Химизация процессов добычи нефти и защита внутрискважинного оборудования
ЛАБОРАТОРНОЕ ТЕСТИРОВАНИЕ НОВЫХ ИНГИБИТОРОВ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТНК-ВР КАНЗАФАРОВ Фидрат Яхъяевич Заведующий лабораторией нефтепромысловой химии ОАО «НижневартовскНИПИнефть», к.х.н.
ффективность ингибитора солеотложений зависит не только от его химического состава и свойств, но и от того, насколько правильно он подобран к условиям той или иной скважины. Для оптимального подбора реагентов к скважинам нескольких месторождений ТНК-ВР применен метод лабораторного тестирования. Согласно результатам тестов, для условий Самотлорского месторождения самыми эффективными оказались реагенты «Азол-3010C» и Uniscale RS марки 201. К применению на Верхне-Колик-Еганском и Хохряковском месторождениях рекомендуются ингибиторы «СолМастер 7010» марки А и «ФОКС 03Н». Наконец, для условий Урненского и Усть-Тегусского месторождений лучше всего подходит Uniscale RS марки 201.
Э
Целью данного лабораторного тестирования был подбор наиболее эффективных ингибиторов солеотложений для таких месторождений ТНК-ВР, как Самотлорское, Верхне-Колик-Еганское, Хохряковское, Усть-Тегусское и Урненское. В соответствии с техническим заданием определены основные технические параметры ин-
гибиторов отечественных и зарубежных производителей согласно ТУ, проведены исследования их эффективности по стандарту NACE Standard TM0374-2001, а также на моделях вод пластов АВ1-2, БВ8, БВ10 и Ю1 Самотлорского месторождения.
ИСПЫТАНИЯ ИНГИБИТОРОВ ДЛЯ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Для тестирования на моделях различных вод Самотлорского месторождения выбраны 20 ингибиторов (табл. 1, 2). При входном контроле протестированы такие их технологические свойства, как температура застывания, плотность и вязкость при температуре 20°С, коррозионная агрессивность, содержание активной основы, рН водного раствора (табл. 3). Надо отметить, что часто производитель сводит до минимума количество регламентируемых параметров в ТУ на реагенты, что не позволяет оценить в первом приближении их качество и свойства. Эффективность ингибирования солеотложений тестируемых реагентов различается, но всегда прямо проТаблица 1
Компонентный состав и физико-химические свойства пластовых вод Самотлорского месторождения Параметр рН Плотность, г/см3 Содержание, мг-экв/дм3/мг/дм3: гидрокарбонаты (HCO3-) карбонаты (CO32-)
7,10 1,022
Модель воды пласта АВ1-2 (АВ1-3) 7,01 1,012
43,9/2675,0
3,4/206,7
4,0/244,0
5,7/346,9
9,7/592,9
Модель воды по методике NACE
Модель воды пласта БВ8
Модель воды пласта БВ10
Модель воды пласта Ю1
7,45 1,016
6,89 1,020
6,88 1,024
Не обнаружены
кальций (Ca2+)
82,6/ 1655
41,6/ 833
57,3/ 1147
80,8/ 1618
57,8/ 1158
магний (Mg2+)
38,7/ 470
9,2/ 112
7,5/ 91
7,4/ 90
20,0/ 243
хлориды (Cl-)
665,0/ 23574
311,1/ 11029
342,0/ 12122
493,2/ 17482
590,1/ 20920
железо общее (Fe2+ + Fe3+)
0,00/-
3,81/-
1,47/-
3,30/-
8,16/-
Na+ + K+
587,6/ 13503
263,6/ 6058
281,7/ 6473
410,7/ 9437
522,0/ 11995
16,8 80,5 41883 Хлоркальциевая
3,4 50,8 18242 Хлоркальциевая
4,0 64,8 20097 Хлоркальциевая
5,7 88,1 28981 Хлоркальциевая
9,7 77,8 34913 Хлоркальциевая
Общая щелочность, мг-экв/дм3 Общая жесткость, мг-экв/дм3 Общая минерализация, мг/дм3 Тип воды по Сулину Индекс карбонатной стабильности (Ist) при 20°С
28
спецвыпуск
5,22 – вода выделяет карбонат кальция
7,54 – вода средней агрессивности
7,07 6,73 – вода средней – вода стабильная агрессивности
6,96 – вода средней агрессивности
инженерная практика Таблица 2
Тестируемые ингибиторы солеотложений для Самотлорского месторождения
порционально зависит от дозировки. Так, согласно кривым эффективности ингибирования солеотложений на модели воды NACE с общей минерализацией 42 г/дм3 (рис. 1), максимальную эффективность ингибирования в «жестких» условиях показали следующие реагенты: «Сонсол 2002А», «Акватек 511А», «Азол-3010D», «Азол3010С», «СНПХ-5313Н», Uniscale RS марки 201, «Оптима 017 (З)». Все они, за исключением «Акватек 511А», эффективны и при малых дозировках (10 г/т). При средних дозировках (30 г/т) эффективность всех перечисленных ингибиторов примерно одинакова (73,7–78,5%), при более высоких дозировках (50 г/т) наиболее эффективен «Акватек 511А» (86,8%), а эффективность реагентов «Азол-3010D», «Азол-3010С», СНПХ-5313Н и Uniscale RS марки 201 составляет около 80%. Аналогичные кривые эффективности ингибирования солеотложений были построены на модельных водах пластов АВ1-2, БВ8, БВ10 и Ю1 Самотлорского месторождения с общей минерализацей 18-35 г/дм3 (рис. 2–5). Максимальную (95-100%) эффективность ингибирования для пласта АВ1-2 Самотлорского месторождения при дозировке 5 г/т показали ингибиторы Dodiscale V2870W, «Азол-3010С», Descum-2 H-3211C, «ФОКС 03 Н», «Оптима 017 (З)» и Uniscale RS марки 201. При дозировке 10 г/т 100%-ную эффективность показали «ФЛЭК-ИСО-5», «Акватек 511А», Dodiscale V2870W, «Азол-3010С», Descum-2 H-3211C, Descum-2 H3212C, «Ипроден С-1», «ФОКС 03 Н», «Оптима 017 (З)» и Uniscale RS марки 201. При дозировке 30 г/т все тестируемые ингибиторы, за исключением четырех (P-517, Gyptron R4601C, «Сонсол 2002Б», «Ивисол-2511»), продемонстрировали 100%-ную эффективность (рис. 2). Максимальную эффективность ингибирования для пласта БВ8 Самотлорского месторождения при дозировке 5 г/т показали «Азол-3010С», «Ипроден С-1», «Оптима 017 (З)» и Uniscale RS марки 20. Эффективность 100% при дозировке 10 г/т показали 13 ингибиторов солеотложения (P-517, Gyptron R4601C, «ФЛЭК-ИСО-5», «Акватек 511А», Dodiscale V2870W, Dodiscale 5802, «Азол-3010D», «Азол-3010С», «Ипроден С-1», «ФОКС 03 Н», «СНПХ-5313Н», Uniscale RS марки 201, «Оптима 017 (З)»). При дозировке 30 г/т все тестируемые составы, за исключением Descum-2 H-3211C, «Ивисол-2511», продемонстрировали 100%-ную эффективность (рис. 3). Максимальную эффективность ингибирования для пласта БВ10 Самотлорского месторождения при дозировке 5 г/т показали «Азол-3010С», «Оптима 017 (З)» и Uniscale RS марки 201, при дозировке 10 г/т число таких ингибиторов возросло до 13, а при 30 г/т 100%-ную эффективность показали уже все тестируемые составы, кроме «Ивисол-2511» (рис. 4).
Производитель
Марка ингибитора
Champion Technologies Champion Technologies Champion Technologies Опытный завод «Нефтехим» Опытный завод «Нефтехим» ФЛЭК Акватек Клариант-РУС Клариант-РУС Котласский химический завод Котласский химический завод Миррико Миррико Экспериментальный завод «Нефтехим» Интехпромсервис Союзнефтепромхим Ивитек НПО «Нефтепромхим» ЮНИТЕК
Продукт 517 Scortron Гиптрон R4601C СОНСОЛ 2002А СОНСОЛ 2002Б ФЛЭК-ИСО-5 Акватек 511А Dodiscale-2870К Dodiscale-5802 Азол-3010D Азол -3010C Descum-2 H-3211 C Descum-2 H-3212 C Импроден С Фокс 03Н СНПХ-5313Н Ивисол-2511 Оптима 017 Uniscale RS марка 201 Миксол О-Ч (Колпарин «А»)
Промтехнотрейд
Таблица 3
Технологические свойства ингибиторов солеотложения, обязательные для тестирования при входном контроле (пример) Параметр
Норматив по ТУ
Установленное значение
Температура застывания, °С
Не выше -50
Ниже -50
Плотность при 20°С, г/см3 1,08 ± 0,05 Вязкость при 20°С: кинематическая, мм2/с динамическая, мПа·с Коррозионная агрессивность товарной формы, мм/год Содержание активной основы, % pH водного раствора
Метод определения ГОСТ 20287-91 (метод А)
1,095
ГОСТ 3900-85
Не более 25 —
6,8 7,5
ГОСТ 33-2000
Не более 0,1
0,02
ГОСТ 9.506-87
Не менее 30
32,3
Методика ТУ
8,0–9,0
9,3
Методика ТУ
Максимальную эффективность ингибирования на модели воды пласта Ю1 Самотлорского месторождения при дозировке 5 г/т показали шесть ингибиторов солеотложения, при дозировке 10 г/т — 14, при 30 г/т только «Ивисол-2511» и Descum-2 H-3211C не достигли этого показателя (рис. 5). В целом по результатам тестирования наиболее эффективными ингибиторами солеотложений для условий этого месторождения признаны «Азол-3010C» «Котласского химического завода» и Uniscale RS марки 201 производства «ЮНИТЕК». Выполнены также исследования по адсорбции и десорбции ингибиторов солеотложений на модели пластов, проведена лабораторная оценка совместимости наиболее эффективных из них с ингибиторами корроспецвыпуск
29
Химизация процессов добычи нефти и защита внутрискважинного оборудования Рис. 1. Эффективность ингибирования солеотложений на модели воды NACE
Рис. 2. Эффективность ингибирования солеотложений на модели воды пласта АВ1-2 (АВ1-3) Самотлорского месторождения
30
спецвыпуск
зии, деэмульгаторами и технологическими жидкостями глушения (ТЖГ) скважин. Наименьшую коррозионную активность (скорость коррозии менее 0,05 мм/год) показали «Азол-3010C», Descum-2 H-3211 C, Descum-2 H-3212 C, «Фокс 03Н», Uniscale RS марки 201. Наиболее коррозионно-активными (скорость коррозии более 1 мм/год) оказались «Гиптрон R4601C», «Акватек 511А», «СНПХ-5313Н» и «Ивисол-2511». Остальные реагенты по данному показателю занимают промежуточное положение. Согласно РД 39-1-641-81, скорость коррозии стали марки XI8H9T и Ст. З (Ст. 20) в рабочем растворе ингибитора солеотложения не должна составлять более 0,05 мм/год. Из числа наиболее эффективных ингибиторов данному требованию отвечают «Азол-3010C» и Uniscale RS марки 201. Реагенты также протестированы на совместимость с минерализованной попутно добываемой водой Самотлорского месторождения. Большинство исследованных реагентов слабодиспергируемы в попутно добываемой воде. Хорошо в ней растворяются P-517, Scortron EGP3001W, «Сонсол 2002А», «Акватек 511А», Dodiscale V2870К и Dodiscale 5802. Установлено, что все реагенты совместимы с ТЖГ на основе NaCl (плотность 1,05 г/см3) и KCl (1,10 г/см3), однако высаливаются при смешении с раствором CaCl2 плотностью 1,18 г/см3. С ТЖГ на основе CaCl2 совместимы ингибиторы «Азол-3010С», Descum-2 H-3211 C, «ФОКС 03 Н», «Оптима-017(З)», «Ипроден С-1» при плотности жидкости до 1,002 г/см3, при плотности до 1,008 г/см 3 — Uniscale RS марки 201, а ингибитор «ФЛЭК-ИСО-5» совместим с жидкостью плотностью до 1,01 г/см3. В ходе работ проведена оценка влияния на процесс разделения водонефтяной эмульсии Самотлорского месторождения, поступающей на ДНС-28, при совместном использовании наиболее эффективных ингибиторов солеотложения с деэмульгаторами «ДИН-10Д», LML4312, «Пента 491М», «АЛКИОКС», «ДПА», «ДЕКЛИФ», которые в настоящее время применяются на Самотлорском месторождении. Установлено, что тестируемые ингибиторы не оказывают существенного влияния на процесс подготовки нефти. Исходя из основных результатов тестирования, составлен рейтинг эффективности исследованных ингибиторов относительно моделей пластов Самотлорского месторождения, из которого следует, что наиболее эффективны для условий Самотлорского месторождения реагенты «Азол-3010C» «Котласского химического завода» и Uniscale RS марки 201 «ЮНИТЕК». Для предотвращения образования отложений солей в скважинах широкое применение нашел метод периодической продавки раствора ингибитора отложения со-
инженерная практика Рис. 3. Эффективность ингибирования солеотложений на модели воды пласта БВ8 Самотлорского месторождения
лей в ПЗП. Этот метод весьма эффективный, но у него есть один существенный недостаток, который заключается в том, что с пуском скважины в эксплуатацию после продавки ингибитора происходит его повышенный вынос, а следовательно, нерационально расходуется дорогостоящий реагент. Так, половина закачанного реагента выносится уже в первую треть возможного времени действия ингибитора. В существующих методах подбора реагента для конкретных условий марка ингибитора выбирается исходя только из ингибирующей способности реагента при дозировании его в попутно добываемые воды определенной минерализации. Однако адсорбционно-десорбционные характеристики ингибитора, от которых зависят величина адсорбции реагента на породе и последующая его десорбция, не учитываются (NACE test). В то же время известно, что породы пласта обладают различной адсорбирующей способностью. Поэтому к ингибитору отложения солей предъявляется жесткое требование: с одной стороны, он должен сравнительно быстро, прочно и как можно в большем количестве адсорбироваться на поверхности породы при закачке, а с другой стороны, как можно медленнее десорбироваться с этой поверхности в процессе эксплуатации скважины, причем концентрация его в попутно добываемой воде должна быть не менее 5 г/т. Подбор ингибитора отложения солей с учетом его адсорбционной и десорбционной способностей позволит обеспечить наименьший вынос реагента и увеличить время и эффективность предотвращения образования отложений солей. На процессы адсорбции и десорбции влияют гидродинамические условия движения жидкостей, время и другие факторы, воздействие которых изучено недостаточно полно. Для изучения адсорбционного и десорбционного процессов в динамических условиях разработана специальная лабораторная установка на основе УИПН-300 и глубинного пробоотборника ВПП-300. Основным элементом установки является колонка или кернодержатель с адсорбентом. В качестве адсорбента использован дезинтегрированный керновый материал пластов АВ11-2, БВ10 и Ю1 Самотлорского месторождения. Дисперсность измельченной породы пласта 0,10–0,25 мм. Длина колонки 60 мм, диаметр — 12 мм. Результаты исследований по адсорбции на дезинтегрированной модели пласта АВ11-2 («рябчик») Самотлорского месторождения (рис. 6) показывают, что максимальная концентрация ингибитора (100 мг/л) наблюдается для ингибиторов «Азол 3010С» (необходимо прокачать 550 поровых объемов 0,01%-го раствора ингибитора); «Ипроден С1» и «Оптима 017» (630 поровых объемов); «ФЛЭК ИСО-5» (650 поровых объемов). Ингибиторы Uniscale RS 201, «ФОКС 03Н» и Descum 2H 3211C адсорбирутся медленно, для достижения максимальной ад-
Рис. 4. Эффективность ингибирования солеотложений на модели воды пласта БВ10 Самотлорского месторождения
спецвыпуск
31
Химизация процессов добычи нефти и защита внутрискважинного оборудования Рис. 5. Эффективность ингибирования солеотложений на модели воды пласта Ю1 Самотлорского месторождения
сорбции необходимо прокачать от 900 до 1000 поровых объемов раствора ингибитора. В процессе исследования десорбции установлено, что все ингибиторы десорбируются из пласта практически одинаково при прокачке через модель пласта 50–100 поровых объемов попутно добываемой воды. При этом два ингибитора, «Азол 3010С» и «ФОКС 03Н», десорбируются медленнее и не полностью: при прокачке 100 поровых объемов в пласте в адсорбированном состоянии сохраняется около 20 мг/л (рис. 7). Из этого следует, что c точки зрения адсорбции и десорбции для задавки в пласт АВ11-2 Самотлорского месторождения наиболее предпочтительны ингибиторы «Азол 3010С» и «ФОКС 03Н».
ИСПЫТАНИЯ ИНГИБИТОРОВ ДЛЯ ВЕРХНЕ-КОЛИК-ЕГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ По результатам тестирования для защиты скважин от солеотложений Верхне-Колик-Еганского месторождения наибольшую эффективность показали реагенты «СолМастер 7010» марки А и Descum-2 H-3111A. Максималь-
Рис. 6. Адсорбция ингибиторов солеотложений на дезинтегрированной модели пласта АВ11-2 Самотлорского месторождения
32
спецвыпуск
инженерная практика Рис. 7. Десорбция ингибиторов солеотложений на дезинтегрированной модели пласта АВ11-2 Самотлорского месторождения
ную эффективность при минимальной дозировке (10 г/т) проявил реагент «СолМастер 7010» марки А — 83,0%, максимальную эффективность при дозировке 20 г/т проявили реагенты «СолМастер 7010» марки А — 86,8% и Descum-2 H-3111A — 81,1% (рис. 8). Также определена коррозионная активность товарной формы ингибиторов солеотложения (табл. 4). Выявлено, что наибольшую коррозионную активность проявляют реагенты Descum-2 H-3111A «ИВИСОЛ 2511 З» и Gyptron R4601. Минимальная коррозионная активность наблюдается у «ФОКС 03Н», «Азол 3010В», «СолМастер 7010» марки А. Далее определена эффективность защиты ингибиторов солеотложений при дозировке 20 г/т на модели воды Верхне-Колик-Еганского месторождения с добавлением ингибиторов коррозии (табл. 5). На основе этих данных можно сделать вывод, что добавка ингибиторов коррозии не оказывает решающего воздействия на эффективность защиты ингибиторов солеотложений. Наблюдается некоторое увеличение эффективности составов «Азол 3010Н» и «ФОКС 03Н» при совместном использовании с ингибитором коррозии «Кормастер 1035» и Gyptron R4601 при применении с Dodicor V-4543 и Scimol WS 2411. Также экспериментально установлено, что при использовании всех тестируемых ингибиторов в дозировке от 5 до 100 г/т при обводненности продукции 84% образования эмульсии не происходит. Добавление деэмульгатора Tretolite DMO 83344 дозировкой 20 г/т в водонефтяную систему, содержащую ингибитор солеотложений дозировкой 100 г/т с последующим диспергированием, не приводит к образованию эмульсии — происходит раз-
Рис. 8. Эффективность ингибиторов солеотложений на воде Верхне-Колик-Еганского месторождения
Таблица 4
Коррозионная активность товарной формы ингибиторов солеотложения Ингибитор
Скорость коррозии, мм/год
АЗОЛ 3010В
0,015
ФОКС 03Н
0,015
ИВИСОЛ 2511 З
1,80
Dodiscale V 2870K
0,42
Gyptron R4601
1,54
Descum-2H-3111A
3,31
СолМастер 7010 марка А
0,08
спецвыпуск
33
Химизация процессов добычи нефти и защита внутрискважинного оборудования Таблица 5
Эффективность защиты ингибиторов солеотложений при дозировке 20 г/т на модели воды Верхне-Колик-Еганского месторождения с добавлением ингибиторов коррозии (20 г/т) Эффективность при использовании с ингибитором коррозии, % Игнибитор солеотложений
Кормастер 1035
Кормастер 1055
Cortron R 5601
АЗОЛ 5040
Dodicor V-4543
Сонкор 9021
Scimol WS 2411
АЗОЛ 3010В ФОКС 03Н ИВИСОЛ 2511 З Dodiscale V 2870K Gyptron R4601 Descum-2 H-3111A СолМастер 7010 марки А
62,0 67,0 53,0 67,0 54,0 81,0 84,0
61,5 65,0 54,0 66,7 53,0 82,0 88,0
59,0 64,0 52,0 65,0 52,8 81,0 84,5
60,0 65,0 50,0 70,0 55,0 80,0 86,0
50,0 65,0 51,0 65,0 56,0 80,0 83,0
57,0 63,0 50,5 68,0 52,0 83,0 84,0
53,5 60,0 52,0 65,0 56,0 81,5 82,0
Рис. 9. Эффективность ингибиторов солеотложений на воде Хохряковского месторождения
деление водонефтяных слоев, наблюдается четкая граница раздела фаз. По результатам комплексного тестирования к применению на Верхне-Колик-Еганском месторождении рекомендуются ингибиторы «СолМастер 7010» марки А и «ФОКС 03Н».
ИСПЫТАНИЯ ИНГИБИТОРОВ ДЛЯ ХОХРЯКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Для защиты скважин Хохряковского месторождения при малых дозировках 10 г/т наиболее эффективен «СолМастер 7010» марки А, при дозировках более 30 г/т — реагенты «ФОКС 03Н» и Descum-2 H-3111A
Без ингибитора коррозии 60,0 65,4 53,3 66,7 52,8 81,1 86,8
(рис. 9). Максимальную эффективность при минимальной дозировке (10 г/т) проявили реагенты «СолМастер 7010» марки А — 66,7 % и «ФОКС 03Н» — 52,4 %. Максимальную эффективность при дозировке 20 г/т показал «ФОКС 03Н» — 81,0%. Добавка ингибиторов коррозии, как и в предыдущем случае, не оказывает решающего влияния на эффективность действия ингибиторов солеотложений (табл. 6). Следует отметить некоторое увеличение эффективности ингибиторов солеотложений «ФОКС 03Н» и «СолМастер 7010» марки А при их совместном использовании с ингибиторами коррозии соответственно «Кормастер 1055» и «Азол 5040». Экспериментально установлено, что при использовании всех тестируемых ингибиторов дозировкой от 5 до 100 г/т при обводненности продукции 87% образования эмульсии не происходит. Добавление деэмульгатора Decleave S-1569 дозировкой 20 г/т в водонефтяную систему, содержащую ингибитор солеотложения дозировкой 100 г/т, с последующим диспергированием не приводит к образованию эмульсии. В результате комплексного тестирования к применению на Хохряковском месторождении рекомендуются ингибиторы «ФОКС 03Н» и «СолМастер 7010» марки А. ПОДБОР ИНГИБИТОРОВ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ НА УРНЕНСКОМ И УСТЬ-ТЕГУССКОМ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ На Урненском и Усть-Тегусском месторождениях в настоящее время отсутствует фонд скважин, осложненТаблица 6
Эффективность защиты ингибиторов солеотложений при дозировке 20 г/т на модели воды Хохряковского месторождения с добавлением ингибиторов коррозии (20 г/т) Эффективность при использовании с ингибитором коррозии, %
34
спецвыпуск
Игнибитор солеотложений
Кормастер 1035
Кормастер 1055
Cortron R 5601
АЗОЛ 5040
Dodicor V-4543
Сонкор 9021
АЗОЛ 3010В ФОКС 03Н ИВИСОЛ 2511 З Dodiscale V 2870K Gyptron R4601 Descum-2 H-3111A СолМастер 7010 марка А
37,0 81,0 38,4 60,0 49,0 60,0 70,5
39,0 83,0 40,0 59,0 52,5 62,0 72,8
36,5 79,0 39,0 58,2 48,5 59,8 71,0
38,7 82,0 41,5 62,0 51,0 61,0 73,0
35,6 80,5 40,0 60,4 52,0 58,4 70,6
37,0 78,5 40,5 60,5 50,2 60,3 72,0
Без Scimol ингибитора WS 2411 коррозии 35,5 38,7 75,0 81,0 38,1 40,5 56,3 61,9 49,0 52,4 61,0 61,9 69,8 71,4
инженерная практика Таблица 7
Состав твердых отложений Усть-Тегусского и Урненского месторожденний Состав, % Остаток, Полуторные Потери Внешний не окислы при вид раствопрокав т.ч. римый R2O3 ливании Fе2О3 в НСl Усть-Тегусское месторождение
СаО
MgО
Хлориды Н2S кач.
Место отбора пробы
№ скв.
Пласт
Наработка, сут
ЭЦН
2349
Ю2+Ю4
–
Рыхлое
Тип отложений
30,1
4,2
35,5
31,4
27,4
0,6
0,1 прис
Оксиднокарбонатный
8,3
54,6 глина, песок, проппант
27,5
25,9
8,5
н/обн
н/обн
Нерастворимый
Обр. клапан
2228
Ю4
–
Рыхлое проппант
ЭЦН № А903456
2293
Ю2
134
Плотное
31,0
5,2
58,0
55,9
2,6
н/обн
0,1 н/обн
Оксидный
ЭЦНБ5-125, в/с Б800674
2259
Ю2
228
Рыхлое
54,4
0,1
8,5
5,1
34,3
н/обн
0,2 н/обн
Карбонатный
ЭЦН в/с
2322
Ю2
243
Рыхлое
26,3
2,1
63,0
54,9
7,0
н/обн
0,1 н/обн
Оксидный
16,4
6,6 глина
72,8
66,6
4,3
н/обн
0,1 н/обн
Оксидный
2,2
1,7
н/обн
–
Нерастворимый
4,8
2,6
н/обн
н/обн
Нерастворимый
ЭЦНА5-50, № А711354
2170
Ю2+Ю4
29
Рыхлое
ПБ-114АК
4В
–
37
Рассыпчатое
ЭЦНА5-80, в/с 711229
1037
Ю1
263
Рыхлое, проппант
Урненское месторождение 94,0 1,6 2,8 песок 93,7 9,8 проппант, 6,5 глина
ный солеотложениями, однако для предупреждения отложения солей требуется проведение соответствующих мероприятий. Твердые отложения Усть-Тегусского месторождения представлены четырьмя типами: оксидный, нерастворимый, оксидно-карбонатный и карбонатный, отложения Урненского месторождения — одним нерастворимым типом (табл. 7). Отложения оксидного типа представляют собой преимущественно продукты коррозии в виде полуторных оксидов железа, то есть подземное оборудование некоторых скважин Усть-Тегусского месторождения, а именно: скв. №2293, 2322 и 2170, подвержено процессу коррозии; нерастворимый тип отложений — это конгломерат песка, глины и проппанта (скв. №2228, 4В и 1037), выносимых из ПЗП в процессе их эксплуатации, оксидно-карбонатный тип отложения (скв. №2349 из бездействующего фонда) состоит в основном из продуктов коррозии и карбоната кальция, карбонатный тип отложения (скв. №2259) на треть состоит из карбоната кальция. Опыт эксплуатации скважин Самотлорского месторождения, осложненных отложениями карбонатных солей, показал, что интенсивность солеобразования на различных этапах обводнения скважин неодинакова. Наибольшая интенсивность наблюдается в периоды роста обводненности продукции и минерализации попутно добываемой воды. При относительно стабильной обводненности отмечается падение минерализации и заметное снижение выпадения твердых осадков. Начальное обводнение скважин происходит по одному из высокопроницаемых прослоев неоднородного пласта водой, равновесной в физико-химическом отношении. Соли начинают образовываться в момент прорыва воды в скважину по следующему прослою, при смешении ее с во-
дами ранее обводненной части пласта. Именно в этот период отмечается интенсивный рост обводненности скважин и некоторое увеличение общей минерализации попутно добываемой воды. Попутно добываемые воды пластов Ю2 (скв. №2198) и Ю4 (скв. №2228 и 2290) Усть-Тегусского месторождения относятся к маломинерализованным, слабощелочным, по классификации Сулина принадлежат к гидрокарбонатнонатриевому типу, склонны к солеобразованию и способны при определенных термобарических условиях выделять нерастворимый карбонат кальция (табл. 8). Попутно добываемая вода пласта Ю1 (скв. №1046 и 1047) Урненского месторождения является маломинерализованной, нейтральной, относится к хлоркальциевому типу, по индексу насыщения воды обоих скважин способны растворять карбонат кальция, по индексу карбонатной стабильности вода скв. №1046 стабильна, вода скв. №1047 при определенных термобарических условиях может выделять нерастворимый карбонат кальция. Таким образом, попутно добываемые воды Усть-Тегусского и Урненского месторождений по химическому составу относятся к различным типам вод. На основе данных химического состава и индекса карбонатной стабильности (ISt) попутно добываемые воды Усть-Тегусского месторождения более склонны к отложениям солей на нефтепромысловом оборудовании, чем воды Урненского месторождения. При минерализации вод, имеющих щелочную реакцию (рН>7) , как на Усть-Тегусском месторождении, наибольшая интенсивность образования отложений солей имеет место в начальной стадии разработки месторождений. При более высокой минерализации пластовых вод, с рН<7, как на Урненском месторождении, наибольшая интенсивность образования спецвыпуск
35
Химизация процессов добычи нефти и защита внутрискважинного оборудования Таблица 8
Компонентный состав и физико-химические свойства пластовых вод №
Параметр
1 2
рН Плотность, г/см3 Содержание, мг-экв/дм3/мг/дм3: гидрокарбонатов (HCO3-) карбонатов (CO32-) кальция (Ca2+) магния (Mg2+) хлоридов (Cl-) сульфатов (SO42-) железа (Fe2+ + Fe3+) Na+ + K+ Общая щелочность, мг-экв/дм3 Общая жесткость, мг-экв/дм3 Общая минерализация, мг/дм3 Тип воды по Сулину Индекс карбонатной стабильности (Ist) при 20°С
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Модель воды пласта Ю1 Урненского месторождения 6,90 1,017
Модель воды пласта Ю2 Усть-Тегусского месторождения 8,10 1,013
16,8/1024,8 не обн. 63,5/1273 17,0/207 405,9/14389 0,15/7,1 0,07/1,9 342,3/7866 16,8 80,5 24770 Хлоркальциевая 6,16 Вода выделяет карбонат кальция
25,2/1537,2 0,8/24 9,5/190 8,5/104 308,7/10943 0,02/1,1 0,02/0,6 316,7/7278 25,6 18,0 20081 Гидрокарбонатнонатриевая 5,97 Вода выделяет карбонат кальция Таблица 9
Количество выпадающего карбоната кальция в зависимости от места локализации осадка по программе PVT-sim (скв. №1047 пласт Ю1) № 1 2 3
Место локализации осадка Забой Прием насоса Устье
Давление, атм 134 84 12
Рис. 10. Прогнозирование солеотложения по программе «SPOW» на основе данных по химическому составу воды, нефти, газа и технологических параметров работы скв. №1047 Урненского месторождения
Температура, °С 85 83 44
Количество CaCO3, г/м3 663,9 669,8 639,9
отложений солей не совпадает с начальной стадией разработки месторождения. В результате математического моделирования на основании технологических параметров работы скважины и химического состава воды, нефти, газа на примере двух скважин №1047 Урненского месторождения и №2198 Усть-Тегусского месторождения установлено возможное количество выпадающего карбоната кальция по стволу скважины (табл. 9, рис. 10). Из основных результатов тестирования следует, что для условий Урненского и Усть-Тегусского месторождений наиболее эффективен ингибитор солеотложений Uniscale RS марки 201 фирмы «ЮНИТЕК». Из четырех технологий применения ингибиторов солеотложений наименее затратны закачка ингибитора через систему ППД и задавка ингибитора в пласт, наиболее затратна — технология постоянного дозирования по причине высоких капитальных затрат на приобретение и обслуживание дозирующих установок (табл. 10). S Таблица 10
Определение приведенных затрат на одну скважину при закачке ингибитора через систему ППД Наименование показателей Ингибитор с закачкой через ППД* Стоимость 1 кг ингибитора с транспортными расходами, руб. 40 Удельный расход ингибитора, кг/тыс. м3 50 Расход воды системы ППД, тыс. м3/сут 0,3 Защита, сут 180 Стоимость ингибитора солеотложения, тыс. руб. 108 Фактическое соотношение добывающих и нагнетательных скважин 4 Приведенные затраты на одну добывающую скважину, тыс. руб. 27,00 * — расчеты проведены при среднем дебите воды 26 м3/сут для Урненского и Усть-Тегусского месторождений
36
спецвыпуск
Уважаемые читатели! Начиная с августа 2011 года (с №8’2011), инженерно-технический нефтегазовый журнал «Инженерная практика» переходит на платное представление материалов. Бесплатный доступ к содержанию выпусков через интернет-портал www.glavteh.ru будет закрыт. Для того, чтобы оформить подписку на печатную или электронную версию журнала, заполните, пожалуйста, соответствующую анкету на нашем сайте (раздел «Подписка») или свяжитесь с нами по телефону (495) 371-05-74, 371-01-74, (499) 270-55-25. Также Вы можете прислать информацию по факсу (495) 371-01-74 (см. Подписной купон)
СТОИМОСТЬ И УСЛОВИЯ ПОДПИСКИ Стоимость подписки на печатную/электронную версии*: на год – 5830 рублей. на полугодие – 3790 рублей. * Минимальное количество приобретаемых электронных версий журнала – 3.
Скидки при оформлении корпоративной подписки: • От 10 до 20 экземпляров – скидка 5% • От 21 до 30 экземпляров – скидка 10% • От 31 и более экземпляров – скидка 15%
✁ ПОДПИСНОЙ КУПОН ПЕЧАТНАЯ ВЕРСИЯ
ЭЛЕКТРОННАЯ ВЕРСИЯ
Фамилия
Имя
Отчество
Должность Название и юридический статус компании Количество экземпляров журнала Адрес доставки журнала: Индекс
Адрес
Код города, телефон, факс E-mail
Менеджер отдела подписки – Дарья Мирончикова Тел.: +7 (495) 371-01-74, +7 (499) 270-55-25 E-mail: info@glavteh.ru
Сайт