пласт СV.Плотность нефти равна 892 кг/м³, вязкость при 20°С - 43,6 Мпа*с. Содержание серы - 2,81%, воды -0,1%. Температура начала кипения - 83°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - 15,5%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - 32,5%.

Пласт CVI.Плотность нефти в среднем равна 898 кг/м³ (от 893 до 902 кг/м³), вязкость при 20°С - 43,0 мПа*с.

Нефть ТТНК повышенной вязкости, тяжелая, парафинистая, смолистая, высокосернистая.

Поверхностными пробами на Николо-Березовской площади не охарактеризованы нефти пласта СVI0. Для пластов СVI0, СVI при проектировании приняты величины параметров нефти в поверхностных условиях, осредненные для пластов тульского горизонта в целом по Николо-Березовской площади (более представительное количество проб): содержание серы - 2,47% , парафина - 2,68%, плотность - 890 кг/м³ (для пласта СVI0).

Турнейский ярус

Плотность пластовой нефти турнейского яруса составляет 902 кг/м³ вязкость - 38,40 мПа*с, давление насыщения - 3,4 МПа, газосодержание - 9,2 м³/т, плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях - 909 кг/м³, пластовая температура - 25°С.

Пробы нефти в поверхностных условиях не отбирались. Нефть турнейского яруса высоковязкая, тяжелая, парафинистая, смолистая, высокосернистая.

Свойства и состав растворенного газа

Компонентный состав растворенного газа по Николо-Березовской площади изучен пробами, отобранными из продуктивных пластов ТТНК и турнейского яруса,

Терригенная толща нижнего карбона

Растворенный газ на Николо-Березовской площади изучен по 13 пробам, отобранным из пластов С0, СII, СIII и из совместно опробованных пластов.

Пласт С0.В составе растворенного газа содержатся: метан - 22,38% моль, этан - 10,60% моль, пропан - 18,22% моль, изобутан - 3,46% моль, норм. бутан - 6,62% моль, изопентан - 2,11% моль, норм. пентан - 1,49%моль, гексаны - 1,18% моль, гелий - 0,033% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание азота - 33,0% моль, углекислого газа - 0,9% моль. Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа составляет 1,413 кг/м³, молекулярная масса отсепарированного газа - 34 г/моль.

Пласт CII.В составе присутствуют следующие составляющие: метан - от 5,0 до 22,35% моль, этан - от 0,39 до 10,81 %моль, пропан - от 3,24 до 22,02% моль, изобутан - от 3,74 до 6,11% моль, норм. бутан - от 2,35 до 10,2% моль, изопентан - от 0,96 до 2,86% моль, норм. пентан - от 0,94 до 3,12% моль, гексаны - от 0 до 3,55% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание углекислого газа - от 0 до 3,44% моль, азота - от 39,85 до 48,98% моль.

Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа - от 1,35 до 1,603 кг/см³. Молярная масса отсепарированного газа - 39 г/моль.

Пласт СIII.Из углеводородных газов в составе содержатся: метан - 12,66% моль, этан - 10,89% моль, пропан - 18,51% моль, изобутан - 3,83% моль, норм, бутан - 6,69% моль, изопентан - 2,62% моль, норм. пентан - 2,66% моль, гексаны - 1,42% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание углекислого газа 0,53% моль, азота - 40,19% моль. Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа составляет 1,585 кг/см³. Молекулярная масса отсепарированного газа - 37,5 г/моль.

Турнейский ярус

Из углеводородных газов в составе растворенного газа содержатся метан - 4,72% моль, этан - 15,27% моль, пропан - 17,22% моль, изобутан - 4,6% моль, норм. бутан - 4,21% моль, изопентан - 2,99% моль, норм. пентан - 1,87% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание азота составляет 45,85%, углекислого газа - 3,27%. Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа составляет 1,50 кг/см³. Молекулярная масса отсепарированного газа - 36,09 г/моль.

.4 Текущее состояние разработки

Разработка ТТНК на Николо-Березовской площади началась в июле 1959 г. С 1966 г. велось интенсивное разбуривание площади. Максимальное количество новых скважин (97 скважин) в добычу было введено в 1968 г.

Начальный период разработки (с 1959 г. по 1973 гг.) характеризовался интенсивным ростом годовой добычи нефти, жидкости и обводненности. Максимальное значение годовой добычи нефти - 1,971 млн.т - было получено в 1973 г., при этом обводненность достигла 49,2%.

Следующий период разработки (с 1974 по 1989 гг.) отличался постепенным снижением годовой добычи нефти при продолжающемся росте добычи жидкости и обводненности.

Интенсивное разбуривание площади закончилось в 1992 г. После этого на ТТНК Николо-Березовской площади в год вводилось не более 16 новых добывающих скважин. В следующий период разработки (с 1990 по 2001 гг.) падение добычи жидкости и нефти продолжалось. В последний год периода наблюдался некоторый рост добычи жидкости и обводненности.

Современный период разработки, продолжающийся с 2002 г. до настоящего времени, отличается стабилизацией добычи нефти, при продолжении падения добычи жидкости и снижением обводненности.

Рост добычи нефти за последние 7 лет связан с увеличением действующего фонда добывающих скважин, но в большей степени за счет вывода добывающих скважин из неработающих категории. В 1999 г. в действующем добывающем фонде на ТТНК Николо-Березовской площади числилось 727 скважин, в 2009 г. - 921 скважина.

Максимальное значение среднегодового дебита нефти на площади получено на четвертый год разработки (1962 г.) и составило 33,3 т/сут. В последующие годы наблюдается монотонное снижение дебитов нефти скважин, но с исключениями.

На Николо-Березовской площади средние дебиты составили: в скважинах, оборудованных УЭЦН, - 93,6 т/сут; УШГН и УЭДН - 11,2 и 4,4 т/сут соответственно.

Фонд нагнетательных скважин с начала разработки по 1991 г. стабильно рос, достигнув своего максимального значения (221 скважина). После этого началось падение нагнетательного фонда до 1998 г. (120 скважин). Далее наблюдается увеличение фонда нагнетательных скважин до настоящего времени (179 скважин).

2. Условия образования отложений солей и способы их предотвращения

.1 Состав и характер отложений

Значительным осложнением в процессе добычи нефти является образование отложений неорганических солей в призабойной зоне скважины, перфорационных каналах, эксплуатационной колонне, насосно-компрессорных трубах (НКТ), рабочих органах насосов, нефтесборных коллекторах, турбинных счетчиках замерных установок, в теплообменном оборудовании по подготовке нефти, водоводах системы поддержания пластового давления (ППД). Аккумуляция солевых осадков в скважинах и нефтесборных коммуникациях приводит к повышенному износу дорогостоящего оборудования, нарушает режим работы скважин, приводит к преждевременным текущим и капитальным ремонтам, а в итоге к значительному снижению эффективности добычи нефти.

По химическому составу отложения неорганических солей представлены карбонатными, сульфатными, хлоридными или сульфидными соединениями. В результате гидрохимических процессов молекулы солей могут включать в свой состав кристаллизационную воду с образованием кальцита, гипса, барита, целестина, галита, сильвенита и других минералов.

Классифицируются отложения солей по преимущественному содержанию (более 60%) одного из вышеуказанных минеральных веществ, при этом остальные соединения, находящиеся в меньших количествах, составляют примеси. В качестве примесей в отложениях неорганических солей могут также находиться песок, глинистые частицы, окислы железа, твердые углеводородные осадки и другие химические соединения. Свободный объем между кристаллами солей заполняется нефтью и гигроскопической влагой.

Образование отложений солей в скважинах происходит при любом способе их эксплуатации. Наибольшие осложнения из-за солевых осадков встречаются при эксплуатации скважин, оборудованных насосными установками. Изучение структуры отложений позволило выделить 4 характерных вида осадков:

. Плотные микро- и мелкокристаллические осадки. В поперечном сечении таких осадков от светло- до темно-серого цвета не удается выделить отдельные слои, поскольку отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 3 мм с равномерным включением твердых углеводородов. Иногда такие осадки имеют накипеобразный характер белого или серого цвета. Обычно этот вид осадков по составу представлен карбонатами кальция, магния, а в качестве примесей - микрокристаллы гипса, барита, целестина.

. Плотные мелкокристаллические отложения. При поперечном срезе осадка из оборудования хорошо различим слой мелкозернистого осадка толщиной в 3-5 мм в пристенной части, затем прослеживается слой более крупных кристаллов призматического (кальцит, галит) или игольчатого строения (тепе). В этом слое преобладают кристаллы длиной 3-10 мм. Иногда встречаются крупные кристаллы гипса длиной до 15 мм. Пространство между кристаллами обычно заполнено углеводородными компонентами нефти, поэтому этот вид осадка имеет темно-серый, коричневый цвет, вплоть до черного.

. Плотные крупнокристаллические осадки. Характерны для отложений гипса. Крупные игольчатые кристаллы гипса образуют каркас. Между крупными кристаллами гипса длиной 12-20 мм находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В поперечном сечении этих отложений у стенки оборудования имеется слой более плотных мелкокристаллических осадков. По мере удаления от поверхности стенки доля крупных кристаллов значительно увеличивается. В некоторых случаях в НКТ нет сплошных отложений гипса, а осадок образуется в виде одиночных друз кристаллов гипса длиной 20-27 мм с включением у их основания мелких.

. Комплексные отложения неорганических солей с сульфидом железа. Основой осадка является сульфид железа. По структуре, в начальный период формирования, осадки рыхлые. Постепенно в их составе накапливаются кристаллы солей, песка, глинистых частиц, твердых углеводородов и прочность осадка увеличивается. На высокотемпературных поверхностях оборудования происходит образование плотных отложений с высокоабразивными свойствами.

Отложения всех четырех видов образуются в НКТ, рабочих органах насосов, хвостовиках, устьевой арматуре, обсадной колонне. Толщина отложений зависит от интенсивности и времени осадконакопления.

.2 Формирование состава попутно добываемых вод при разработке залежей

Весь стратиграфический разрез скважин представлен чередованием водоносных пластов и пропластков. Имеются водоносные пропластки и в мощных нефтенасьпценных комплексах. На месторождении выделяются законтурные области, насыщенные водой, имеются водоплавающие участки залежей с водонефтяным контактом (ВНК), даже в пределах внутреннего контура нефтеносности имеется остаточная (реликтовая) вода. Минерализация пластовых вод и их состав изменяются с глубиной и зональным распространением. За миллионы лет до разработки залежей водоносная система находилась в равновесии.

При разработке залежей нефти основным методом поддержания пластового давления (ППД) и эффективного вытеснения нефти является заводнение. В качестве рабочего агента для заводнения используются различные источники вод: пресные подрусловые воды рек и озер, промысловые сточные воды, сточные воды промышленных предприятий, морские воды и другие.

По мере техногенного воздействия закачки воды в естественной пластовой системе начинаются сложные геохимические процессы, приводящие к перенасыщению некоторыми солями попутно добываемых вод. В последние годы помимо геохимических, в пластах и скважинах, начали развиваться микробиологические процессы.

Рассмотрим формирование состава попутно добываемых вод с последующим образованием гипса. В этом случае можно выделить следующие последовательно протекающие процессы:

) внутрипластовые геолого-физические изменения, приводящие к обогащению попутно добываемых вод сульфатными ионами;

) смешение вод повышенной сульфатности в пласте и стволе скважины с пластовыми водами хлоркальциевого типа, приводящее к обогащению попутно добываемых вод сульфатом кальция;

) нарушение сульфатного равновесия в попутно добываемой воде, приводящее к кристаллизации и образованию отложений гипса.

На внутрипластовые процессы увеличения концентрации сульфатных ионов SO42-влияют взаимодействие закачиваемых вод с вмещающими породами: выщелачивание сульфатных минералов, содержащихся в коллекторах, окисление некоторых породообразующих минералов и десорбция ионовSO42-с поверхности поровых каналов.

Процессы растворения (выщелачивания) сульфатсодержащих пород пласта происходят при воздействии пресной воды, а также водных растворов электролитов. В этом случае взаимодействие веществ идет очень медленно. Минеральные компоненты пласта химически взаимодействуют c водой, водными растворами (кислыми, нейтральными и щелочными). Наряду с растворением минералов и горных пород происходят обменные реакции между ними и солевыми растворами. Поверхность минеральных зерен в результате взаимодействия с растворами изменяет свой химический состав и физико-химические свойства, образуя новые химические соединения, переходящие в закачиваемую в пласт воду. При заводнении продуктивных пластов, длительность которого составляет 25-50 лет, указанные процессы протекают в динамических условиях фильтрации воды, что ведет к переходу в раствор значительной массы породы и увеличению содержания ионовSO42- в попутно добываемой воде.

Увеличение содержания ионов SO42-происходит и за счет окисления рассеянного во вмещающих породах пирита кислородом, растворенным в закачиваемых водах.

При фильтрации пресной воды происходит десорбция ионов солей с поверхности порового пространства породы. Анион SO42-имеет максимальную, по сравнению с остальными ионами, энергию связи. Его десорбция с поверхности пор происходит при значительном опреснении воды.

Также протекают одновременно два процесса: десорбция ионов солей с поверхности порового пространства и растворение сульфатсодержащих минералов.

Лабораторные исследования, проведенные с целью установления интенсивности процесса обогащения вод различной минерализации сульфатами, за счет окисления пирита и растворения ангидрита нефтесодержащих пород, показали значительное обогащение вод SO42-. И чем меньше минерализация исходной воды, тем интенсивнее протекает процесс обогащения вод сульфат-ионами.

Действие кислорода на пирит в присутствия воды приводит к образованию мелантерита (железный купорос) и свободной серной кислоты:

FеS2 + 702 + 16Н20 = 2FеS04*7Н20 + 2Н2S04. (1.1)

Образующаяся при окислении пирита свободная серная кислота, будучи сильным реагентом, воздействует на присутствующие в цементной части песчаников и алевролитов карбонаты, способствуя образованию гипса.

СаСОз + Н2S04 + Н20 = СаS04*2Н20 + С02. (1.2)

После взаимодействия пресной воды с породой происходит незначительное увеличение бикарбонатов в растворе.

Большую роль на формирование химического состава нагнетаемых в пласт вод оказывают реликтовые (погребенные, остаточные) пластовые воды. Особенно важным в данном случае является принадлежность их к классификационным типам. Исследования показывают, что состав реликтовой воды может быть иной, чем пластовой, в том случае, если она не имеет непрерывной связи с краевой или подошвенной водой. Установлено, что при отмыве нефти, полученной в безводный период эксплуатации, большим объемом горячей дистиллированной воды из нефти выделяется значительное количество солей. Подтверждено, что в безводных нефтях всегда имеется незначительное количество минерализованной воды. Поэтому дополнительным источником увеличения сульфатности попутно добываемых вод являются реликтовые воды. Закачиваемая для ППД пресная вода, продвигаясь по коллектору, совместно с пластовой, контактирует с высокосульфатной реликтовой и за счет взаиморастворения и диффузионных процессов сама обогащается сульфатными ионами.

В результате контакта кислородсодержащей закачиваемой воды с пластовой происходит интенсивное окисление сероводорода и других соединений серы, растворенных в пластовой воде, до сульфатов. Окислительные процессы протекают и на контакте сероводородсодержащей нефти с кислородом, содержащимся в закачиваемой воде.

При взаимодействии закачиваемой воды с нефтью происходит десорбция сульфатов из нефти. Смолы нефти способны адсорбировать сульфаты на поверхности поровых каналов, и при вытеснении нефти водой происходит их десорбция.

На увеличение концентрации сульфата кальция значительное влияние оказывает состав закачиваемых пресных вод. Иногда для ППД используются пресные жесткие воды с повышенным начальным содержанием сульфатов. В результате смешения таких вод с пластовыми водами хлоркальциевого типа попутно добываемые воды на забое оказываются перенасыщенными гипсом. Установлено, что заводнение пресной водой, содержащей большое количество ионов SO42-ведет к увеличению его концентрации в попутно добываемой воде в три раза. Так, содержание сульфатов в подрусловой воде р. Белой в 5 раз больше, чем р.Камы. Этим объясняется более интенсивное отложение гипса в 1972-1985 гг. в скважинах Юсуповской и Ново-Хазинской площадей, где для заводнения используются воды р. Белой, по сравнению с другими площадями Арланского месторождения, где используются воды р.Камы. Кроме того, для закачки часто используются промысловые сточные воды с повышенным начальным содержанием сульфатных ионов за счет кислот, деэмульгаторов и других сульфатсодержащих реагентов, применяемых для добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов.

Обогащение опресненных попутно добываемых вод сульфатом кальция происходит при негерметичной эксплуатационной колонне. Так, сульфатная вода пермских отложений с большой концентрацией ионов SO42- по порыву в верхней части обсадной колонны или по трещинам в цементном кольце попадает в скважину. При нарушении целостности обсадных труб и цементного кольца в нижней части эксплуатационной колонны в скважину поступают высокоминерализованные хлоркальциевые воды с высокой концентрацией иона Са2+. Увеличение концентрации иона кальция в попутно добываемой воде кратковременно также проявляется при глушении скважин жидкостями, содержащими хлорид кальция.

Обогащение попутно добываемых вод сульфатом кальция будет происходить до предельной насыщенности. Дополнительное увеличение ионов Са2+ или SO42-приведет к нарушению сульфатного равновесия и возникновению процесса кристаллизации гипса из пересыщенного раствора.

В промысловой практике может проявляться каждое из этих условий, а иногда они проявляются одновременно. При формировании попутно добываемых вод основным фактором увеличения концентрации сульфатов являются внутрипластовые процессы. При добыче попутно добываемых вод на равновесную концентрацию сульфата кальция влияют термодинамические условия в ПЗП и скважине. Установлено, что с увеличением температуры резко сокращается время начала выпадения гипса из раствора. В случае обедненного раствора с уменьшением температуры время начала выпадения гипса может увеличиться, т.е. при концентрации сульфат-ионов и ионов кальция, близкой к предельной, температура может являться главным фактором, определяющим выпадение гипса. Снижение температуры при разработке продуктивных пластов ухудшает условия выпадения гипса даже из насыщенного раствора. Это подтверждается промысловыми исследованиями. В зимнее время трубы наземных коммуникаций реже забиваются гипсом по сравнению с летним периодом.

Одной из основных причин кристаллизации гипса является резкое снижение давления в скважине, что приводит к выделению газа из нефти и воды, частичному испарению последней, увеличению концентрации сульфата кальция, и в итоге начинается его кристаллизация. Наиболее существенное снижение давления в скважине сказывается на карбонатное равновесие и кристаллизацию кальцита.

Из отложений солей и нефти выделены органические вещества однотипной природы. Эти органические соединения разделяются на активные (кислотные) и нейтральные компоненты. При дозировке активных кислотных соединений в пластовую воду они способствуют выпадению солей, поскольку снижают величину равновесной концентрации.

Для конкретных условий месторождений следует выявить реально действующие факторы, закономерности изменения концентрации основных ионов, влияющих на процесс обогащения попутно добываемых вод сульфатом кальция с последующей кристаллизацией гипса из раствора. При этом на увеличение сульфатности может одновременно влиять несколько факторов.

.3 Прогнозирование выпадения гипса из попутно добываемых вод

Общепринятый метод установления наличия или отсутствия равновесия в системе "гипс - природные воды" исходит из сравнения произведения растворимости сульфата кальция (KCaSO4) cпроизведением активных концентраций ионов Са2+ и S042-(αCa2+ *αSO42-). Равенство имеет вид

KCaSO4 = αCa2+ * αSO42- . (2.3)

В общем виде активность связана с концентрацией ионов уравнением

α=f * C, (2.4)

где α - активность ионов;

С - молярная концентрация ионов;- коэффициент активности.

Коэффициент активности при постоянных температуре и давлении зависит от ионной силы раствора (µ), определяемой по формуле

, (2.5)

где с - концентрация иона;- валентность иона.

При вычислении произведения активных концентраций солеобразующихионов (αCa2+*αSO42-) из-за сложности определения их коэффициентовактивностей fCa2+и fSO42- они заменяются средним коэффициентом активности сульфата кальция fCaSO4, который определяется экспериментальным путем (по растворимости гипса в водных растворах солей).

С учетом fCaSO4 уравнение произведения растворимости в молярном выражении концентраций принимает вид

. (2.6)

Произведение растворимости сульфата кальция определяется на основании экспериментальных данных о растворимости гипса в воде. Так как растворимость егосизменениемтемпературыпроисходитне по прямолинейной зависимости, то для определения KCaSO4=6,1*10-5.

Обобщив результаты своих экспериментов по растворимости сульфата кальция в природных водах с суммарной минерализацией более 600 мг-экв/100г, Н.Д. Шустеф и Б.В. Озолин сочли возможным принять средний коэффициент активности сульфата кальция равным 0,15. Тогда уравнение (2.6) примет вид

. (2.7)

Насыщенность природных вод сульфатом кальция оценивается по концентрации сульфат-иона, определяемого из уравнения (2.7):

, (2.8)

где CSO42-,CCa2+ - концентрация ионов, соответственно SO42- и Са2+, г/л.

Выражая концентрацию ионов SO42- и Са2+ в мг-экв/100 г раствора, а плотность раствора в г/см³, получим

. (2.9)

Последнее уравнение известно как формула Шустефа-Озолина для определения предельного содержания сульфат-ионов в растворе. Оценка склонности выпадения гипса из раствора заключается в сравнении предельной (равновесной) концентрации сульфат-ионов, полученной по уравнению (2.9) с фактической концентрацией сульфат-ионов в попутно добываемой воде. При этом если фактическая концентрация сульфат-ионов в попутно добываемой воде больше равновесной, то избыток насыщенности воды сульфатом кальция выпадает в виде гипса.

Метод количественного определения насыщенности природных вод гипсом с минерализацией до 300 г/л и температурой 0...40°С разработан В.П. Зверевым. Им выделены два варианта расчетов:

) в случае близких значений концентраций (в миллиграмм -эквивалентной форме) кальция и сульфатов определяется с помощью номограмм;

) в случае существенного различия концентраций в миллиграмм -эквивалентах кальция и сульфат-иона определение рекомендуется производить по следующей формуле:

, (2.10)

где XCaSO4 - дефицит или избыток насыщения гипсом изучаемой воды, мг/л;+, CSO42- - концентрация ионов Ca2+,S042- в изучаемом растворе, мг-экв/л;

произведение концентраций ионов кальция и сульфатов внасыщенном растворе, (мг-экв/л)2. Полученное положительное значение XCaSO4 указывает навеличину перенасыщенности воды гипсом, а отрицательное - на его дефицит.

Сотрудниками института ВНИИСПТнефтьпредложена методика оценки склонности пластовых вод к отложению гипса в наземном нефтепромысловом оборудовании. Если насыщенный сульфатом кальция раствор находится в равновесном состоянии, то справедливо равенство (2.6).Определение коэффициента активности сульфата кальция, входящего в это уравнение, предлагается определять по следующему уравнению:

, (2.11)

где fCaSO4 - коэффициент активности сульфата кальция;ионная сила, г-ион/л;,CNa+,CMg2+ - концентрации соответствующих ионов в пластовой воде, г-ион/л.

Ионная сила пластовой воды J рассчитывается с учетом концентрации соответствующих ионов:

. (2.12)

На основе экспериментальных данных по растворимости сульфата кальция в растворах хлористого натрия с различной ионной силой при 25°С было определено произведение растворимости сульфата кальция, которое составило 3,03*10-5.

Тогда равновесная концентрация сульфата кальция CpCaSO4 рассчитывается по одному из трех вариантов:

. При избытке ионов Са2+ расчет CpCaSO4ведется по значению равновеснойконцентрации сульфат-иона (в миллиграмм - эквивалентной форме):

. (2.13)

. При избытке ионов S042- расчет CpCaSO4 ведется по значению равновесной концентрации иона кальция:

. (2.14)

. При равенстве концентраций ионов Са2+ и S042- расчет CpCaSO4 ведется по значению равновесной концентрации одного из этих ионов:

, (2.15)

где в уравнениях (2.13) - (2.15) СCa2+, СSO42- - фактические концентрации ионов Са2+и SO42- в пластовой воде, мг-экв/л; CpSO42-, CpCa2+- равновесные концентрации ионов Са2+ и S042- в пластовой воде, мг-экв/л; 2000 - коэффициент пересчета молярной и грамм-ионной концентраций вмиллиграмм-эквивалентную.

Склонность пластовой воды к отложению гипса оценивается покоэффициенту перенасыщения:

, (2.16)

где ССaSO4 -фактическая концентрация гипса в пластовой воде, определяемая по концентрации того иона Са2+ или S042-, который присутствует в меньшем количестве, мг-экв/л; CpCaSO4 - равновесная концентрация гипса в пластовой воде, рассчитанная по одному из трех вышеописанных вариантов.

При насыщенности пластовой воды гипсом (ф >1) он может выпадать как в объеме, так и на поверхности теплообмена. При недонасыщенности им пластовой воды (ф < 1) образование осадка в объеме невозможно.

Сотрудниками института БашНИПИнефть проводилось сравнение методик расчета склонности вод к отложению гипса при добыче нефти. Ими отмечено, что все вышеописанные методики являются приближенными, а наиболее приемлемой, удобной в практическом применении является методика Скилмена-Мак Дональда-Стиффа. В основе этого метода также лежат определение равновесной концентрации сульфата кальция CpCaSO4 и сравнение ее с фактической концентрацией сульфата кальция в пластовой или попутно добываемой воде. Равновесная концентрация определяется по уравнению

, (2.17)

где CpCaSO4 - равновесная концентрация сульфата кальция в воде, мг-экв/л; х -избыточная концентрация гипсообразующих ионов, мг/л; К - константа растворимости гипса.

Избыточная концентрация х определяется по формуле

, (2.18)

где CCa2+ и CSO42- - концентрация ионов Са2+ и S042- в пластовой воде по данным шестикомпонентного анализа, мг/л.

Ионная сила раствора J рассчитывается как сумма концентраций ионов с учетом соответствующих коэффициентов пропорциональности по уравнению

(2.19)

Зная ионную силу, по специальным таблицам определяют величину константы растворимости для растворов при различных температурах. Значения констант растворимости также могут быть записаны в виде уравнения регрессии:

. (2.20)

Количество фактически находящегося сульфата кальция в растворе CCaSO4 определяется по концентрации того иона (Са2+ или S042-), который находится в данной воде в меньшем количестве.

Если CCaSO4> CpCaSO4, то данная вода пересыщена сульфатом кальция и избыток его выпадает в осадок.

Эта методика широко применяется в расчетах, поэтому разработана программа расчета насыщенности попутно добываемых вод сульфатом кальция для ЭВМ.

Известные расчетные методики оценки насыщенности вод сульфатом кальция обычно занижают расчетную растворимость в пластовых и попутно-добываемых водах сульфата кальция. Это означает, что методики заведомо учитывают наиболее жесткие условия выпадения солей, которые в данное время фактически могут и не существовать. При прогнозах принимается, что выпадение осадков солей будет происходить всегда, когда произведение активных концентраций превысит произведение растворимости, т.е. учитывается возможность существования пересыщенных растворов. Однако эта возможность вполне реальна и доказана массовым промысловым материалом и специально поставленными опытами. Выпадение гипса из пересыщенных растворов происходит тем интенсивнее, чем больше центров кристаллизации в растворе. При добыче нефти центрами кристаллизации гипса могут быть механические частицы, выносимые из скважины потоком жидкости; пузырьки газа, выделяющиеся из нефти; шероховатые стенки труб и насосного оборудования.

Таким образом, существующие методы прогноза образования гипсовых отложений дают завышенный диапазон образования осадков, т.е. в некоторых случаях, когда по прогнозу их образование вероятно, фактически сульфаты выпадать не будут. Этим создается "запас прочности" расчетов. Напротив, отрицательный прогноз является достоверным. Эти особенности позволяют рекомендовать расчетные методы прогноза выпадения сульфатных осадков для широкого применения.

2.4 Примеры решения задач по прогнозированию гипсообразования при эксплуатации скважин

Приведем примеры расчета склонности вод, добываемых скважинами №1880, №1926 и №7128 Арланского месторождения, к отложению гипса по методу Скилмена-Мак Дональда-Стиффа, так как этот метод наиболее приемлем для геолого-промысловых условий нефтяных залежей северо-запада Башкортостана. Лабораториями ЦНИПР филиала "Башнефть-Янаул" был проведен химический анализ выносимой скважиной 1880 воды.

Таблица 2.1 - Результаты анализа попутно добываемой воды из скв.1880

Избыточную концентрацию определим по формуле (2.18):

мг/л.

Рассчитаем ионную силу раствора Jпо формуле (2.19):

.

Зная ионную силу, определим величину константы растворимости по формуле (2.20):

Равновесная концентрация определится по уравнению (2.17):

мг-экв/л.

Фактическая концентрация гипса в пластовой воде СCaSO4в этом случае будет равно 10,35 мг-экв/л.

Коэффициент пересыщения определим по формуле (2.17):

Так как φ> 1, то гипс может выпадать как в объеме, так и на поверхности теплообмена, поскольку исследуемая вода перенасыщена сульфатом кальция.

б) Результаты анализа попутно добываемой воды из скв.1926 приведены в таблице 2.2. Плотность попутно добываемой воды 1,041 г/см³.

Таблица 2.2 - Результаты анализа попутно добываемой воды из скв.1926

Избыточную концентрацию определим по формуле (2.18):

мг/л.

Рассчитаем ионную силу раствора J по формуле (2.19):

.

Зная ионную силу, определим величину константы растворимости по формуле (2.20):

Равновесная концентрация определится по уравнению (2.17):

 мг-экв/л.

Фактическая концентрация гипса в пластовой воде СCaSO4в этом случае будет равно 31,0218 мг-экв/л.

Коэффициент пересыщения определим по формуле (2.17):

в) Результаты анализа попутно добываемой воды из скв.7128 приведены в таблице 2.3. Плотность попутно добываемой воды 1,05 г/см³.

Таблица 2.3 - Результаты анализа попутно добываемой воды из скв.7128

Избыточную концентрацию определим по формуле (2.18):

мг/л.

Рассчитаем ионную силу раствора J по формуле (2.19):

.

Зная ионную силу, определим величину константы растворимости по формуле (2.20):

Равновесная концентрация определится по уравнению (2.17):

 мг-экв/л.

Фактическая концентрация гипса в пластовой воде СCaSO4в этом случае будет равно 15,645 мг-экв/л.

Коэффициент пересыщения определим по формуле (2.17):

Так как φ < 1,то выпадение гипса в объеме невозможно.

2.5 Классификация методов предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах

Изучение опыта предупреждения отложения солей при добыче нефти в промысловых условиях позволило систематизировать методы предотвращения образования отложений солей в скважинах. Выделяются физические, технологические и химические методы предотвращения отложения солей.

К физическим методам предотвращения отложения солей относятся: воздействие на перенасыщенные солями попутно добываемые воды магнитными или акустическими полями, использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов. Магнитные силовые поля создаются скважинными магнитными установками предотвращения солеотложения (МУПС-1, МУПС-2), в которых основными рабочими элементами являются постоянные магниты. Применение магнитных установок сдерживается из-за отсутствия обоснованных границ их эффективного применения.

Имеются установки для предупреждения солеотложений в подземном и поверхностном оборудовании, основанные на использовании акустических полей. На промыслах Северного Кавказа и Западной Сибири испытаны гидродинамические и ультразвуковые излучатели. Испытания показали, что создаваемое излучателями в ультразвуковом диапазоне частот, акустическое поле позволяет предотвратить или значительно ослабить процесс солеотложения. При воздействии акустического поля инициируются выпадение солей и создание большого количества центров кристаллизации в объеме добываемой воды. Образующиеся микрокристаллы солей выносятся затем потоком жидкости из скважин, не отлагаясь на поверхности оборудования. Применение акустических излучателей находится на стадии опытнопромышленного внедрения, ведется совершенствование акустических генераторов. Сдерживается и усложняется применение скважинных установок необходимостью использования электрокабеля. Нет методик расчета оптимальных параметров воздействия (частота колебаний, амплитуда и т.д.) в зависимости от параметров скважины, поэтому не ясны границы оптимального применения установок.

Для предотвращения образования отложений солей применяются специальные покрытия стенок оборудования контактирующих с добываемой жидкостью. Имеется положительный опыт применения НКТ с покрытием внутренней поверхности стеклом, эмалями, лаками. Продолжительность защиты от отложений солей снижается в тех случаях, когда солевые осадки формируются в стыках НКТ, образуя прочный каркас, снижающий проходное сечение труб. К настоящему времени разработаны новые эффективные полимерные покрытия для НКТ.

На месторождениях Западной Сибири и Урало-Поволжья разрабатываются и применяются в промышленных масштабах отдельные элементы оборудования с покрытиями. Покрытия рабочих органов ЭЦН пентапластом, фторпластом испытаны и применялись на Самотлорском месторождении. Позже стали применять рабочие колеса ЭЦН из полиамидных материалов с покрытиями, фторпластом, эпоксидной смолой или полностью изготовленные из углепласта. Полимерные покрытия не предупреждают полностью отложения солей, а лишь снижают интенсивность роста их образования. Поэтому оборудование с адгезионным покрытием рекомендуется применять в скважинах с умеренной скоростью соленакопления.

К технологическим методам предотвращения образования отложений солей относятся мероприятия, основанные на изменении технологических параметров процесса добычи нефти.

Важным технологическим методом предотвращения солеобразования является проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР). Существующие способы исследования позволяют надежно определять источник притока чуждых вод и провести восстановление герметичности цементного кольца или ремонт обсадной колонны и ликвидировать поступление вод, несовместимых с попутными. Значительно снижается интенсивность отложения солей при проведении селективной изоляции обводнившихся пропластков продуктивного пласта полимерами, смолами или двухфазными пенами, поскольку при уменьшении притока воды, перенасыщенной солями, уменьшается и скорость отложения солей.

Уменьшить интенсивность отложения солей можно путем правильного выбора режима работы скважины и установления соответствующего забойного, поскольку величина равновесной концентрации сульфата или карбоната кальция зависит от давления в насыщенной этими солями воде.

Замедление интенсивности отложения солей достигают также путем конструктивного изменения в компоновке глубинно-насосного оборудования. Для затруднения слияния мелких капель перенасыщенных солями воды в нефти применяют диспергаторы в УЭЦН. Для быстрого выноса с забоя перенасыщенной солями попутной воды установки СШНУ оборудуются хвостовиками диаметром до 63 мм, длиной 150-440 м.

К группе технологических методов предотвращения образования отложений солей относят закачку естественных выше-нижележащих минерализованных вод месторождения, опресненных попутно добываемых вод совместимых с пластовыми водами продуктивного пласта через систему ППД. При разработке отечественных месторождений в Западной Сибири используются естественные сеноманские воды. Без специальной подготовки они через систему ППД закачиваются в различные объекты разработки. Для закачки используются также маломинерализованные и опресненные попутные воды, из которой отбирается углеводородная фаза.

Из известных методов предотвращения образования отложений неорганических солей наиболее эффективными и реализуемыми в промысловых условиях являются химические. Применение для ППД специально подготовленных вод, химически совместимых по своему составу с пластовыми, позволяет практически полностью исключить солеобразование при эксплуатации скважин. Это достигается приготовлением совместимых вод непосредственно на месторождении путем смешения пластовых, попутно добываемых вод с высокоминерализованными хлорнатриевыми. В результате концентрация солеобразующих ионов уменьшается, а ионов Na+ и СL - увеличивается, что ведет к недонасыщенности добываемых вод солями, склонными к выпадению.

В США (месторождения Техаса и Мексиканского залива) применяется технология закачки искусственно приготовленных вод. Пластовые воды обводнившихся залежей смешиваются в необходимых пропорциях с морскими (из лагун) и хлорнатриевыми водами (из соленых озер). В районе месторождения находится несколько растворных узлов для приготовления искусственных вод разного состава для закачки. Экономически целесообразно такой способ применять при наличии естественных водоемов с разным составом вод.

В настоящее время для предотвращения отложения солей в процессе добычи нефти самое широкое применение нашли химические методы, основанные на использовании ингибиторов отложения солей.

Ингибитор отложения солей должен:

обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при малых концентрациях реагента;

быть совместимым с пластовыми, попутно добываемыми и закачиваемыми водами и хорошо растворяться в них;

при применении быть безопасным для обслуживающего персонала, безвредным для окружающей среды, а его содержание в различных водах надежно определяться в промысловых условиях;

при хранении и транспортировке сохранять свои свойства.

Применяемые ингибиторы отложения солей не должны:

оказывать вредное воздействие на процессы добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;

отрицательно влиять на технологический процесс переработки нефти и снижать качество продуктов переработки;

увеличивать коррозионную активность среды, в которой они растворены.

В зависимости от условий применения к ингибиторам отложения солей могут быть предъявлены дополнительные требования, позволяющие применять их при отрицательных температурах, иметь пониженную растворимость в гранулированном виде, улучшать адсорбционно-десорбционную характеристику реагента.

.6 Состав и свойства ингибиторов отложения солей

Первоначально в СССР (до 1970-х годов) в качестве ингибиторов отложения солей применялись неорганические полифосфаты -триполифосфат и гексаметафосфат натрия. При широком применении в скважинах различных регионов выявлены основные недостатки неорганических фосфатов: малая термическая стойкость, приводящая к потере ингибирующих свойств; склонность к гидролизу до ортофосфатов с образованием и выпадением нерастворимых кальциевых солей; малая эффективность по предотвращению отложений гипса и барита. Попадая в продуктивные горизонты гексаметафосфат натрия активирует развитие сульфатвосстанавливающих бактерий. Вследствие этого в отечественной и зарубежной практике рекомендуется ограничение применения полифосфатов.

С 1970-х годов получены новые ингибиторы на основе комплексонов . В зависимости от механизма их действия в объеме добываемой продукции, они делятся на две группы:

ингибиторы на основе карбоксилсодержащих комплексонов, способные связывать ионы кальция и препятствовать тем самым образованию осадков сульфатов или карбонатов при использовании их в стехиометрическом соотношении;

ингибиторы на основе комплексонов с фосфоновыми группами, обладающие "пороговым" эффектом и действующие как хелаты, способные в субстехиометрическом соотношении препятствовать росту кристаллов осадкообразующих солей; эти ингибиторы обладают и кристаллоразрушающим эффектом, когда при образовании зародышей кристалла они способны видоизменить форму зародыша и замедлить его дальнейший рост.

В промысловых условиях процесс кристаллизации и образования отложений солей более сложный и изучен еще недостаточно полно. Требуется уточнение параметров процесса адсорбции ингибиторов на поверхности оборудования, микрокристаллах, а. также подавления роста кристаллов при формировании солевых отложений.

Из ингибиторов на основе комплексонов широкое промысловое применение нашли анионные однокомпонентные фосфоновые кислоты или их соли. В большом ряду комплексонов особый интерес представляет нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ).

Этот реагент в промысловой практике известен как ингибитор солеотложения Башкирии (ИСБ-1). Продукт представляет белый кристаллический порошок, хорошо растворимый в воде, кислотах, спиртах и нерастворимый в органических растворителях и нефти. Ингибитор предназначен для предупреждения отложений сульфата кальция и карбоната кальция в пласте, скважинах и оборудовании системы сбора продукции. НТФ образует прочные комплексы с разными катионами. Наибольший эффект достигается при дозировках 4-5 г/м³ обрабатываемой воды. Ингибитор совместим с минерализованными водами (0,1-5%), раствор ингибитора в пресной воде совместим с водой, содержащей до 16 г/л ионов кальция.

Позже широкое применение получили ПАФ-13 и дифонат.

ПАФ-13 - однозамещенная натриевая соль на основе полиэтиленполиаминметилфосфоновой кислоты. Это жидкость желтогоцветас содержанием активной части 22-26%. Ингибитор не горюч, плохо растворим в воде, термоустойчив при температуре 1500С. Предназначен для предотвращения отложений в ПЗП, скважинах, системах сбора и подготовки продукции.

В настоящее время применяют СПНХ-5301, СПНХ-5312 и СПНХ-5313.

СПНХ-5301 - композиционный состав на основе ОЭДФ. Для улучшения свойств ингибитора в композицию входят добавки водного раствора аммиака, гликоля и другие компоненты. Предназначен для предотвращения отложений солей сложного состава, включая барит, в скважинах, трубопроводах, установках подготовки нефти. ИКОС представляет жидкость плотностью 1,11-1,22 г/см³, со слабым запахом аммиака. Хорошо растворяется в минерализованной воде с содержанием ионов кальция до 25 г/л. Ограниченная растворимость в спиртах, нерастворим в нефти и углеводородах, малотоксичен, температура замерзания - минус 400С. Учитывая хорошие показатели ингибирования солей, этот реагент применяется на месторождениях Западной Сибири и Казахстана.

СПНХ-5312 - предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей сульфата и карбоната кальция в условиях высокоминерализованных попутно добываемых с нефтью вод. Ингибитор представляет умеренно опасный жидкий реагент с хорошей совместимостью с минеральными водами. Ингибирующая композиция выпускается в виде двух марок: СПНХ-5312С (кислая форма) и СПНХ-5312Т (нейтральная форма). Ингибитор СПНХ-5312С представляет однородную жидкость светло-желтого цвета, обладает повышенной совместимостью с пластовой и попутно добываемой с нефтью водами и используется для предотвращения отложений сульфата и карбоната кальция. СПНХ-5312Т - представляет однородную жидкость желтого цвета, хорошо растворим в пресной воде. Ингибитор предназначен для предотвращения отложений сульфата и карбоната кальция, а также сульфата бария с эффективной дозировкой 20 г на тонну обрабатываемой жидкости.

СПНХ-5313 - предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений карбоната кальция и сульфида железа с эффективной концентрацией ингибитора 50-100 г на тонну попутно добываемой воды в зависимости от содержания ионов железа и сероводорода. Это умеренно опасное вещество и представляет собой жидкость зелено-коричневатого цвета плотностью 1,27 г/см³.

.7 Технология использования ингибиторов отложения солей

Технологии применения ингибиторов отложения солей зависят от геолого-физических особенностей строения и системы разработки месторождения, состава попутно добываемых вод и отлагающихся солей, условий выпадения солей и эксплуатации скважинного оборудования, а также от физико-химических свойств используемого ингибитора отложения солей.

Ингибитор отложения солей необходимо дозировать в требуемых количествах, начиная с интервала образования отложений. В настоящее время различают следующие способы подачи ингибитора:

периодическая прокачка ингибирующей композиции насосным агрегатом в затрубное пространство скважины и глубинно-насосное оборудование;

непрерывная подача в затрубное пространство скважины с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;

подача ингибитора глубинными дозаторами;

периодическая закачка раствора ингибитора в ПЗП;

дозированная подача ингибитора отложения солей в систему водоводов и нагнетательных скважин с кустовых насосных станций ППД.

При периодической прокачке ингибирующий раствор в затрубное пространство скважины и в глубинно-насосное оборудование подается после предварительного удаления отложений солей насосным агрегатом. Защита оборудования обеспечивается в интервале: затрубное пространство - прием насоса - насос - НКТ - выкидная линия. При прокачке на стенках оборудования адсорбируется слой ингибитора, предотвращающий образование отложений солей. Эффективность этой технологии низка, поскольку защитный слой ингибитора за 3-5 сут выносится добываемой жидкостью. Опыт применения метода показал, что чем меньше разница плотностей ингибирующей композиции, тем продолжительнее и эффективнее расходуется реагент. Для снижения плотности ингибирующей композиции используются нестабильные бензины, конденсаты углеводородов и другие легкие углеводородные жидкости. Защитный эффект от отложения солей при применении таких ингибирующих композиций составляет 30-36 сут. Для увеличения продолжительности защитного эффекта сотрудниками УГНТУ и НГДУ "Арланнефть" была предложена технология применения ингибирующей композиции в виде азотсодержащей пены (пат. РФ, 2174590). Применение вспененных ингибирующих композиций в скважинах Арланского месторождения позволило увеличить срок защиты скважинного оборудования от солеотложений и коррозии до 10 - 11 месяцев.

В промысловых условиях часто применяется метод непрерывной подачи ингибитора отложения солей поверхностным дозировочным насосом в затрубное пространство скважины. Расход ингибирующей композиции дозирования подбирается исходя из насыщенности попутных вод солями, склонными к выпадению в осадок и объема этих вод. Основным достоинством этого метода является экономичное расходование дорогостоящих ингибиторов отложения солей. Поскольку дозировочный насос установлен на поверхности, то изменение подачи ингибитора, в связи с изменением параметров эксплуатации скважины, не представляет трудностей. Защита оборудования от солеотложений обеспечивается в интервале: дозировочный насос - затрубное пространство - приемный фильтр - насос - НКТ - выкидная линия.

Этой технологии подачи ИКОС присущи недостатки. Так, надежная защита оборудования от отложения солей достигается при обеспечении непрерывности подачи ингибитора. Временное прекращение подачи, например из-за неисправности дозировочного насоса, ведет к необратимому образованию отложений солей, и возобновление подачи ингибитора не позволяет восстановить работоспособность оборудования. Поскольку ИКОС представляют растворы на пресной или опресненной воде, то эксплуатация дозировочных насосов усложняется в зимнее время. Непрерывная подача коррозионно-активных ингибиторов ведет к повышенной коррозии труб. В связи с устранением недостатков метода ингибирующие композиции подаются дозировочным насосом в затрубное пространство по специальным полимерным трубкам (капиллярам) или по специальному электрическому кабелю ЭЦН, имеющему свободный проходной канал для жидких реагентов.

Чтобы исключить влияние внешних погодных факторов на работу дозировочных насосов для подачи ингибиторов отложения солей, применяются глубинные дозаторы, спускаемые в скважину ниже приема насоса вместе с контейнером реагента. Разработано множество конструкций, рассчитанных на применение жидкого или гранулированного ингибитора солеотложения. В дозаторах, использующих гранулированный ингибитор, происходят процесс его растворения и постепенный вынос потоком добываемой жидкости. Недостатком таких дозаторов является неуправляемый процесс растворения ингибитора, невозможность изменения режима дозирования при изменении эксплуатации скважины. Глубинные дозаторы жидкого реагента применяются еще реже из-за конструктивных недостатков устройств. Общим недостатком глубинных дозаторов является ограниченность объема контейнеров с ингибитором. Для наполнения контейнеров реагентом требуется подъем всего подземного оборудования. Опыт применения глубинных дозаторов указывает на необходимость разработки более надежных дозирующих устройств. Имеются попытки предотвращения солеотложений путем дозированной подачи ингибитора отложения солей в систему водоводов и нагнетательных скважин при ППД.

Рисунок 2.1 - Схема периодической закачки ингибитора солеотложения в призабойную зону скважины через затрубное пространство

Приготовленный раствор ингибитора из автоцистерны 2 закачивается насосным агрегатом 1 в скважину. Вначале закачивается раствор ингибитора объемом, равным объему скважины до уровня спуска насоса. После чего закрывается устьевая задвижка во избежание поступления раствора в выкидную линию 4. Затем производится закачка оставшейся части раствора ингибитора. На последнем этапе проводится задавка этого раствора продавочной жидкостью в призабойную зону пласта на расстояние, равное 1,8 м.

В результате продавки вглубь пласта образуются концентрические зоны ингибитора шириной А и продавочной жидкости шириной Б. В случае малопроницаемых пластов, когда требуются высокие давления продавки раствора, следует применять пакер. В качестве продавочной жидкости применяется пресная или слабоминерализованная техническая вода, раствор соляной кислоты, углеводородные растворители.

.8 Примеры решения задач по закачке ингибитора солеотложення и варианты задач

Количество ингибитора солеотложения, требуемого для обработки ПЗП скважины, определяется по формуле

, (2.21)

где G - потребное количество ингибитора отложения солей в товарном виде, кг;

А- коэффициент неравномерности выноса ингибитора (1ч2);в - среднесуточная добыча воды в составе продукции скважины, м3/сут;- дозировка ингибитора, г/м3;

τ- предполагаемое время защиты оборудования (120ч150), сут.

а) Рассмотрим на примере обработки скв.7. Примем дозировку для реагента "Инкредол", равную в среднем 10 г/м³, коэффициент А=1,5; среднесуточная добыча воды 62 м³/сут, время защиты оборудования - 150 суток. Тогда в соответствии с уравнением (2.21):

кг.

На основе рассчитанного количества ингибитора приготавливается ингибирующий раствор на пресной воде. Для отечественных реагентов рекомендуются 0,2-1% растворы. За исходную концентрацию ингибитора "Инкредол-1" примем 1%-ный раствор реагента. Тогда для приготовления ингибирующего раствора (Vинг) потребуется 13,95 м³ пресной воды (исходя из плотности воды 1000 кг/м³).

Затем определяется количество продавочной жидкости для доставки приготовленного раствора в пласт с радиусом проникновения не менее одного метра. Имеются различные рекомендации по глубине продавки ингибитора в пласт. Так, по исследованиям А.Ш. Сыртлановадля условий НГДУ "Чекмагушнефть" эта величина составляет 1,6-1,9 м. Возьмем для нашего расчета среднюю величину радиуса продавки - 1,6 м.

Объем продавочной жидкости в пласт рассчитываем по формуле

, (2.22)

где Vскв - объем скважины, м³;пзп - объем призабойной зоны пласта, м³.

, (2.23)

где rэк - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;внеш.нкт- наружный радиус НКТ, м;

Н - глубина скважины, м;- глубина спуска насоса, м.

, (2.24)

где rзак- радиус закачки ингибитора в пласт, м;- эффективная толщина пласта, м;- коэффициент пористости породы, доли ед.;эк - наружный радиус эксплуатационной колонны, м.

В скв.7 эксплуатационная колонна с внутренним диаметром 130 мм и трубы НКТ с наружным диаметром 101,6 мм. Глубина скважины Н = 1260 м, глубина спуска насоса L = 970 м, эффективная толщина пласта 6 м; пористость 0,24.

По формуле (2.23):

м3.

По формуле (2.24):

м3.

По формуле (2.22):

м3.

Объем до динамического уровня скважины, для заполнения ингибитором, рассчитывают по следующей формуле, после чего закрывают левую затрубную задвижку:

, (2.25)

где Hд - динамический уровень жидкости в скважине, м.

Объем скважины до спуска насоса, после чего закрывают задвижку на выкиде:

. (2.26)

По формуле (2.25):

м³.

По формуле (2.26):

 м³.

б) Рассмотрим далее скв.21. Примем дозировку для реагента "Дифонат", равную в среднем 25 г/м³, коэффициент А=1,5; среднесуточная добыча воды 68 м³/сут, время защиты оборудования - 150 суток. В соответствии с уравнением (2.21):

кг.

За исходную концентрацию ингибитора "Дифонат-1" примем 2%-ный раствор реагента. Тогда для приготовления ингибирующего раствора (Vинг) потребуется 38,25 м³ пресной воды (исходя из плотности воды 1000 кг/м³).

Для этого расчет возьмем среднюю величину радиуса продавки - 1,6 м. Внутренний диаметр 115 мм и трубы НКТ с наружным диаметром 73 мм. Глубина скважины Н=1400 м, глубина спуска насоса L=1110 м, эффективная толщина пласта 5 м; пористость 0,25.

По формуле (2.23):

 м³.

По формуле (2.24):

 м³.

По формуле (2.22):

 м³.

По формуле (2.25):

 м³.

По формуле (2.26):

 м³.

в) Рассмотрим далее скв.47. Примем дозировку для реагента ИСБ, равную в среднем 5 г/м³, коэффициент А=1,5; среднесуточная добыча воды 54 м³/сут, время защиты оборудования - 150 суток. В соответствии с уравнением (2.21):

кг.

Для этого расчет возьмем среднюю величину радиуса продавки - 1,8 м. Внутренний диаметр 130 мм и трубы НКТ с наружным диаметром 101,6 мм. Глубина скважины Н=1350 м, глубина спуска насоса L=1050 м, эффективная толщина пласта 5,5 м; пористость 0,23.

По формуле (2.23):

 м3.

По формуле (2.24):

 м³.

По формуле (2.22):

 м³.

По формуле (2.25):

 м³.

По формуле (2.26):

 м3.

Заключение

В курсовом проекте были рассмотрены причины, условия образования отложений неорганических солей. Накопление солевых осадков в скважинах и нефтесборных коммуникациях приводит к повышенному износу оборудования, нарушает режим работы скважин, приводит к преждевременным текущим и капитальным ремонтам, в итоге к значительному снижению эффективности добычи нефти.

Одним из эффективных методов для предупреждения накопления солевых осадков является оптимизация и совершенствование существующей системы поддержания пластового давления (ППД), особенно стадия подготовки воды к закачке.

Показаны начальный период эксплуатации скважины без отложения гипса (скважины 1880, 1926 и 7128), увеличивающаяся насыщенность до  (скважина 1926). Расчеты показали, что самая высокая насыщенность вод гипсом у вод скважины 1880 (φ=4,19). Поэтому предлагают расчет продавки ингибиторов отложения солей в призабойную зону пласта.

Расчет закачки ингибиторов в скважину (скважина 7) показал, что для того, чтобы обеспечить защиту от отложения солей в течении пять месяцев потребуется .

Список использованных источников

1. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. - Уфа; БашНИПИнефть, 2012 - 704 с.

. Проект доразработкиАрланского нефтяного месторождения: Отчет / Е.В. Лозин, Э.М. Тимашев. - Уфа: БашНИПИнефть, 2002.

. Дополнение к проекту разработки Арланского месторождения: Отчет. - Уфа: БашНИПИнефть, 2009. - 687 с.

. Антипин Ю.В., Яркеева Н.Р. Учебно-методическое пособие к лекционным и практическим занятиям для студентов. - Уфа, 2011 - 78 с.