Добыча нефти – отложение солей
Проблема ликвидации отложений солей при добыче обводненной нефти на месторождениях Западной Сибири впервые возникла в 1971 г. К 1979 г. число скважин, эксплуатация которых осложнялась по этой причине, достигло 342.
Наибольшую опасность отложения солей представляют для работы насосного оборудования, снижая, например, межремонтный период работы центробежных электронасосов (ЭЦН) фирмы «РЕДА» до 92, а иногда и до 7—20 сут, гарантийный же период их работы два года.
В 1974 г. на Самотлорском месторождении из-за отложения солей наблюдалось 36,6% всех отказов ЭЦН. В 1976 г. эта величина возросла до 41,8%. Дополнительные затраты на одну скважину, в которой происходило отложение солей, составили по Шаимской группе месторождений 6,4 тыс. руб., по Самотлорскому месторождению — около 20 тыс. руб.
Учитывая важность решения проблемы ликвидации отложения солей в условиях интенсивного обводнения скважин и высоких темпов перевода их на механизированный способ добычи нефти, специалисты СибНИИНП, БашНИПИнефти и НГДУ Главтюменнефтегаза в 1974 г. начали исследовательские и опытно-промышленные работы по изучению причин отложения солей и разработке методов борьбы с ними. Были изучены состав отложений (установлено, что они преимущественно карбонатные), основные гидрогеологические, гидрохимические и термодинамические условия [1—3], способствующие отложению солей, а также показано, что пластовые воды месторождений относятся к хлоркальциевому и гидрокарбонатнонатриевому типам. Процесс отложения солей, как правило, связан с несовместимостью закачиваемых вод с пластовыми и удалением двуокиси углерода из вод при добыче нефти.
В результате исследований были разработаны методы химической и физической защиты оборудования реагентами — ингибиторами отложения солей, подаваемыми в продукцию скважин, а также воздействия на нее акустическим полем.
На Самотлорском и Шаимской группе месторождений с 1974 г. в качестве ингибитора был использован гексаметафосфат натрия (ГМФН), который постоянно добавляли в продукцию скважин и применяли для обработки нагнетаемых вод в системе поддержания пластового давления (ППД). Дозировка ГМФН в продукцию 20 эксплуатационных скважин Самотлорского месторождения позволила увеличить по некоторым из них межремонтный период в 1,5—2 раза, межремонтный период по всем экспериментальным скважинам возрос в среднем на 37%.
Обработка закачиваемых вод в трех нагнетательных скважинах КНС-1 Самотлорского месторождения реагентами в концентрации 10 г/т воды с апреля 1974 г. по август 1976 г. не дала положительного эффекта. Таким образом, было установлено, что в условиях Самотлорского месторождения (пластовые воды хлоркальциевого типа) применять ГМФН нецелесообразно из-за его малой ингибирующей активности и гидролиза.
На Северо-Тетеревском месторождении НГДУ Шаимнефть (пластовые воды гидро-карбонатнонатриевого типа) закачиваемые для ППД воды обрабатывали в 11 скважинах. К январю 1979 г. к эксплуатационным скважинам подошел фронт обработанных вод. Отложение солей в этих скважинах пока не отмечается. Эффективность использования ГМФН на данном месторождении будет определена по окончании эксперимента.
На Самотлорском месторождении с июня 1976 г. более чем в 100 скважинах начаты широкие опытно-промышленные испытания импортных ингибиторов отложения солей фирмы «Петролайт» и «Эссо Кемикл» двумя методами: постоянное дозирование их в затрубное пространство с помощью дозировочных насосов и задавка реагента в призабойную зону пласта.
Постоянная дозировка реагентов в затрубное пространство скважин в количестве 20 г/т добываемой воды позволила повысить межремонтный период их работы в среднем с 92 до 206 сут, ЭЦН «РЕДА» — до 253 сут. (реагенты фирмы «Петролайт») и до 197 сут (реагенты фирмы «Эссо Кемикл»). Хотя за время испытания реагентов наблюдались преждевременные отказы ЭЦН, однако в основном они не были связаны с отложением солей.
Широкое применение метода постоянной дозировки реагентов в затрубное пространство связано с серьезными осложнениями вследствие их высокой коррозионной активности. Так, продолжительность работы дозировочных насосов НД-50-150 составила в среднем 14 сут. За 9 мес. эксплуатации 65 дозировочных насосов из-за коррозии у них более 200 раз меняли плунжерные пары. Есть основания полагать, что длительная подача реагентов в затрубное пространство может привести к коррозии эксплуатационных колонн и НКТ. Поэтому для внедрения метода необходимо изучить влияние закачиваемых реагентов на надежность оборудования скважин, а также разработать и начать серийное производство нормального ряда дозировочных насосов в антикоррозионном исполнении.
К недостаткам указанного метода следует отнести и отсутствие защиты от отложения солей в скважине и в призабойной зоне пласта ниже приема насоса, что снижает дебит скважины. Так, по скв. 4528 за 6 мес. дебит жидкости снизился с 750 до 350 м3/сут, по скв. 317 за два года.— с 1000 до 350 м3/сут, а по скв. 4525 в течение 10 мес.— с 1000 до 100 м3/сут.
В связи с этим особый интерес представляет метод защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей с помощью задавки реагентов в призабойную зону пласта. При этом скважину промывают от отложений, закачивают в нее расчетный объем 10—20%-ного раствора реагента и продавливают его в призабойную зону пласта продавочной жидкостью в объеме, приблизительно равном суточному объему попутно добываемой воды. Испытания метода в более чем 80 скважинах показывают, что при качественных задавках реагентов в пласт (например, скв. 2028 и 2021) после первой обработки скважины эксплуатируются без отложения солей 3—4 мес., после второй — до 8 мес., а после третьей — более года (до применения реагентов межремонтный период скважин составлял 20— 90 сут.).
Вместе с тем при применении метода в больших масштабах эффект значительно ниже. Так из-за недостатка специализированной техники и отсутствия соответствующего опыта работ в 1977 г. из 58 скважин, обрабатываемых ингибитором фирмы «Эссо Кемикл», вторичные обработки проведены лишь в единичных скважинах. По остальным скважинам ЭЦН отказали через 80— 200 сут. работы в результате снижения изоляции электрического кабеля (в 32 скважинах) и заклинивания насосов (в 4 скважинах). Осмотр 20 поднятых насосов показал, что в 4 произошло отложение солей, в 15 — отмечен сильный износ различных деталей ЭЦН, в том числе верхних и нижних текстолитовых шайб, подшипников, вала и рабочих ступеней.
Износ деталей связан, видимо, с повышенным выносом механических примесей из пласта после задавок реагента и несовместимостью высококонцентрированного раствора реагента с минерализованными водами. Так, за 16 мес. до задавок реагента в 93% анализов содержание механических примесей не превышало 100 мг/л, а после задавок реагента в 23% анализов содержание примесей возросло до 150— 400 мг/л при допустимом их содержании в пропорции для отечественных насосов 100 мг/л и ЭЦН «РЭДА» 500 мг/л. В то же время результаты анализа механических примесей в продукции скважин, обработанных реагентом фирмы «Петролайт», показали, что содержание их не увеличилось.
Одним из важных параметров, определяющих качество работ по задавкам реагентов в пласт и эффективность применения данного метода, является время выноса ингибитора отложения солей. Опыт показывает, что после первой обработки призабойной зоны пласта время выноса реагента колеблется в значительных пределах и в среднем составляет около 70 сут. При этом длительность выноса практически не увеличивается, если первичная задавка проведена двумя объемами реагента из расчета на 180 сут. После вторичной обработки скважины время выноса реагента по отдельным скважинам возрастает до 250 сут., после третьей — до 300 сут. Однако нередки случаи, когда время выноса реагента после вторичной задавки не только не возрастает, но даже снижается. Все это указывает на неудовлетворительное качество работ по задавке реагентов в пласт.
Как показывает зарубежный опыт, применение реагентов эффективно, если объем продавочной жидкости при задавках равен суточному объему извлекаемой воды. Для высокодебитных скважин, характерных для Самотлорского месторождения, этот объем составляет 100—800 т/сут. Доставка указанного количества воды автоцистернами объемом 5 м3 существенно осложняет и удлиняет обработку скважин реагентами. Уменьшение же объема продавочной жидкости снижает время выноса реагента из пласта. В связи с этим возникает необходимость обеспечения НГДУ техникой, позволяющей оперативно и качественно проводить задавку реагентов в пласт, а также обеспечения требуемой нормативно-технической документацией, методиками и инструкциями.
К недостаткам метода относится также необходимость подъема насосного оборудования перед проведением работ по задавке ингибиторов отложения солей в призабойную зону пласта. Если работы выполняются через затрубное пространство скважин, оборудованных ЭЦН, нередки случаи повреждения изоляции электрического кабеля. В связи с этим целесообразны исследования по увеличению времени выноса ингибиторов из пласта.
С 1979 г. на Самотлорском месторождении испытывают отечественные ингибиторы отложения солей на основе оксиэтили- дендифосфоновой кислоты (ОЭДФ) и полиэлектролита (ПАФ-73), предложенные специалистами СибНИИНП, Уральского лесотехнического института и Всесоюзного научно-исследовательского института химических реактивов и особо чистых химических веществ. По одним скважинам уже получены положительные результаты, по другим — испытания продолжаются. Для более успешного применения этих реагентов целесообразно ускорить решение вопросов, связанных с промышленным производством отечественных ингибиторов отложения солей в удобном для применения виде, т. е. необходимо, чтобы реагенты не были коррозионноактивными, температура замерзания их не превышала минус 40—50°С, а реагенты поставлялись бы в виде, готовом к применению в скважинах.
Значительный интерес представляет использование акустических полей для предупреждения отложения солей в насосном оборудовании [4, 5]. Метод заключается в резком повышении интенсивности процесса кристаллизации солей в жидкости под действием акустического поля с последующим выносом их из скважины. Акустическое поле создается встроенными вместо одной или нескольких рабочих ступеней в ЭЦН гидродинамическими излучателями (акустическими преобразователями потока) конструкции СибНИИНП, Всесоюзного научно- исследовательского института ядерной геофизики и геохимии [5] и ЦНИЛ Нижневартовскнефтегаз [4].
Испытания ЭЦН с акустическими преобразователями потока проведены в 19 скважинах Трехозерного и Самотлорского месторождений. Межремонтный период их эксплуатации увеличился до 150—200 сут. Однако еще недостаточно полно изучена и обоснована область применимости указанного метода в зависимости от свойств и обводненности нефти, минерализации вод, температуры и давления среды, не до конца решены элементы конструкции преобразователей, обеспечивающие длительную и надежную их работу.
В условиях нефтяных месторождений Западной Сибири применим еще один метод ликвидации отложения солей. Результаты научно-исследовательских работ по изучению совместимости пластовых вод различного типа с нагнетаемыми убедительно показывают, что на месторождениях с пластовыми водами хлоркальциевого типа целесообразно для заводнения применение альт-апт-сеноманских вод, что предотвращает отложение солей. Последующий возврат подтоварных вод в систему ППД также не должен вызывать отложение солей.
В связи с этим технологическими схемами разработки новых нефтяных месторождений предусмотрено применение поверхностных вод после создания в продуктивных горизонтах мощной оторочки апт-альб-сеноманских вод, что позволит существенно увеличить продолжительность разработки месторождений без отложения солей. Это следует учитывать при комплексном решении проблемы разработки месторождений и обосновании источников водоснабжения.
Таким образом, анализ опыта ликвидации отложений солей при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири показывает эффективность применения химических и акустических способов защиты насосного оборудования и целесообразность широкого использования для закачки альт-апт-сеноманских вод на месторождениях с пластовыми водами хлоркальциевого типа. Вместе с тем необходимо совершенствовать существующие и разрабатывать новые, более эффективные методы предупреждения и ликвидации отложений солей при эксплуатации скважин.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аржанов Ф. Г., Дунаев Н. П., Медведский Р. И. О причинах выпадения солей в нефтепромысловом оборудовании в условиях Западной Сибири. — Нефтяное хозяйство, 1976, № 4, с. 51—53.
2. Маринин Н. С., Ярышев Г. М., Ершов В. А. Отложение солей и борьба с ними на месторождениях Западной Сибири. — Нефтяное хозяйство, 1978, № 5, с. 53—54.
3. Чернобай Л. А., Кузоваткин Р. И., Келоглу И. Р. Изучение причин выпадения карбонатов на поверхности нефтепромыслового оборудования. — НТС Нефтепромысловое дело, 1978, № 6, с. 39—41.
4. Чернобай Л. А., Оганесов В. А., Маричев Ф. Н. Исследование действия акустических полей на состояние солевого равновесия.— Тезисы докл. Всесоюзного семинара «Опыт работы по предотвращению отложений солей и парафина в скважинах и нефтепромысловом оборудовании». Пермь, 1978, с. 19—21.
5. Погружной центробежный насосный агрегат / Г. Н. Ягодов, В. Н. Макаров, О. Л. Кузнецов и др. № 629362. — Бюл. изобр. № 39.
УДК 622.276.72
Н. П. Дунаев (Главтюменнефтегаз),
Н.С. Маринин, Г. М. Ярышев (СибНИИНП),
Ф. Н. Марычев
(Нижневартовскнефтегаз)
1979 |
