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

74 диффузионного растворения ингибитора и выноса в скважину насыщенной реагентом пластовой жидкости. Эффективность действия КСУ при определенном подборе конструкции под тип ингибитора обеспечивается изменением геометрических параметров отверстий в дозаторе и в дополнительной ступени дозирования. К преимуществам контейнеров КСУ следует отнести отсутствие ограничений по типу используемого ингибитора, температуре и обводненности пластовой жидкости эксплуатируемых скважин.
Контейнеры КСУ обеспечивают высокую точность дозирования ингибитора и эффективную защиту узлов УЭЦН в осложненных условиях эксплуата ции [14].
Рисунок 32 – Погружной скважинный контейнер универсальный [14]
В целях обеспечения равномерного процесса дозирования в пластовую продукцию жидких реагентов АО "Новомет-Пермь" разработан и серийно выпускается скважинный контейнер со шнеком (КСШ) для жидкого ингибитора
(рисунок 33). Контейнер КСШ устанавливается под основанием ПЭД с применением эластичного разобщителя. В верхней части корпуса, заполненного

75 жидким концентрированным ингибитором, располагается неподвижный шнек, над которым выполнены калиброванные отверстия.
Подача ингибитора из контейнера КСШ реализуется следующим образом.
Пластовая жидкость поступает из скважины в корпус контейнера через отверстия и проходит вдоль лопастей шнека. При этом взвешенные крупнодисперсные частицы, содержащиеся в жидкости, отделяются и оседают на дне контейнера, вытесняя концентрированный ингибитор в верхнюю часть секции и далее в скважину.
Таким образом, при работе контейнера синхронно осуществляются процессы дозирования реагента и очистки пластовой жидкости, а сам контейнер является накопителем крупнодисперсных частиц. Дозирование ингибитора в скважину осуществляется с высокой точностью, так как количество дозируемого реагента пропорционально коэффициенту сепарации шнека. К недостаткам контейнеров КСШ следует отнести ограничения по области применения: не рекомендуется использовать в скважинах с углом наклона более 35° от вертикали
[14].
Рисунок 33 – Погружной скважинный контейнер со шнеком [14]

76
На данный момент наибольшее распространение получил контейнер с твердым реагентом (таблица 16).
Таблица 16 – Внедрение контейнеров КСТР на скважинах, осложненных отложениями солей
Компания
Начало
внедрения
Число
установок
Средняя
наработка УЭЦН
до внедрения
КСТР, сут

77
Сравнение качественных характеристик выноса твердого, жидкого и капсулированного ингибитора из скважинных контейнеров различных конструкций представлено на рисунке 34.
Рисунок 34 – Характер изменение концентрации ингибитора в пластовой жидкости от времени при использовании скважинных контейнеров
1 - КСТР; 2 - КСКР, КСУ; 3 - КСШ
2.6
Современный подход к усовершенствованию технологий с
применением ингибитора солеотложений
Если мы говорим о доставке реагента в пласт, то применяются следующие основные способы: задавка в пласт добывающих скважин, закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибиторов с проппантом при ГРП, введение ингибиторов с жидкостью гидроразрыва при
ГРП, совмещение кислотной обработки с введением ингибитора, и введение ингибитора с жидкостью глушения.
В компании ООО «РН-ЮНГ» уже на протяжении многих лет применяются технологии задавливания ингибитора в пласт. Объем внедрения – более 2200 операций задавки на осложненных солеотложением скважинах. Успешность операций составляет – более 92 %.

78
Рисунок 35 – Разновидности технологии задавки в пласт
2.6.1. Технология задавливания ингибитора в пласт (технология
SQUEEZE)
В мировой практике технология закачки ингибиторов в пласт начала испытываться с 1965 по 1970 гг. на месторождениях Latan East Howard в западном Техасе, Grayburg Jackson, Bone Springs в Нью-Мексико, East Salt Creek в округе натрона (Вайоминг) и т.д. в отечественной практике данная технология применялась с 1970 по 1980 гг. на месторождениях Западной Сибири.
Технология заключается в задавливании пачки ингибитора в призабойную зону пласта, где он адсорбируется и удерживается на поверхности породы. В процессе фильтрации жидкости через ПЗП протекает постепенный процесс десорбции, ингибитор высвобождается и с пластовой жидкостью поступает в скважину, обеспечивая условия предупреждения отложения солей.
Для подготовки поверхности породы, удаления уже образовавшихся отложений рекомендуется совмещать задавливание в пласт с небольшой, по объему, кислотной обработкой скважины. Этот прием одновременно позволяет увеличить проницаемость ПЗП и облегчает процесс доставки ингибитора в пласт.
Работы по задавливанию ингибитора в пласт проводятся во время текущего и капитального ремонта в соответствии с основным планом ТКРС.

79
Работы по задавливанию ингибитора выполняются на скважине:
- с исправной подвеской НКТ (отбракованная, прошаблонированная), спущенной в район нижних дыр интервала перфорации или за 50 м от верхних дыр перфорации для одновременной установки блокирующих составов;
- с исправным состоянием эксплуатационной колонны;
- с исправным состоянием задвижек для закачки.
Давление задавливания определяется приемистостью пласта и не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.
При открытом затрубном пространстве в НКТ последовательно закачать кислотным агрегатом 15 % раствор соляной кислоты и раствор ингибитора солеотложения. После закачки жидкости в объеме НКТ закрывается задвижка на затрубном пространстве. Далее продавливается раствор ингибитора расчетным объемом 1,5 % водного раствора катионного ПАВ либо нефтью на глинизированных коллекторах, затем технологической жидкостью в объеме колонны НКТ. Закрывается скважина на 12 часов для адсорбции реагента и его распределения в порах пласта. По окончании процесса адсорбции из скважины извлечь НКТ, спустить насос, освоить скважину. Повторное задавливание ингибитора в пласт и закачка ингибитора на забой скважины осуществляются при снижении содержания ингибитора в попутно-добываемой воде ниже допустимого минимального уровня (рисунок 36) [12].
Рисунок 36 – Схема закачки ингибирующего состава
1 - пачка раствора оторочки;2 - пачка раствора ингибитора;3 - продавочная жидкость для оттеснения ингибитора в удаленную зону пласта

80
Рассчитывается количество ингибитора (Р, кг), задавливаемого в призабойную зону пласта по формуле:
Р = К · Р
0
· Q
В
· τ
1
/10 3
, (11) где τ
1
– предполагаемое время защиты скважины от солеотложения, сут
(принимать равным не менее 100 сут).
Требуемое время защиты оборудования от солеотложения уточняется из практики или устанавливается Заказчиком и обычно составляет 180 суток. Если при расчете количество ингибитора Р получается меньше 200 кг, то для закачки необходимо брать 200 кг ингибитора.
Объем продавочной жидкости (V , м
3
) рассчитывается по формуле:
V = m · π · r
2
· H
п
+ v, (12) где m – коэффициент пористости; r – предполагаемый радиус проникновения ингибитора в пласт, м
(принимается 3-5 м);
H
п
– вскрытая мощность пласта, м; v – объем НКТ, м
3
Пример расчета.
Примем расчетное время защиты равным 100 сут.
Р = 2,0 · 30 · 20· 0,132 · 1005 · 100/10 6
=15,9 кг (13)
Так как при расчете количество ингибитора Р = 15,9 кг получается меньше
200 кг, то для задавки необходимо брать 200 кг ингибитора.
Достаточно широко эта технология применяется в BP, Chevron Texaco,
Dynea, ExxonMobil, Marathon, ONDEO Nalco, Petrobras, Shell, StatoilHydro. В
России данная технология активно применяется такими компаниями как АО
«Самотлорнефтегаз», ПАО «НК «Роснефть», успешные опытно-промышленные испытания проведены в и ОАО «ТНК Нижневартовск».
2.6.2 Технология дозирования ингибитора солеотложений через
систему поддержки пластового давления
Закачка ингибитора в нагнетательную скважину продолжается в течение месяца ежедневно или через день пачками раствора объемом в 3-6 м
3
. При

81 последующих обработках допустимо сокращение продолжительности обработок до 15 дней в зависимости от адсорбционно-десорбционной способности ингибиторов в пласте.
Пласт работает как осреднительная емкость больших размеров, поэтому концентрация ингибитора, поступающего в добывающую скважину, независимо от залпового режима закачки более-менее постоянна. Закачиваемый в пласт ингибитор частично адсорбируется на поверхности породы, частично уносится потоком пластовых флюидов в зоны пласта не склонные к солеотложению. С учетом общих потерь ингибитора на адсорбцию и унос в удаленные зоны объем ингибитора для закачки берется в два - пять раз выше требуемого для поддержания условий ингибирования в солеотлагающих скважинах.
Адсорбированный на породе пласта ингибитор постепенно десорбируется с поверхности породы и поступает в добывающую скважину.
Закачиваемая в пласт вода может достигать добывающей скважины по наиболее проницаемым пропласткам в течение первых 5-10 дней после закачки
(для каждого из участков скорость продвижения жидкости индивидуальна).
Реальную скорость продвижения жидкости определяют в ходе закачки трассирующих веществ (индикаторные закачки). Вслед за первым поступлением ингибитора к скважине подходит основной фронт закачиваемой воды с десорбированным ингибитором. Поступление ингибитора продолжается в течение 3-6 месяцев с момента начала работ [12].
Расчет количества ингибитора производится по следующим формулам:
При постоянной обработке нагнетательных скважин ежедневная подача ингибитора (кг/сут) должна составлять:
Q
сут
= Q
в
∙ Р
о
∙100/ ((100– П) ∙ 1000), (14) где Р
o
– оптимальная дозировка ингибитора для пластовых вод, г/м
3
;
П – безвозвратные потери ингибитора из-за необратимой адсорбции на породе пласта и в процессе уноса в удаленные зоны пласта, %,
Q
в
– приемистость нагнетательной скважины, м
3
/сут.

82
При периодической обработке расчет объема ингибитора (кг) на один цикл производят по следующей формуле:
Q
сут
= Q
в
∙ Р
о
∙100∙t/ ((100– П) ∙ 1000∙r), (15) где t – время предполагаемой защиты от солеотложения – не менее 180 сут; r – количество циклов обработки.
Обычно при проведении первых 2-5 циклов закачки рекомендуется вводить в обрабатываемую воду ударное количество ингибитора солеотложения
(предпочтительно не менее 100 г/м
3
). Рекомендуется закачивать в нагнетательные скважины 5-10 % раствор ингибитора в попутно-добываемой воде или воде близкой к пластовой по минерализации.
Пример расчета.
Примем расчетное время защиты от солеотложения равным 180 сут.
Количество циклов обработки – 15 циклов. Число циклов обработки ударной дозой ингибитора – 5 циклов. Безвозвратные потери ингибитора из-за необратимой адсорбции на породе пласта и в процессе уноса в удаленные зоны пласта примем 60 %. Оптимальная дозировка ингибитора для пластовых вод - 30 г/м
3
. Приемистость нагнетательных скважин - 1000 м
3
/сут.
Тогда суммарное количество ингибитора для обработки нагнетательных скважин в режиме ударной дозировки (5 циклов) составит:
Q
сут
= 1000∙100∙100∙180∙5/ ((100-60) ∙1000∙15) = 15000 кг (16)
Количество 10 % раствора ингибитора составит: 15 ∙ 100 / 10 = 150 т. (17)
Количество ингибитора для завершающих 10 циклов обработки составит:
Q
сут
= 1000∙30∙100∙180∙10/ ((100-60) ∙1000∙15) = 9000 кг (18)
Количество 10 % раствора ингибитора для завершающих 10 циклов обработки составит: 9 ∙ 100 / 10 = 90 т. (19)
К достоинствам данного метода можно отнести то, что происходит защита всех зон солеотложения, низкие эксплуатационные расходы, и так же, защита целой группы солеотлагающих скважин. Недостатки у данного метода, это прежде всего большой расход ингибитора, и ограниченные условия применения-

83 экономическая целесообразность только в зонах группового размещения солеотлагающих скважин.
Рекомендации по совершенствованию технологий для ППД:
-
Оптимизировать объем и частоту закачки ингибитора в связи с изменяющимися гидродинамическими связями в очаговой солеотлагающей зоне;
-
Подбор ингибирующего состава с малой сорбцией на пласте.
2.6.3 Технология введения ингибитора с жидкостью гидравлического
разрыва и проппантом (технология ScalFrac и ScaleProp)
Преимущества данного метода защита обширной области ПЗП, высокая продолжительность эффекта. дальнейшая эксплуатация скважин не требует специального оборудования при сокращении времени на КРС. недостаток этого метода повышенные требования к совместимости ингибитора с агентом ГРП и значительные затраты на ингибиторы [8].
Рисунок 37 – Введение ингибитора с технологической жидкостью разрыва при гидравлическом разрыве пласта [8]
Применяется также и метод введения ингибитора с проппантом (рисунок
38)

84
Рисунок 38 – Введение ингибитора с технологической жидкостью разрыва при гидравлическом разрыве пласта (с проппантом) [8]
Выбор технологии ингибирования для конкретного случая
Скважины, осложненные отложением солей, отмечаются на карте разработки месторождения. Такая карта называется «проблемной картой»
(рисунок 39).
Рисунок удален, так как содержит коммерческую тайну.
Рисунок 39 – «Проблемная карта» Ванкорского месторождения
На карте отмечают контуром зоны скопления проблемных солеотлагающих скважин, находящихся на участках влияния ограниченного количества нагнетательных скважин.
Существует экономическая целесообразность защиты таких скважин путем закачки ингибитора солеотложения через систему ППД. Впрочем, по отношению к указанным скважинам применимы и методы индивидуального дозирования. Для детального определения нагнетательной скважины, подлежащей обработке ингибитором, следует провести изучение взаимного влияния нагнетательных и добывающих скважин на участке либо выполнить индикаторные исследования направления и скорости движения жидкости в пласте.
Остальные одиночно расположенные скважины месторождения рекомендуется защищать в соответствии с их производительностью. В первую очередь индивидуальными дозирующими установками обеспечивают наиболее высокопроизводительные скважины.