Файл: Анализ эффективности методов борьбы с солеотложениями при.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 178
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
58 производные фосфоновой и фосфорной кислоты, низкомолекулярные поликарбоновые кислоты, полимеры и сополимеры кислот типа акриловой или малеиновой, а также различные композиции перечисленных соединений.
Для получения наибольшего ингибирующего действия по отношению к неорганическим солям иногда в состав ингибитора вводят несколько типов веществ.
Некоторые из них могут непосредственно и не являться ингибиторами солеотложений, но усиливать их действие, например, ПАВ неионогенного типа [2;
14].
В настоящее время установлены требования к физико-химическим характеристикам ингибиторов солеотложений. Важнейшее из них – высокая эффективность ингибирования процессов отложения солей, низкая температура замерзания (до минус 50°С), низкая коррозионная агрессивность, малая токсичность, совместимость с пластовыми водами, отсутствие отрицательного влияния на процессы подготовки нефти, способность хорошо адсорбироваться и медленно десорбироваться с породы пласта [1].
При правильном подборе ингибитора солеотложения и соответствующей технологии его применения может быть обеспечено предотвращение выпадения солей на всем пути движения скважинной продукции от забоя до пунктов подготовки нефти и воды [2; 14]. Независимо от типа ингибитора и механизма его действия, положительные результаты могут быть лишь при условии постоянного присутствия реагента в растворе в минимально необходимых количествах. При этом наилучшие результаты достигаются при условии ввода ингибитора солеотложения в поток жидкости до начала процесса кристаллизации солей [1].
В настоящее время в условиях Верх-Тарского нефтяного месторождения реализуются следующие технологии ингибирования:
периодическая закачка в скважину с последующей продавкой по НКТ или по затрубью в призабойную зону пласта водного раствора ингибитора солеотложения 3-5%-ной концентрации;
59
непрерывная подача реагента в поток добываемой жидкости с помощью специальных блочных дозировочных устройств и установок;
периодическая подача реагента в систему с помощью специальных блочных дозировочных устройств и установок. Последовательно могут осуществляться комбинированные способы подачи ингибитора: вначале периодическая закачка, затем через 2–6 месяцев непрерывная дозировка или периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины [2; 14].
Технология задавливания ингибитора в пласт
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 [2]. Вынос ингибитора до минимальных концентраций реагента, требуемых для эффективного ингибирования, обеспечивает предотвращение выпадения НОС на всем пути движения жидкости, начиная от ПЗП.
В связи с этим ингибитор должен быть не только высокоэффективным, но и хорошо адсорбироваться на поверхности породы пласта при продавке его в скважину и медленно десорбироваться при последующем извлечении жидкости из скважины.
Предпочтение отдается тем ингибиторам, которые могут десорбироваться из пласта в течение 4–12 мес. [1].
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.
Процесс задавливания ингибитора в пласт состоит из следующих этапов:
Предварительная закачка. На этом этапе закачивается слабый водный раствор ингибитора с целью уменьшения адгезии ингибитора в призабойной зоне
60 пласта, чтобы в дальнейшем основная масса ингибитора прошла более глубоко в пласт.
Основная закачка. На этом этапе производится нагнетание основной массы раствора ингибитора.
Продавливание. Раствор ингибитора продавливается от призабойной зоны в более нагретые зоны вглубь пласта. Адсорбция и осаждение увеличиваются в более нагретых зонах.
Запирание скважины. На этом этапе происходит интенсивная адсорбция или осаждение ингибитора в пласте. Время реагирования пласта 6-12 часа.
Вывод скважины на режим.
Можно ввести дополнительные этапы, способствующие более успешному проведению обработок [2].
После проведения продавки на скважине организуется контроль за выносом ингибитора путем периодических отборов проб добываемой воды (через 2 – 3 недели) и определением концентрации ингибитора. Концентрация ингибитора в воде постепенно уменьшается до минимальных значений, требующихся для ингибирования солей. До этого времени обеспечивается защита скважины и оборудования от отложения солей. При снижении содержания ингибитора в добываемой воде ниже эффективной концентрации осуществляют повторную закачку ингибитора в призабойную зону пласта. С увеличением периодичности обработки — это значение корректируется с учетом данных на конкретном объекте
[1; 2].
Одним из способов повышения эффективности метода продавки ингибиторов в ПЗП является подача ингибиторов в составе двухфазной пены. Сущность способа заключается в медленном разрушении закачанной в пласт пены, что обеспечивает снижение интенсивности десорбции ингибитора в начальный момент времени. Это позволяет добиться более равномерного во времени выноса ингибитора и сократить водоприток. Продолжительность между обработками при этом увеличивается, достигая 14 мес. и более [1; 14].
61
Период времени защиты оборудования и ПЗП устанавливается из практики применения ингибитора солеотложения.
Технология непрерывного дозирования ингибитора
Метод заключается в подаче ингибитора в затрубное пространство скважины в постоянном режиме с помощью стандартной дозирующей установки, подключенной к полевой затрубной задвижке скважины. Схема обвязки данной установки с устьем скважины представлена на рисунке 9.
Рисунок 9 - Схема обвязки для непрерывного дозирования в затрубное пространство скважины
Наземное оборудование представлено дозировочной установкой (1), наземным трубопроводом (2), и устройством ввода капиллярного трубопровода в устьевую арматуру (3 или 4).
Технология непрерывного дозирования применяется для защиты скважин, осложненных солеотложением на скважинном оборудовании, для защиты наземного оборудования и трубопроводных коммуникации, резервуаров, системы ППД.
62
Под действием собственного веса струя ингибитора перемещается до динамического уровня, где происходит смешение со скважинной жидкостью в затрубном пространстве. Так как плотность водного раствора ингибитора выше плотности жидкости в затрубном пространстве (нефти), то под действием силы тяжести раствор поступает на прием ЭЦН. Ингибитор солеотложения практически не растворяется в нефти и не накапливается в жидкости затрубного пространства.
В системе ППД Верх-Тарского месторождения используется смешенная вода
(подтоварная с нефтедобычи и сеноманская с водозабора). Смешение этих вод происходит на РВС. Для предотвращения солеотложения подачу реагента по технологии постоянного дозирования необходимо осуществлять в точку ввода в систему до смешения этих вод. В данном случае рекомендуется осуществлять подачу ингибитора в общий коллектор линии водозаборных скважин.
Данный метод считается надежным, хотя требует постоянного контроля и обслуживания установок дозирования реагента. Технология непрерывного дозирования применяется для защиты скважин, осложненных солеотложением на скважинном оборудовании, для защиты наземного оборудования и трубопроводных коммуникации, резервуаров, системы ППД.
В системе внутрипромыслового сбора и подготовки нефти ингибиторы подаются в последовательности, как и для скважин. Определяется место отложения солей, проводятся работы по их очистке и устанавливается дозировочное оборудование [14].
На Верх-Тарском нефтяном месторождении для постоянного дозирования реагента предлагается применение погружных скважинных дозаторов или контейнеров с гранулированными твердыми реагентами, устанавливаемых ниже
ПЭД ЭЦН. В настоящее время сконструировано большое количество глубинных контейнеров и дозаторов.
Скважинный жидкостный дозатор, представленный на рисунке 10, устанавливают в скважине под приемом скважинного насоса. Верхнюю и нижнюю
63 части контейнера заполняют жидким ингибитором с плотностью, большей плотности жидкости в скважине.
Рисунок 10- Глубинный жидкостный дозатор: 1 – верхний контейнер; 2 – штуцер перепускной; 3 – игла; 4 – патрубок; 5 – шток; 6 – нижний контейнер; 7 – цилиндр;
8 – патрубки; 9 – поршень; 10 – пружины; 11 – штуцер с дозировочным отверстием; 12 – камера.
Дозатор действует по следующему принципу. В результате перепада давления под поршнем (так как плотность ингибитора выше плотности жидкости в скважине, а также площадь поршня значительно больше площади отверстия в штуцере) поршень перемещается вверх, игла перекрывает отверстие в штуцере и ингибитор из нижнего контейнера подается через отверстие в штуцере.
По мере истечения ингибитора из отверстия в штуцере уровень в контейнере понижается до определенной отметки, соответствующей такому перепаду давления, при котором поршень, шток и игла переместятся вниз. Через открывающееся отверстие в штуцере из верхнего контейнера по патрубку начинается, перелив ингибитора из нижнего контейнера. Уровень в контейнере растет, и когда достигает
64 прежнего значения, поршень, шток и игла вновь переместятся до полного опорожнения верхнего контейнера.
Наличие регулирующего устройства в жидкостном дозаторе позволяет обеспечить оптимальную дозировку и стабильный расход ингибитора [1; 21].
Контейнер с гранулированными твердыми реагентами представляет собой перфорированный металлический пенал, заполненный твердофазной ингибиторной композицией. Дозирование реагента осуществляется путем его постепенного растворения и вымывания добываемой жидкостью. Габарит погружного скважинного контейнера должен соответствовать диаметру эксплуатационной колонны, масса ингибиторной композиции до 120 кг. Конструкция контейнера разборная и состоит из нескольких секции, соединенных резьбовой муфтой, что обеспечивает удобство его загрузки, транспортировки и монтажа. Контейнер крепится к компенсатору ЭЦН шарнирной подвеской, шарнир допускает отклонение оси погружного скважинного контейнера не менее 5° в любом направлении относительно продольной оси контейнера. Опыт применения погружных скважинных контейнеров на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» позволил увеличить наработку на отказ ЭЦН в 2,5-5,3 раза.
Для постоянного дозирования ингибиторов солеотложения с устья на прием
ЭЦН возможно применение специального капилляра, спускаемого по НКТ непосредственно к приемной сетке насоса. Без применения данного капилляра дозируемый ингибитор, проходя через толщу скважинной жидкости в затрубном пространстве, реагирует с ней, погружным оборудованием и НКТ. Таким образом, на прием ЭЦН он попадает уже частично отработанным. Благодаря применению капилляра, уменьшается коррозионное воздействие ингибитора солеотложений на погружное оборудование, а также происходит существенная экономия дорогостоящих ингибиторов [13].
65
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Технология периодического дозирования в затрубное пространство
скважины
Технология заключается в серии одноразовых закачек пачек ингибитора в затрубное пространство скважины с частотой один раз в 7, 15 или 30 дней в зависимости от производительности скважины.
Обработке подвергаются скважины с низкой производительностью, где отсутствуют условия немедленного выноса всего объема ингибитора насосом. При использовании данной технологии существуют два пути поступления ингибитора на прием ЭЦН: из затрубного пространства и с забоя скважины. При выводе скважины на режим после глушения часть затрубного пространства заполнена раствором глушения. Введение ингибитора в затруб в этом случае сопровождается его растворением в растворе глушения. При пуске скважинный насос начинает отбирать жидкость из затрубного пространства, и растворенный ингибитор поступает на прием ЭЦН. При замещении раствора глушения в затрубном пространстве на нефть часть подаваемого ингибитора, спускаясь на прием насоса под действием собственного веса, поступает в насос, а часть из-за малой скорости восходящего потока успевает опуститься в поднасосное пространство и на забой скважины. В последнем случае растворившийся в водной среде на забое скважины ингибитор постепенно выносится с потоком. Возможна непосредственная задавка насосным агрегатом раствора ингибитора на забой скважины.
В процессе эксплуатации скважины в затрубном пространстве сосредоточен слой нефти. Движение через него водного раствора ингибитора СО нерастворимого в нефти протекает достаточно быстро. В этой связи применение технологии рекомендуется только в том случае, если раствор ингибитора залавливается на забой, а ее эксплуатация сопряжена с неполным выносом жидкости, скапливающейся на забое.
66
4 ТЕКУЩАЯ ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ СОЛЕВОГО ФОНДА СКВАЖИН
ВЕРХ-ТАРСКОГО
НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
И
ПОДБОР
ИНГИБИТОРОВ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ ДЛЯ УСЛОВИЙ ВЕРХТАРСКОГО
НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Общая технологическая схема нефтесборных коллекторов кустовых площадок и напорного нефтепровода УПСВ - ЦПС Верх-Тарского месторождения нефти ОАО
«Новосибирскнефтегаз» приведена в Приложении Г, а на рисунке 11 – принципиальная схема внутрипромылового назначения наземных коммуникаций
[2].
Рисунок 11 - Технологическая схема сбора, транспорта и системы ППД
Верх-Тарского месторождения.
4.1 Локализация проблемы солеотложения
Проблема солеотложения подтверждена в большинстве добывающих скважин, непосредственно на оборудовании погруженных насосов (ЭЦН, ПЭД и
КРБК), на НКТ и в ПЗП скважины. Толщина отложений значительна. Проблема появилась после установки высоконапорных насосов и с увеличением обводненности добываемой продукции. Отложения солей выявлены на подземном
67 оборудовании.
Преждевременные отказы электропогружных установок значительны, в том числе, из-за солеотложения соли на валу, на ступицах рабочих колес ЭЦН, в ниппеле, на рабочих ступенях между ступицей и аппаратом.
В Приложении Д приведены результаты анализа преждевременных отказов скважин Верх-Тарского месторождения в 2007 - 2008 годах, в частности, по причине отложения солей в ЭЦН. По Протоколам ПДК, преждевременный отказ подземного скважинного оборудования по причине солеотложения, МРП скважин в течение
2007 года по апрель 2008 года составил [2]:
в течение первых 60 суток – отказало 19 скважин;
в период от 2 до 6 месяцев – отказало 16 скважин;
в промежуток времени от 0,5 до 1,0 года – отказало 9 скважин;
более 1,0 года – отказало 6 скважин.
При этом основными причинами отказа электропогружных оборудований являются:
налет на деталях устройств – 33 отказа;
отложение солей – 6 отказов; • оборудование забито солями – 11 отказов.
4.2 Текущая оценка ингибирования солеотложения на скважинах
Для оценки текущего состояния ингибиторной защиты от солеотложения выбраны 5 скважин из обрабатываемого солевого фонда.
Подбор производился с учетом технологических режимов и изучением динамики наработки скважин на отказ, межремонтные периоды работ вышеуказанных скважин по причине солеотложения на оборудованиях УЭЦН распределены следующим образом (таблица 6).
Таблица 6 - Динамика наработки скважин на отказ по причине солеотложения
Скважина
Запуск
Отказ
Наработка, сут
117 17.07.2016 17.02.2017 216 01.03.2017 17.03.2017 17 22.03.2017 28.05.2017 67
68 119 25.06.2016 06.04.2017 285 127 06.05.2016 11.01.2018 615 501 21.07.2016 08.01.2017 171 516 17.06.2017 16.01.2018 216 18.10.2016 13.06.2017 238
Проведены отборы проб скважинных жидкостей и лабораторные исследования на остаточные содержания ингибитора солеотложений (ХПКС- 004
ПС) со скв. №№ 117; 119; 127; 501 и 516. В таблице 7 приведены результаты анализов остаточного содержания ингибитора солеотложений в попутно- добываемой воде [2].
Таблица 7 - Анализ остаточного содержания ингибитора солеотложений ХПКС -
004 ПС, (гр/м
3
)
Скважина
Куст
Июль 2018
Сентябрь 2018
Декабрь 2018 117 6
6,8 8,1 119 5
7,1 11,0 9,8 127 5
501 1
3,2 8,7 506 8
5,2 5,5 6,3
Повышением обводненности продукции скважин в процессе разработки Верх-
Тарского месторождения усугубляется проблема отложения твердых солей.
Технологические методы защиты предотвращения солеотложения на данном этапе себя не оправдывают. В условиях динамизма ионного состава водной среды и высоких положительных значений индексов насыщения промысловых вод, для борьбы с процессом солеотложения рекомендуется применять ингибирование промысловой жидкости.
Выбор химреагента и его первичная удельная дозировка устанавливается лабораторными испытаниями ингибиторов солеотложения на модельных водах.
69
Кроме защитной способности к ингибиторам солеотложения предъявляются следующие требования:
обладать совместимостью с пластовыми и попутно-добываемыми водами;
обладать совместимостью с другими реагентами;
обладать термостойкостью;
характеризоваться хорошей адсорбционно-десорбционной способностью;
проявлять низкую коррозионную активность;
не ухудшать качество нефти;
быть не токсичным и экологически безопасным.
ЗАО "КОРМАКО" проведено комплексное лабораторное тестирование ингибиторов солеотложения для условий Верх-Тарского месторождения (5 реагентов). Дополнительно проанализировано в лабораторных условиях, применяемый в настоящее время ингибитор комплексного действия ХПКС-004(ПС)
[2; 19].
4.3 Предварительные испытания химических реагентов
Исследования химических реагентов проводились с целью определения образца, который обладал бы наилучшими защитными свойствами и удовлетворял требованиям, предъявляемым к ингибиторам солеотложения; установления и рекомендации реагента, обладающего наибольшей экономической эффективностью, которая заключается в проявлении наилучших характеристик, достижении максимального эффекта ингибирования СО при минимальном удельном расходе.
70
4.3.1 Технологические и физико-химические свойства
На данном этапе оценивались такие характеристики химреагентов, как: тип реагента и сфера его применения, внешний вид товарной формы образца, доля нелетучих веществ, плотность, кинематическая вязкость при 20 °С, температура замерзания, pH и растворимость в различных средах. Результаты тестирования технологических и физико-химических свойств, представленных образцов ингибиторов солеотложения приведены в таблице 8 [2; 19].
Таблица 8 - Физико-химические свойства химреагентов
4.3.2 Коррозионная агрессивность товарной формы реагента
Условие тестирования: выдержка стальных образцов свидетелей коррозии
(ОСК) в товарной форме реагента при температуре 300 С. Коррозионная активность оценивалась по потере массы ОСК за определенное время.
71
По результатам данного теста наиболее высокую степень коррозионной агрессивности при длительном контакте товарной формы реагента проявляют образцы № 4 и 5, наименьшую – №2 [2; 19].
Результаты тестирования приведены в таблице 9.
Таблица 9 - Активность тестируемых регентов на коррозию
КОРРОЗИОННАЯ АГРЕССИВНОСТЬ ТОВАРНОЙ ФОРМЫ ИНГИБИТОРОВ
СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ
Химпродукт
Период экспозиции
Гравиметрия
Дата установки
Дата снятия Экспозиция, сут
Скорость коррозии, мм/год
Средняя
Макс
Реагент №1 15.10.2018 05.11.2018 21 0,0695 0,0761
Реагент №2 15.10.2018 05.11.2018 21 0,0045 0,0051
Реагент №3 15.10.2018 05.11.2018 21 0,0534 0,0616
Реагент №4 15.10.2018 05.11.2018 21 0,5625 0,6064
Реагент №5 15.10.2018 05.11.2018 21 0,3704 0,4664
ХПКС004(ПС) 15.10.2018 05.11.2018 21 0,0692 0,0766
4.3.3 Стабильность ингибитора при длительном контакте с
углеродистой сталью
Условие тестирования: Выдержка стальных образцов в товарной форме реагента в течение 7 суток при температуре 300С. Соотношение площади поверхности образца и объем реагента 0,3.
Критерий отсева реагентов - выпадение осадка не допустимо. Результат тестирования представлен в Приложении И.
Испытуемые химические реагенты стабильны при длительном контакте с углеродистой сталью. Несмотря на то, что реагенты №№ 1, 4 и 5 в ходе теста теряют
72 присущий им в товарной форме металлический блеск, ни один из них не допускает выпадение осадка [2; 19].
4.4 Сравнительное тестирование защитных свойств ингибиторов
солеотложения
Определение рецептуры приготовления модельной воды для испытаний определяется согласно РД 39-0148070-026ВНИИ-86 "Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения" на основании проведенных анализов ионного состава воды и расчета показателя стабильности воды [2; 19].
4.4.1 Прогноз стабильности промысловых вод
Прогнозирование выпадения нерастворимых солей определяют по показателю стабильности или индекса насыщения ПС (iS). Наиболее широкое применение нашла методика оценки возможности образования твердых осадков с использованием индекса насыщения (метод Ланжелье). Превышение фактической величины рН над расчетной pHs, т.е. когда значения индекса насыщения положительны, свидетельствует о нестабильности минерализованной среды и возможности образования твердых отложений солей. Выпадение осадка происходит при значениях iS > (0,5-0,7).
Промысловые воды Верх-Тарского месторождения характеризуются положительным индексом насыщения, рассчитанным по формуле:
Для попутно-добываемой воды…………………………………1,28
Индекс - iS для подтоварной воды……………………………...0,86.
73
4.4.2 Рецептура модельной воды
На основании анализа ионного состава промысловых вод разрабатывается рецептура модельной воды, используемой для тестирования образцов реагентов- ингибиторов СО. Ионный состав и индекс насыщения модельной воды должны полностью соответствовать аналогичным показателям добываемых и подтоварных вод для отражения реальных процессов солеобразования в условиях месторождения.
В таблице 10 приведена рецептура приготовления модельной воды для испытаний согласно РД 39-0148070-026ВНИИ-86 [2; 19]
Таблица 10 - Солевой состав модельной воды
Модель попутно добываемой воды содержит избыток гидрокарбоната HCO3 -
Исходн ые раствор ы
Солевой состав модельной воды, г/л
Индекс насыщен ия
CaCl
2
MgCl2∙6H
2O
NaHC
O3
Na2S
O4
Fe
Cl3
Na
Cl
Раствор
А
1,66 0,84 0
0 0
6,28 1,30
Раствор
Б
0 0
1,65 0
0 0
4.4.3 Сравнительное тестирование защитной способности от
солеотложения
Цель испытания:
Определение принципиальной возможности применения ингибитора;
Выявление оптимальных дозировок в лабораторных условиях - определение минимальной рабочей дозировки реагента, при которой достигается максимальный эффект защиты.
В данной работе оценка эффективности реагентов проведена химикоаналитическим методом на минерализованной модельной воде в лабораторных условиях.
74
Результаты лабораторного тестирования ингибиторов солеотложения не устанавливают удельный расход при дозировании их в промысловых условиях, а служат для сравнительной оценки эффективности испытуемых реагентов и возможности их применения для условий данного месторождения.
Условия тестирования:
Продолжительность термостатирования 4 часа при температуре 75 0С.
Тестирование проводилось на модельной воде с индексом карбонатной стабильности - 1,3 при дозировках химреагентов - 5, 10, 15, 20, 25, 50 г/т.
Описание теста:
Эффективность ингибиторов солеотложения определялась согласно методике экспериментального определения оптимального содержания ингибитора солеотложения, приведенной в РД 39-0148070-026ВНИИ-86 "Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения".
Необходимые реактивы:
• образец ингибитора солеотложения;
• хлористый кальций безводный; • хлористый магний;
• хлористый натрий; • кислый углекислый натрий;
• трилон Б, 0,05 н;
• мурексит - индикатор (смешанный с NaCl в соотношении 1:100).
Процедура тестирования:
• приготовление 1,0 литра модельной воды, не содержащей кислый углекислый натрий (раствор I) и 1,0 литра раствора кислого углекислого натрия
(раствор II);
• определение истинного содержания ионов кальция и гидрокарбоната методом титрования (РД 39-23-1055-84);
• приготовление стандартного рабочего раствора ингибитора солеотложения путем разбавления 0,1 г реагента в небольшой порции дистиллированной воды с последующим доведением объема раствора до 100 мл. В одном мл полученного раствора содержится 1,0 мг ингибитора;
75
• в серию колб емкостью 250 мл помещается по 100 мл раствора I и добавляется стандартный рабочий раствор ингибитора 1,0; 2,0; 3,0; 4,0; 5,0 и 10,0 мл.
Затем в колбы добавляют по 100 мл раствора II. Дозировки ингибитора составляют соответственно 5, 10, 15, 20, 25, 50 мг/л. Еще для сравнения на одной колбе проводятся те же процедуры без добавления рабочего раствора ингибитора -
«холостая проба»;
• колбы плотно закрываются пробками и термостатируются при температуре
75°C в течение 4 часов. Пробы охлаждаются, затем фильтруются через плотный фильтр;
• определяют содержание ионов кальции в каждом из фильтратов трилонометрическим титрованием;
• эффективность ингибиторов определяется по формуле:
(1) где С
Р
— содержание ионов кальция в пробе, содержащей ингибитор, после термостатирования, мг/л, С
Х
— содержание ионов кальция в «холостой пробе», мг/л,
С
0
— содержание ионов кальция в исходном растворе, мг/л [2; 19].
На рисунке 12 и в таблице 11 приведены результаты сравнительных испытаний защитной способности реагентов на ингибирование солеотложения.
76
Рисунок 12 - Результаты лабораторного испытания химреагентов на эффективность предотвращения солеотложения
Таблица 11 - Результаты сравнительных испытаний защитной способности реагентов на ингибирование солеотложения
77
Выводы и рекомендации по тестированию защитных свойств
ингибитора
По результатам сравнительного тестирования защитных свойств ингибиторов солеотложения проведено ранжирование испытанных реагентов по дозировкам, требуемым для обеспечения защитного эффекта 90%:
• при 20 г/м
3
- Реагент № 5 (Dodiscale V2870R);
• при 25 г/м
3
- реагенты № 3 и 4 (Descum 2D 3611С и Dodiscale V2870W);
• при 30 г/м
3
- Реагент № 2 (Descum 2H 3111C); • при 40 - 50 г/м3 - реагенты
№ 1 (Азол 3010 и ХПКС- 004(ПС).
Дозировки, определенные в тестах, соответствуют применению ингибиторов в лабораторных условиях, и поэтому могут рассматриваться как минимально необходимые и могут быть использованы только в качестве сравнения между собой.
Дозировки для промысла определяются в ходе проведения опытно-промысловых испытаний.
Таким образом, учитывая высокую коррозионную активность на углеродистую сталь Реагента № 4 (Dodiscale V2870W) - 0,47 мм/год и Реагента № 5
(Dodiscale V2870R) - 0,61 мм/год, для опытно-промыслового испытания рекомендуются использовать Реагенты № 3 и 2 (Descum 2D 3611C и Descum 2H
3111C), которые при равных условиях более эффективны в лабораторных условиях.
78
ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА
«ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ»
Студенту:
Группа
ФИО
З-2Б4В
Кыштымов Владимир Николаевич
Школа
ИШПР
Отделение
ОНД
Уровень
образования
Бакалавр
Направление/специальность
21.03.01
Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение»:
Стоимость ресурсов научного исследования (НИ): материально-технических, энергетических, финансовых, информационных и человеческих
Расчет капитальных вложений и эксплуатационных затрат, экономической эффективности.
Нормы и нормативы расходования ресурсов
Нормы расхода материалов, тарифные ставки стоимости ремонта скважин, нормы амортизационных отчислений, нормы времени на выполнение ремонтных работ согласно справочников Единых норм времени (ЕНВ) и др.
Используемая система налогообложения, ставки налогов, отчислений, дисконтирования и кредитования
Ставка налога на прибыль 20 %;
Страховые вносы 30%;
Налог на добавленную стоимость 20%.
Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:
Оценка коммерческого потенциала, перспективности и альтернатив проведения НИ с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения
Сравнительный анализ фактических затрат до внедрения системы и после. При выявлении существенных различий в уровнях проектных и фактических затрат устанавливаются обуславливающие их причины и предлагаются методы их корректировки.
Планирование и формирование бюджета научных исследований
При выявлении существенных различий в уровнях проектных и фактических затрат устанавливаются обуславливающие их причины и предлагаются методы их корректировки.
Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования
Расчет экономической эффективности капиллярной системы подачи химических реагентов.
1 2 3 4 5 6 7 8 9
66
4 ТЕКУЩАЯ ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ СОЛЕВОГО ФОНДА СКВАЖИН
ВЕРХ-ТАРСКОГО
НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
И
ПОДБОР
ИНГИБИТОРОВ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ ДЛЯ УСЛОВИЙ ВЕРХТАРСКОГО
НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Общая технологическая схема нефтесборных коллекторов кустовых площадок и напорного нефтепровода УПСВ - ЦПС Верх-Тарского месторождения нефти ОАО
«Новосибирскнефтегаз» приведена в Приложении Г, а на рисунке 11 – принципиальная схема внутрипромылового назначения наземных коммуникаций
[2].
Рисунок 11 - Технологическая схема сбора, транспорта и системы ППД
Верх-Тарского месторождения.
4.1 Локализация проблемы солеотложения
Проблема солеотложения подтверждена в большинстве добывающих скважин, непосредственно на оборудовании погруженных насосов (ЭЦН, ПЭД и
КРБК), на НКТ и в ПЗП скважины. Толщина отложений значительна. Проблема появилась после установки высоконапорных насосов и с увеличением обводненности добываемой продукции. Отложения солей выявлены на подземном
67 оборудовании.
Преждевременные отказы электропогружных установок значительны, в том числе, из-за солеотложения соли на валу, на ступицах рабочих колес ЭЦН, в ниппеле, на рабочих ступенях между ступицей и аппаратом.
В Приложении Д приведены результаты анализа преждевременных отказов скважин Верх-Тарского месторождения в 2007 - 2008 годах, в частности, по причине отложения солей в ЭЦН. По Протоколам ПДК, преждевременный отказ подземного скважинного оборудования по причине солеотложения, МРП скважин в течение
2007 года по апрель 2008 года составил [2]:
в течение первых 60 суток – отказало 19 скважин;
в период от 2 до 6 месяцев – отказало 16 скважин;
в промежуток времени от 0,5 до 1,0 года – отказало 9 скважин;
более 1,0 года – отказало 6 скважин.
При этом основными причинами отказа электропогружных оборудований являются:
налет на деталях устройств – 33 отказа;
отложение солей – 6 отказов; • оборудование забито солями – 11 отказов.
4.2 Текущая оценка ингибирования солеотложения на скважинах
Для оценки текущего состояния ингибиторной защиты от солеотложения выбраны 5 скважин из обрабатываемого солевого фонда.
Подбор производился с учетом технологических режимов и изучением динамики наработки скважин на отказ, межремонтные периоды работ вышеуказанных скважин по причине солеотложения на оборудованиях УЭЦН распределены следующим образом (таблица 6).
Таблица 6 - Динамика наработки скважин на отказ по причине солеотложения
Скважина
Запуск
Отказ
Наработка, сут
117 17.07.2016 17.02.2017 216 01.03.2017 17.03.2017 17 22.03.2017 28.05.2017 67
68 119 25.06.2016 06.04.2017 285 127 06.05.2016 11.01.2018 615 501 21.07.2016 08.01.2017 171 516 17.06.2017 16.01.2018 216 18.10.2016 13.06.2017 238
Проведены отборы проб скважинных жидкостей и лабораторные исследования на остаточные содержания ингибитора солеотложений (ХПКС- 004
ПС) со скв. №№ 117; 119; 127; 501 и 516. В таблице 7 приведены результаты анализов остаточного содержания ингибитора солеотложений в попутно- добываемой воде [2].
Таблица 7 - Анализ остаточного содержания ингибитора солеотложений ХПКС -
004 ПС, (гр/м
3
)
Скважина
Куст
Июль 2018
Сентябрь 2018
Декабрь 2018 117 6
6,8 8,1 119 5
7,1 11,0 9,8 127 5
501 1
3,2 8,7 506 8
5,2 5,5 6,3
Повышением обводненности продукции скважин в процессе разработки Верх-
Тарского месторождения усугубляется проблема отложения твердых солей.
Технологические методы защиты предотвращения солеотложения на данном этапе себя не оправдывают. В условиях динамизма ионного состава водной среды и высоких положительных значений индексов насыщения промысловых вод, для борьбы с процессом солеотложения рекомендуется применять ингибирование промысловой жидкости.
Выбор химреагента и его первичная удельная дозировка устанавливается лабораторными испытаниями ингибиторов солеотложения на модельных водах.
69
Кроме защитной способности к ингибиторам солеотложения предъявляются следующие требования:
обладать совместимостью с пластовыми и попутно-добываемыми водами;
обладать совместимостью с другими реагентами;
обладать термостойкостью;
характеризоваться хорошей адсорбционно-десорбционной способностью;
проявлять низкую коррозионную активность;
не ухудшать качество нефти;
быть не токсичным и экологически безопасным.
ЗАО "КОРМАКО" проведено комплексное лабораторное тестирование ингибиторов солеотложения для условий Верх-Тарского месторождения (5 реагентов). Дополнительно проанализировано в лабораторных условиях, применяемый в настоящее время ингибитор комплексного действия ХПКС-004(ПС)
[2; 19].
4.3 Предварительные испытания химических реагентов
Исследования химических реагентов проводились с целью определения образца, который обладал бы наилучшими защитными свойствами и удовлетворял требованиям, предъявляемым к ингибиторам солеотложения; установления и рекомендации реагента, обладающего наибольшей экономической эффективностью, которая заключается в проявлении наилучших характеристик, достижении максимального эффекта ингибирования СО при минимальном удельном расходе.
70
4.3.1 Технологические и физико-химические свойства
На данном этапе оценивались такие характеристики химреагентов, как: тип реагента и сфера его применения, внешний вид товарной формы образца, доля нелетучих веществ, плотность, кинематическая вязкость при 20 °С, температура замерзания, pH и растворимость в различных средах. Результаты тестирования технологических и физико-химических свойств, представленных образцов ингибиторов солеотложения приведены в таблице 8 [2; 19].
Таблица 8 - Физико-химические свойства химреагентов
4.3.2 Коррозионная агрессивность товарной формы реагента
Условие тестирования: выдержка стальных образцов свидетелей коррозии
(ОСК) в товарной форме реагента при температуре 300 С. Коррозионная активность оценивалась по потере массы ОСК за определенное время.
71
По результатам данного теста наиболее высокую степень коррозионной агрессивности при длительном контакте товарной формы реагента проявляют образцы № 4 и 5, наименьшую – №2 [2; 19].
Результаты тестирования приведены в таблице 9.
Таблица 9 - Активность тестируемых регентов на коррозию
КОРРОЗИОННАЯ АГРЕССИВНОСТЬ ТОВАРНОЙ ФОРМЫ ИНГИБИТОРОВ
СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ
Химпродукт
Период экспозиции
Гравиметрия
Дата установки
Дата снятия Экспозиция, сут
Скорость коррозии, мм/год
Средняя
Макс
Реагент №1 15.10.2018 05.11.2018 21 0,0695 0,0761
Реагент №2 15.10.2018 05.11.2018 21 0,0045 0,0051
Реагент №3 15.10.2018 05.11.2018 21 0,0534 0,0616
Реагент №4 15.10.2018 05.11.2018 21 0,5625 0,6064
Реагент №5 15.10.2018 05.11.2018 21 0,3704 0,4664
ХПКС004(ПС) 15.10.2018 05.11.2018 21 0,0692 0,0766
4.3.3 Стабильность ингибитора при длительном контакте с
углеродистой сталью
Условие тестирования: Выдержка стальных образцов в товарной форме реагента в течение 7 суток при температуре 300С. Соотношение площади поверхности образца и объем реагента 0,3.
Критерий отсева реагентов - выпадение осадка не допустимо. Результат тестирования представлен в Приложении И.
Испытуемые химические реагенты стабильны при длительном контакте с углеродистой сталью. Несмотря на то, что реагенты №№ 1, 4 и 5 в ходе теста теряют
72 присущий им в товарной форме металлический блеск, ни один из них не допускает выпадение осадка [2; 19].
4.4 Сравнительное тестирование защитных свойств ингибиторов
солеотложения
Определение рецептуры приготовления модельной воды для испытаний определяется согласно РД 39-0148070-026ВНИИ-86 "Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения" на основании проведенных анализов ионного состава воды и расчета показателя стабильности воды [2; 19].
4.4.1 Прогноз стабильности промысловых вод
Прогнозирование выпадения нерастворимых солей определяют по показателю стабильности или индекса насыщения ПС (iS). Наиболее широкое применение нашла методика оценки возможности образования твердых осадков с использованием индекса насыщения (метод Ланжелье). Превышение фактической величины рН над расчетной pHs, т.е. когда значения индекса насыщения положительны, свидетельствует о нестабильности минерализованной среды и возможности образования твердых отложений солей. Выпадение осадка происходит при значениях iS > (0,5-0,7).
Промысловые воды Верх-Тарского месторождения характеризуются положительным индексом насыщения, рассчитанным по формуле:
Для попутно-добываемой воды…………………………………1,28
Индекс - iS для подтоварной воды……………………………...0,86.
73
4.4.2 Рецептура модельной воды
На основании анализа ионного состава промысловых вод разрабатывается рецептура модельной воды, используемой для тестирования образцов реагентов- ингибиторов СО. Ионный состав и индекс насыщения модельной воды должны полностью соответствовать аналогичным показателям добываемых и подтоварных вод для отражения реальных процессов солеобразования в условиях месторождения.
В таблице 10 приведена рецептура приготовления модельной воды для испытаний согласно РД 39-0148070-026ВНИИ-86 [2; 19]
Таблица 10 - Солевой состав модельной воды
Модель попутно добываемой воды содержит избыток гидрокарбоната HCO3 -
Исходн ые раствор ы
Солевой состав модельной воды, г/л
Индекс насыщен ия
CaCl
2
MgCl2∙6H
2O
NaHC
O3
Na2S
O4
Fe
Cl3
Na
Cl
Раствор
А
1,66 0,84 0
0 0
6,28 1,30
Раствор
Б
0 0
1,65 0
0 0
4.4.3 Сравнительное тестирование защитной способности от
солеотложения
Цель испытания:
Определение принципиальной возможности применения ингибитора;
Выявление оптимальных дозировок в лабораторных условиях - определение минимальной рабочей дозировки реагента, при которой достигается максимальный эффект защиты.
В данной работе оценка эффективности реагентов проведена химикоаналитическим методом на минерализованной модельной воде в лабораторных условиях.
74
Результаты лабораторного тестирования ингибиторов солеотложения не устанавливают удельный расход при дозировании их в промысловых условиях, а служат для сравнительной оценки эффективности испытуемых реагентов и возможности их применения для условий данного месторождения.
Условия тестирования:
Продолжительность термостатирования 4 часа при температуре 75 0С.
Тестирование проводилось на модельной воде с индексом карбонатной стабильности - 1,3 при дозировках химреагентов - 5, 10, 15, 20, 25, 50 г/т.
Описание теста:
Эффективность ингибиторов солеотложения определялась согласно методике экспериментального определения оптимального содержания ингибитора солеотложения, приведенной в РД 39-0148070-026ВНИИ-86 "Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения".
Необходимые реактивы:
• образец ингибитора солеотложения;
• хлористый кальций безводный; • хлористый магний;
• хлористый натрий; • кислый углекислый натрий;
• трилон Б, 0,05 н;
• мурексит - индикатор (смешанный с NaCl в соотношении 1:100).
Процедура тестирования:
• приготовление 1,0 литра модельной воды, не содержащей кислый углекислый натрий (раствор I) и 1,0 литра раствора кислого углекислого натрия
(раствор II);
• определение истинного содержания ионов кальция и гидрокарбоната методом титрования (РД 39-23-1055-84);
• приготовление стандартного рабочего раствора ингибитора солеотложения путем разбавления 0,1 г реагента в небольшой порции дистиллированной воды с последующим доведением объема раствора до 100 мл. В одном мл полученного раствора содержится 1,0 мг ингибитора;
75
• в серию колб емкостью 250 мл помещается по 100 мл раствора I и добавляется стандартный рабочий раствор ингибитора 1,0; 2,0; 3,0; 4,0; 5,0 и 10,0 мл.
Затем в колбы добавляют по 100 мл раствора II. Дозировки ингибитора составляют соответственно 5, 10, 15, 20, 25, 50 мг/л. Еще для сравнения на одной колбе проводятся те же процедуры без добавления рабочего раствора ингибитора -
«холостая проба»;
• колбы плотно закрываются пробками и термостатируются при температуре
75°C в течение 4 часов. Пробы охлаждаются, затем фильтруются через плотный фильтр;
• определяют содержание ионов кальции в каждом из фильтратов трилонометрическим титрованием;
• эффективность ингибиторов определяется по формуле:
(1) где С
Р
— содержание ионов кальция в пробе, содержащей ингибитор, после термостатирования, мг/л, С
Х
— содержание ионов кальция в «холостой пробе», мг/л,
С
0
— содержание ионов кальция в исходном растворе, мг/л [2; 19].
На рисунке 12 и в таблице 11 приведены результаты сравнительных испытаний защитной способности реагентов на ингибирование солеотложения.
76
Рисунок 12 - Результаты лабораторного испытания химреагентов на эффективность предотвращения солеотложения
Таблица 11 - Результаты сравнительных испытаний защитной способности реагентов на ингибирование солеотложения
77
Выводы и рекомендации по тестированию защитных свойств
ингибитора
По результатам сравнительного тестирования защитных свойств ингибиторов солеотложения проведено ранжирование испытанных реагентов по дозировкам, требуемым для обеспечения защитного эффекта 90%:
• при 20 г/м
3
- Реагент № 5 (Dodiscale V2870R);
• при 25 г/м
3
- реагенты № 3 и 4 (Descum 2D 3611С и Dodiscale V2870W);
• при 30 г/м
3
- Реагент № 2 (Descum 2H 3111C); • при 40 - 50 г/м3 - реагенты
№ 1 (Азол 3010 и ХПКС- 004(ПС).
Дозировки, определенные в тестах, соответствуют применению ингибиторов в лабораторных условиях, и поэтому могут рассматриваться как минимально необходимые и могут быть использованы только в качестве сравнения между собой.
Дозировки для промысла определяются в ходе проведения опытно-промысловых испытаний.
Таким образом, учитывая высокую коррозионную активность на углеродистую сталь Реагента № 4 (Dodiscale V2870W) - 0,47 мм/год и Реагента № 5
(Dodiscale V2870R) - 0,61 мм/год, для опытно-промыслового испытания рекомендуются использовать Реагенты № 3 и 2 (Descum 2D 3611C и Descum 2H
3111C), которые при равных условиях более эффективны в лабораторных условиях.
78
ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА
«ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ»
Студенту:
Группа
ФИО
З-2Б4В
Кыштымов Владимир Николаевич
Школа
ИШПР
Отделение
ОНД
Уровень
образования
Бакалавр
Направление/специальность
21.03.01
Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение»:
Стоимость ресурсов научного исследования (НИ): материально-технических, энергетических, финансовых, информационных и человеческих
Расчет капитальных вложений и эксплуатационных затрат, экономической эффективности.
Нормы и нормативы расходования ресурсов
Нормы расхода материалов, тарифные ставки стоимости ремонта скважин, нормы амортизационных отчислений, нормы времени на выполнение ремонтных работ согласно справочников Единых норм времени (ЕНВ) и др.
Используемая система налогообложения, ставки налогов, отчислений, дисконтирования и кредитования
Ставка налога на прибыль 20 %;
Страховые вносы 30%;
Налог на добавленную стоимость 20%.
Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:
Оценка коммерческого потенциала, перспективности и альтернатив проведения НИ с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения
Сравнительный анализ фактических затрат до внедрения системы и после. При выявлении существенных различий в уровнях проектных и фактических затрат устанавливаются обуславливающие их причины и предлагаются методы их корректировки.
Планирование и формирование бюджета научных исследований
При выявлении существенных различий в уровнях проектных и фактических затрат устанавливаются обуславливающие их причины и предлагаются методы их корректировки.
Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования
Расчет экономической эффективности капиллярной системы подачи химических реагентов.
1 2 3 4 5 6 7 8 9