Файл: Томский политехнический университет школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки.pdf

54
-
8-компонентный состав пластовой воды (концентрации ионов Na
+
,
K
+
, Ca
2+,
Mg
2+
, Ba
2+
, Sr
2+
, Cl
–
, SO
4 2–
и HCO
3
в мг/л), полученный в результате лабораторных анализов проб пластовой воды для данной скважины;
- мольный состав газа (мольные доли CO
2
, CH
4
, N
2
) для расчета индекса насыщения для кальцитов;
- рабочие параметры скважины (дебит жидкости, обводненность, плотность нефти), которые определяются из технологического режима работы скважины и корректируются в процессе подбора насосного оборудования;
- термобарические условия (распределения температуры и давления по стволу скважины), определяются с помощью встроенных в RosPump алгоритмов расчета многофазного потока.
Выходным параметром расчетной методики Оддо Томсона является индекс насыщения – SI.
???????? = ????????(
[????????2+]???? [????????2– ]
????
), (4) где Kt
2+
и An
2–
– молярные концентрации ионов, участвующих в формировании солей, К – константа произведения растворимости при равновесном состоянии. Индекс насыщения отражает степень риска выпадения солей в осадок. Для того чтобы оценить этот риск вводятся уровни солеопасности, которые для месторождений Западной Сибири представлены в таблице. Принимается, что при SI <0 выпадения солей не происходит [11].
Таблица 11 – Уровни солеопасности в зависимости от величины индекса насыщения
Уровень
Значение
SI Низкий (I)
< 0,5
Средний (II)
0,5 - 1,0
Высокий (III)
1.0 - 1,5
Сверхвысокий (IV)
> 1,5
Выбор технологии предупреждения солеотложения
В настоящее время существует большой выбор способов борьбы с отложениями солей на элементах оборудования добывающих скважин. К их числу относятся такие методы, как механические способы удаления твердых

55 осадков, обработка электрическим и магнитным полем, акустическое воздействие, использование защитных покрытий и солезащитных материалов, химические методы предотвращения солеотложения. В силу сказанного выше наиболее эффективными и экономически рентабельными являются методы, направленные на предотвращение солеотложения с помощью ингибирования. К числу методов предотвращения отложения солей, имеющих широкое распространение, можно отнести следующие:
- технология постоянного дозирования ингибитора с применением
УДЭ;
- технология периодического дозирования ингибитора; технология задавливания ингибитора в пласт;
- технология применения погружного скважинного контейнера;
- технология размещения ингибитора на забое скважины в зумпф
(шашки, капсулы);
- технология закачки ингибитора в пласт через систему ППД.
В модуле «Солеотложения» реализован расчет первых четырех способов предупреждения солеотложения.
При выборе технологий предупреждения отложения солей довольно часто применяется подход, основанный на имеющемся опыте борьбы с проявлениями солеотложений по результатам данных химического анализа для условий конкретной скважины. При этом, как правило, рассматривается лишь какая- нибудь одна технология и планирование мероприятий по защите от выпадения солей сводится к выбору ее параметров. Алгоритм выбора технологии предупреждения солеотложения в скважине, который реализован в модуле
«Солеотложения» в RosPump использует два критерия, а именно:
1. технологическая эффективность, которая показывает, насколько данная технология является оптимальной для условий скважины;
2. экономическая эффективность, количественным выражением которой является изменение чистого дисконтированного дохода (NPV) за выбранное расчетное время.

56
Исходными данными для расчета являются следующие:
- технологические параметры скважины (глубина скважины и спуска
НКТ, диаметры обсадной колонны и НКТ, дебит жидкости, обводненность, динамический уровень, плотность нефти, напор насоса и др.), которые определяются из технологического режима работы скважины и в ходе расчета параметров насосного оборудования;
- параметры технологий химической защиты (оптимальная дозировка ингибитора, стоимость ингибитора и технологии и др.), которые задаются непосредственно или (оптимальная дозировка ингибитора) вычисляются в ходе расчета;
- экономические параметры для расчета чистого дисконтированного дохода NPV (время расчета, цена на нефть, переменные затраты по жидкости и нефти и т.д.), берутся из встроенной базы RosPump;
- наработка на отказ на солеотлагающем фонде скважин, которая определяется на основе данных обработки статистики отказов насосов.
В качестве выходных параметров выступают следующие:
- расчетные параметры технологий (суточный расход ингибитора
(кг/сут), годовой расход ингибитора (кг/год), ударный расход ингибитора
(кг/сут/зак), число секций контейнера-дозатора, годовой расход продавочной жидкости (м3/год);
- эффективность, определяется как соответствие условиям применения;
- прогнозная наработка на отказ, вычисляется как произведение текущей наработки на коэффициент увеличения наработки, который для каждой технологии задается на основе опытных данных;
- затраты, суммируются стоимость ингибитора, стоимость технологии и стоимость обслуживания технологии;
- изменение NPV, вычисляется как разность доходов (экономия на ремонтах, дополнительная добыча нефти) и затрат.

57
Основным критерием при выборе технологии защиты скважины и подземного оборудования от выпадения солей является область применения технологий. Из числа реализованных в модуле «Солеотложения» технологий
УДЭ и периодическое дозирование гарантировано защищают скважину от приема насоса до устья, технология применения контейнеров-дозаторов – от приема ПЭД до устья, задавливание в пласт – от забоя до устья. Основные ограничения по применению технологий связаны с дебитом жидкости и обводненностью продукции скважин (таблица 12).
Таблица 12 – Технологические ограничения для технологий защиты
Технология
Дебит
жидкости
(м
3
/сут)
Обводненность (%)
Прочие
ограничения
Технология постоянного дозирования
<300 5-100
Технология периодического дозирования
<100 0-100
Неполный вынос воды
Задавливание в пласт
>0 5-100
Применение контейнеров- дозаторов
<150 20-80
Помимо выбора технологии предупреждения солеотложения модуль
«Солеотложения» позволяет осуществлять выбор ингибитора защиты из числа тех, которые имеются в базе RosPump или внесены непосредственно пользователем (формула 5).
???? =
с2−с1
с0−с1
∗ 100, (5) где C0 – начальная концентрация солеобразующего иона в воде, C1 – концентрация солеобразующего иона в растворе без ингибитора, C2 – концентрация солеобразующего иона в растворе с ингибитором. При одинаковой эффективности предпочтение отдается тому ингибитору, который имеет меньшее значение произведения дозировки и стоимости. В таблице 13
(приложения В) приведена эффективность ингибитора солеотложения [11].
Модуль «солеотложения» в программе подбора погружного
оборудования RosPump

58
Основное назначение программы подбора погружного оборудования
RosPump, в которой реализован модуль «Солеотложения», состоит в выборе насосного оборудования (для УЭЦН - насос, ПЭД, кабель, для УСШН - насос, штанги, станок-качалка, для фонтана - штуцер) для конкретной скважины с целью обеспечения желаемых дебита жидкости и забойного давления. В качестве исходных параметров программа использует данные технологического режима работы скважины или данные, которые пользователь вводит вручную. Выбор способа эксплуатации реализован во вспомогательном модуле «Сравнение способов эксплуатации».
Модуль «Солеотложения» организован в виде дополнительного элемента в общей структуре интерфейса RosPump. Он не оказывает влияния на работу других модулей, но вместе с тем использует данные и алгоритмы основной программы. Схема функционирования модуля «Солеотложения» в RosPump организована следующим образом. На первом этапе происходит загрузка данных технологического режима работы анализируемой скважины, которые берутся как исходные для проведения расчетов. На втором этапе происходит вычисление параметров рабочей точки – точки пересечения индикаторной кривой и кривой лифта в скважине.
Ориентируясь на параметры рабочей точки, программа предлагает насосное оборудование, которое позволит обеспечить требуемые дебит и забойное давление. Модуль «Солеотложения» активируется после того, как выбрано насосное оборудование и определен дебит скважины. При работе в данном модуле пользователь последовательно загружает данные по химическому составу воды и газа и производит расчет прогнозных параметров
(индекс насыщения, уровни солеопасности, выбор технологии защиты и ингибитора). На заключительном этапе формируется итоговый протокол, в который, помимо параметров насосного оборудования, заносятся также результаты расчетов в модуле «Солеотложения».
Общий интерфейс блока «Солеотложения» включает в себя окно
«Параметры расчета», содержащее исходные данные (параметры воды и газа,

59 параметры технологий), окно «Результаты расчета» (расчетные параметры технологий защиты) и вкладки окон «Общий прогноз», «Прогноз отложений кальцитов», «Прогноз отложений сульфатов» и «Тип и дозировка ингибитора».
В меню RosPump имеется активная кнопка «Рассчитать», при нажатии которой происходит расчет параметров технологий предупреждения солеотложения.
После нажатия кнопки «Загрузить данные для солей» автоматически загружаются параметры химического состава пластовой воды и газа для данной скважины, если они имеются в базе данных, или параметры, осредненные по месторождению и пласту, если они в базе данных отсутствуют. Параметры технологий, в том числе наработка на отказ до применения защиты от солеотложения, задаются по умолчанию. Пользователь имеет возможность изменять все значения параметров в окне «Параметры расчета» [11].
Для наглядности в окнах «Прогноз отложений кальцитов»/«Прогноз отложений сульфатов» рисуются карты солеопасности для сульфатов и кальцитов. Каждая карта представляет собой двумерный график, строится в координатах давление-температура и показывает соответствующие им уровни солеопасности по расчетному значению индекса насыщения. Дополнительно на карте нанесена кривая зависимости температуры от давления для скважины, при этом верхняя точка соответствует параметрам на забое, зигзагообразный участок обозначает место подвески ПЭД и насоса: по направлению от приема к выкиду давление и температура растут квазилинейно.
Для более наглядного восприятия карту дублирует рисунок скважины, на котором различные ее участки окрашены в цвет, соответствующий тому или иному уровню солеопасности. Кроме того, здесь содержится текстовая информация, поясняющая результаты расчетов: уровни солеопасности с ранжировкой, тип (химическая формула), место выпадения и уровень солеопасности для пяти зон возможного отложения солей (призабойная зона, обсадная колонна, ПЭД+насос, колонна НКТ и устье), значения среднего и максимального индекса насыщения, оптимальная технология предупреждения солеотложения в скважине на основе проведенных расчетов.

60
В окне «Результаты расчета» для каждой технологии рассчитываются эффективность, прогнозная наработка, затраты и изменение NPV. Кроме того, дополнительно указываются параметры технологий (суточный и годовой расход ингибитора, число секций контейнера и т.д.). Окно «Тип и дозировка ингибитора» содержит список и дозировку ингибиторов, рекомендуемых к применению, которые оформлены в виде таблицы. Цветом выделяется ингибитор и дозировка, при которой защита от выпадения солей наиболее эффективна.
Рисунок 22 – Примеры интерфейса модуля «Солеотложения» в RosPump
Методика прогнозирования солеотложения с помощью индекса насыщения и алгоритм выбора технологии защиты на основе технико- экономического сравнения, которые реализованы в модуле «Солеотложения»
RosPump, могут быть успешно использованы при анализе риска выпадения солей и планировании мероприятий по их предупреждению для группы скважин или месторождения в целом. Если химический состав пластовой воды для группы анализируемых скважин примерно одинаков, можно построить карту солеопасности для отдельно взятого пласта или месторождения в координатах

61 давление-температура. Карта может быть использована для оценки риска выпадения солей на забое или приеме насоса, если в этих точках известны давление и температура пластовой жидкости. Другой график, на котором для каждой скважины откладываются ее среднее и максимальное значения индекса насыщения, используется для выделения фонда скважин с высоким риском отложения солей.
Технико-экономический анализ применимости различных технологий предупреждения солеотложения позволяет построить карту применения технологий для месторождения в координатах дебит жидкости-обводненность, которая позволит проводить экспресс-планирование мероприятий по защите скважин от выпадения солей в зависимости от технологического режима их работы (рисунок 23) [11].
Рисунок 23 – Определение оптимальной технологии защиты от солеотложения
Эффективность ингибиторов солеотложений зависит от технологии их применения в условиях конкретных месторождений. Применяется целый ряд способов подачи ингибиторов солеотложений, в том числе, в зависимости от объекта (таблица 14). Если мы говорим про скважину, то возможны следующие варианты: дозирование с помощью устьевого дозатора в затрубное пространство дозатором типа УДЭ, дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру, периодическая закачка в затрубное пространство с помощью агрегатов, и применение погружных скважинных контейнеров с реагентом. Иногда ингибиторы солеотложений закачиваются совместно с

62 жидкостью для воздействия на пласт с целью предотвращения выпадения солей после проведения работ по интенсификации добычи нефти. При этом должна быть проверена химическая совместимость ингибиторов с жидкостями, к примеру, с жидкостями для (гидравлический разрыв пласта) ГРП.
Подача ингибиторов солеотложений в пласт совместно с жидкостью гидроразрыва при
ГРП в Западной Сибири увеличивает межремонтный период УЭЦН и продуктивность нефтяной скважины. приведены многие успешные результаты исследований применения технологии задавливания и размещения в ПЗП водного раствора ингибиторов солеотложений добывающих скважин под давлением (технология Squeeze), которая является общепринятой. Главным плюсом является увеличение межремонтного периода УЭЦН после задавливания ингибиторов солеотложений в ПЗП.
Таблица 14 – Объекты и способы подачи ингибиторов солеотложений
150>100>300>0>