Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Исследование современного опыта работ по удалению солеотложений при разработке нефтяных месторождений 7
1.1. Общие понятия о проблеме . 7
1.2. Сущность процессов солеотложения при эксплуатации, обработке и транспортировке нефти и газа 7
1.2.1. Минеральный состав солеотложений 7
1.2.2. Основные причины, приводящие к образованию солеотложений в системах транспорта нефти и газа . 10
1.3. Влияние различных факторов на процессы солеотложений 20
1.3.1. Влияние условий движения потока 20
1.3.2. Влияние состава нефти на солеотложение 21
1.4. Влияние солеотложения на процессы добычи, обработки и транспортировки нефти . 24
Выводы по главе 1 . 27
Глава 2. Исследование состояния проблемы отложения солей на внутрискважинном и промысловом оборудовании объектов месторождения «Белый тигр» СП «Вьетсовпетро» . 28
2.1. Систематизация результатов исследований минерального и химического составов и структуры солеотложений, отобранных на скважинах, из оборудования системы сбора и транспортировки нефти СП «Вьетсовпетро» . 28
2.2. Существующие методы контроля и предотвращения солеотложения, применимые для месторождения «Белый Тигр» . 38
2.2.1. Классификация методов предотвращения образования солеотложений, их преимущества и недостатки . 38
2.2.2. Сущность группы физических мероприятий 39
2.2.3. Сущность группы химических мероприятий 40
Выводы по главе 2 . 45
Глава 3. Лабораторные исследования новых составов для удаления солеотложений из насосно-компрессорных труб скважин месторождения «Белый тигр» 47
3.1. Исследование по подбору химреагента на основе уксусной и муравьиной кислот для удаления отложений CaCO3 48
3.2. Исследование способности к растворению отложений СаСО3 химреагентами DMC-1Ca и DMC-2Ca . 55
3.3. Исследование коррозионной активности и подбор коррозионных ингибиторов для химреагента DMC-2Ca 61
3.4. Исследование по подбору рецептуры химреагентов на основе хелатных соединений EDTA для удаления отложений карбоната кальция CaCO3 . 62
3.5. Исследование способности химреагента Descale 1 к растворению отложений CaCO3 . 65
Выводы по главе 3 68
Глава 4. Расчет необходимого объема химреагентов и определение метода закачки 69
4.1. Расчет необходимого объема химреагентов 70
4.2. Выбор метода закачки химреагентов 71
4.3. Влияние химреагентов на пласт 74
4.4. Влияние химреагентов на людей и окружающую среду 75
Выводы по главе 4 75
Глава 5. Исследование последствий отложения солей на стенках ствола скважины для условий месторождения «Белый тигр» 76
5.1. Численная оценка снижения дебита жидкости и потерь давления в зависимости от степени проявления солеотложений 76
5.2. Промысловые испытания составов и технологии удаления солеотложений из насосно-компрессорных труб скважин месторождений СП «Вьетсовпетро» 86
5.3. Оценка экономической эффективности от внедрения техники и технологии очистки от солеотложений добывающих скважин 97
Выводы по главе 5 .
Основные выводы и рекомендации 98
Библиографический список использованной литературы 99
- Сущность процессов солеотложения при эксплуатации, обработке и транспортировке нефти и газа
- Существующие методы контроля и предотвращения солеотложения, применимые для месторождения «Белый Тигр»
- Исследование способности к растворению отложений СаСО3 химреагентами DMC-1Ca и DMC-2Ca .
- Выбор метода закачки химреагентов
Введение к работе
Актуальность проблемы
В условиях перехода большинства нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро», например «Белый Тигр», на позднюю стадию разработки отрицательные проявления техногенных эффектов на работу скважинного оборудования и технологические режимы отбора увеличились, прежде всего, за счет отложения солей в подъемных трубах. Это стало причиной необходимости исследования механизма отложения солей и разработки технологии предупреждения их образования. Основная причина образования связана с закачкой для поддержания пластового давления морской воды и ее смешением с пластовой водой олигоцена, протекающих в различных термодинамических условиях, что предопределило образование твердых включений солей и их отложение в трубах. Рассматриваемая работа направлена на изучение этой проблемы, поэтому её актуальность и разработка технологий по предупреждению отложения солей является достаточно обоснованной и востребованной в промысловых условиях.
Цель работы – путем исследования механизма образования и разрушения солевых отложений в подъемных трубах скважин и на забое разработать технологии предупреждения и подавления солеобразования.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
-
Оценка состояния изученности проблемы и применяемых технологий борьбы с солеотложением на месторождении «Белый Тигр»;
-
Изучение структуры и составов осадков солей в системе «заводнение отбор продукции из пласта»;
-
Исследование и выявление основных видов осложнений и их влияния на работу оборудования скважин и технологические режимы отбора продукции;
-
Лабораторные исследования по разрушению твердых осадков солей композициями химреагентов;
-
Разработка технологий предупреждения и разрушения отложений солей в скважинном оборудовании;
-
Испытание и внедрение разработанных технологий по разрушению солевых отложений в промысловых условиях.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач базируется на применении аналитических методов и анализе данных лабораторных исследований по определению эффективности разрушения солевых отложений, на численных методах решения уравнений Навье-Стокса и математическом моделировании движения многофазных смесей в вертикальных трубах с использованием современных гидродинамических симуляторов.
Научная новизна результатов работы:
-
В условиях проявления техногенных эффектов на режимы добывающих скважин установлена и сформирована концепция по механизму образования солеотложений от совместного взаимодействия ионов солей морской и пластовой вод олигоцена и представлены технологические решения по удалению их из подъемных труб путем воздействия на добываемую жидкость композицией химреагентов;
-
Разработана методика и создана установка для изучения кинетики растворения солей с добавкой химреагентов различных марок в многовариантных значениях соотношения массы солей и расхода химреагентов во времени и оптимизирован процесс растворения солей реагентами DМС-2Са и Descale 1 в соотношениях V/S = 2,5…6,5 в интервалах времени 1,5…2,0 ч и 5,5…6,0 ч соответственно;
-
По результатам изучения механизма отложения солей в подъемных трубах и их размеров численно исследованы на модели труб изменения потерь напора на сужениях сечений от отложения солей и определены прогнозные пределы снижения, которые составили 310…350 Па/м;
-
По результатам опытных работ на скважинах и лабораторных исследований установлены периодичность обработки и расходы химреагентов Descale 1 и DМС-2Са для скважин месторождения «Белый Тигр».
На защиту выносятся:
-
Методика исследования и результаты определения предельных значений соотношения массы солей и расхода композиции химреагентов во времени в подъемных трубах;
-
Методика определения значений дополнительного сопротивления и потерь напора от отложения солей на модели труб;
-
Технология удаления солеотложений из подъемных труб композицией химреагента на базе Descale 1 и DМС-2Са.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Результаты разработанных рекомендаций по предупреждению отложения солей и их удалению в виде комплексной технологии реализованы на скважине № 910/МСП 9 (на месторождении «Белый Тигр») путем закачки композиции химреагентов Descale 1 и DМС-2Са с добавкой ПАВ-NP10, в результате достигнут прирост дебита скважины в объеме 65 т/сут с одновременной очисткой забоя скважины от загрязнения.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах ГУП «ИПТЭР» (г. Уфа), на Международных научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепроводов и газа» в рамках Международных специализированных выставок «Газ. Нефть. Технологии» (г. Уфа, 2012 г., 2014 г.), на XII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках ХII Российского энергетического форума (г. Уфа, 2012 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы
в 9 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования
и науки РФ.
Личный вклад автора
В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, организация промысловых экспериментов на скважинах и их анализ.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 81 наименование. Работа изложена на 107 страницах машинописного текста, содержит 19 таблиц, 54 рисунка.
Автор выражает глубокую благодарность специалистам СП «Вьетсовпетро», сотрудникам института «НИПИморнефтегаз», а также сотрудникам ООО НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа) за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.
Сущность процессов солеотложения при эксплуатации, обработке и транспортировке нефти и газа
Лабораторные исследования многих авторов показывают, что солеотложения, возникающие при добыче и первичной обработке нефти на нефтяных месторождениях различаются по минеральному составу и структуре. Их минеральный состав зависит от химического состава попутных вод, термобарических условий, от условий эксплуатации и от некоторых других факторов.
Минеральный состав солеотложения сложен [25, 27, 63, 77] и может изменяться во времени в зависимости от режима эксплуатации. В начальной стадии эксплуатации месторождений распространенными составами солеотложения являются следующие соли: кальцит – CaCO3 , гипс – CaSO4 2H2O, сульфат кальция – CaSO4, сульфат бария – BaSO4, сульфат стронция – SrSO4 в виде минерала целестина, хлорид натрия – NaCl. На поздней стадии эксплуатации появляются некоторые типы солей сульфита, среди них наиболее распространенным является сульфит железа – FeS. Кроме распространенных минералов, указанных выше, состав отложений неорганических солей может включать в себя другие неорганические минералы, такие как MgCO3, MgSO4, Ca(OH)2, Mg(OH)2, Fe(OH)3, SiO2, CaF2 и некоторые органические материалы: асфальтены, смолы, парафины, некоторые ароматические соединения, высокомолекулярные вещества.
Известно, что солеотложения имеют разнообразную структуру [10, 11]. По структуре солеотложения разделяют на: солеотложения с кристаллической структурой микрочастиц, солеотложения с плотной слоистой структурой различных степеней кристаллизации, содержащей органические вещества, солеотложения с кристаллической структурой макрочастиц и солеотложения с рыхлой структурой.
Солеотложения с кристаллической структурой микрочастиц обычно образуются на лопатках рабочих колес насосных агрегатов, на крышках клапанов, в трубопроводах, в регулирующих клапанах. К этому типу обычно относятся высокотемпературные солеотложения (образующиеся на поверхности теплообменных труб, оборудования отделения нефти от воды). В общем, слоистая структура солеотложения не заметна из-за целостности массы. Солеотложения, имеющие структуру этого типа, распространены незначительно. На рисунке 1.1 представлено изображение солеотложения в трубопроводах оборудования для обработки сырой нефти на месторождении «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро». Это месторождение является уникальным по своей природе – фундамент месторождения «Белый Тигр» представлен магматическими породами преимущественно гранитоидного состава [14, 15, 29-34, 73, 74]. Изученные во вскрытых разрезах граниты можно разделить на калиево-натриевые граниты с высоким содержанием калиевых полевых шпатов, на граниты с близким соотношением содержания калиевого полевого шпата и плагиоклаза и преимущественно плагиоклазовые граниты. Таким образом, гранитоидный фундамент месторождения «Белый Тигр» характеризуется широким спектром петротипов пород, что непосредственно повышает вероятность проявления солеотложений. На месторождении «Белый Тигр» водонефтяной контакт не вскрыт и вода при освоении скважин не получена, при этом сами гранитоиды обезвожены. Солеотложения со слоистой структурой являются наиболее распространенными. По своей структуре слой солеотложения, находящийся в непосредственной близи от стенки трубопровода, представляет собой слой кристаллов с микроструктурой вперемежку с органическими веществами, а по мере удаленности от этого слоя в солеотложениях присутствуют слои кристаллов размола (мелкого размера) и слои кристаллов крупного размера с игольчатой структурой.
В поперечном сечении солеотложение в трубе обычно имеет форму цилиндра с направлением развития кристаллов от боковой поверхности к центру. Солеотложение этого типа часто наблюдается в НКТ и в устьевом оборудовании скважин. По условиям термодинамики, это солеотложение может относиться к типу среднетемпературных солеотложений. Пример солеотложений, образующихся на внутренней поверхности НКТ, описанный в [63], представлен на рисунке 1.2. Солеотложения с рыхлой структурой образуются при низкой температуре в нефтяных резервуарах. В некоторых случаях солеотложение этого типа имеет включения в виде неравномерных пустот внутри кристаллов. В солеотложениях встречаются кристаллы с игольчатой структурой, достигающие размеров 10…20 мм.
Практика эксплуатации показывает, что растворенные неорганические материалы всегда присутствуют в продукции добычи, и в случае присутствия в продукции попутной воды могут образовываться осадкоотложения неорганических солей. Однако если же материалы для солеотложений всегда присутствуют в добываемой жидкости, то сам процесс их отложения может происходить лишь при определенных условиях или вовсе не происходить. Поэтому важно установить причины образования отложения солей.
Основным источником солеотложений являются пластовые и попутно добываемые с нефтью в результате заводнения залежей воды с различными химическими составами и степенями их насыщения солями [27]. Причины пересыщения вод неорганическими солями можно условно разделить на две группы [11, 20]: 1) гидрогеохимические условия продуктивных горизонтов – вещественный состав и физические свойства пород-коллекторов, пластовые давление и температура, химический состав и минерализация пластовых вод; 2) состав вод, закачиваемых в пласт с целью поддержания пластового давления, и геолого-промысловые условия разработки месторождений. В результате термобарических изменений (температуры и давления) и смешения химически несовместимых вод при движении водонефтяного потока по стволу скважины и в системе наземного сбора и подготовки нефти из перенасыщенных солями растворов происходит выпадение неорганических осадков. Если факторы, способствующие насыщению солями закачиваемых в нефтяные залежи для поддержания пластового давления вод можно отнести к природным, то образование солевых отложений большей частью является результатом техногенного действия [27].
Химический состав закачиваемой в залежь воды, смешивающейся с породой пласта-коллектора и пластовыми жидкостями, меняется. При поступлении в скважину из неоднородных проплаcтков воды с разными химическими составами могут быть химически несовместимыми и при смешении образовывать осадки комплекса солей. По мере подъема и динамики газожидкостной смеси по стволу скважины, разгазирования, термобарических изменений, различных скоростей потока, определяемых дебитом скважин и конструкцией подъемного лифта, из смесей выпадают вторичные осадки солей, и на устье скважины поступает фильтрат с иным соотношением солеобразующих ионов в растворе. Известно, что при определенных поверхностных условиях перенасыщенные солями растворы могут долгое время оставаться стабильными, не проявляя склонности к осадкообразованию. Однако под воздействием нарушающего равновесие солевого раствора образуются осадки солей. Этому могут способствовать, например, механические примеси и продукты коррозии как центры кристаллизации, различные химические обработки, явление облитерации в системе теплообмена при внутрипромысловой подготовке нефти и другие факторы.
Существующие методы контроля и предотвращения солеотложения, применимые для месторождения «Белый Тигр»
Для предупреждения образования солеотложений в эксплуатационной колонне используются две группы мероприятий: физические и химические. Группа физических мероприятий заключается в использовании физических действий для разрушения солеотложения. Однако из-за необходимости использования специальных приборов, больших экономических затрат группа физических мероприятий применяется редко.
Применение химических мероприятий основано на использовании химреагентов с целью растворения образований неорганических солей и удаления продуктов реакции с места образования. Из-за относительно легкого применения и небольших затрат группа химических мероприятий нашла более широкое применение. Однако при использовании группы химических мероприятий требуется тщательное изучение результатов обработки для предотвращения коррозии оборудования и кольматации пласта из-за гелеобразования. К примеру, если поверхность эксплуатационной колонны покрыта неравномерным солеотложением, то при растворении соли кальцита CaCO3 кислотой HCl последняя оказывает действие не только на солевые отложения кальцита CaCO3, но и на металл эксплуатационной колонны. Физические мероприятия заключаются в использовании механических действий и использовании физических полей для разрушения солеотложений. Группу физических мероприятий можно разделить на три следующие подгруппы [77]: - использование долота или приборов типа долота; - использование струи воды под высоким давлением; - использование ультразвуковой акустической волны.
Примеры некоторых специальных типов долота приведены на рисунке 2.4. Рисунок 2.4 – Некоторые типы долота для разрушения солеотложений
Специальное долото – это прибор для разрушения осадкоотложений неорганических солей с большой эффективностью. Однако это метод сложен, потому что используются специальное оборудование и средства для передачи движения долоту. Подгруппа использования водяной струи под высоким давлением – это один из передовых методов. Водные струи из специального оборудования быстро разрушают материалы осадконакопления. Однако этот метод имеет ряд недостатков: ограниченную применимость в скважинах большой глубины, трудности регулирования направления водных струй, вероятность повреждения колонны абразивом.
Метод использования ультразвуковой акустической волны с применением специального оборудования является наиболее передовым методом. Его применение позволяет проводить очистку от солеотложений без вреда для оборудования. Недостатком этого метода являются ограничения его применения в скважинах с большой глубиной и высокой температурой и при использовании ограниченного по термостойкости оборудования (генератор ультразвука на геофизическом кабеле). Это метод также не может обеспечивать вынос продуктов очистки на поверхность.
В состав солеотложений, встречающихся на месторождении «Белый Тигр», как показали проведенные исследования, в основном входят минералы кальцита CaCO3 и разновидности солей сульфата, из которых сульфат кальция CaSO4 имеет большое значение. Поэтому для очистки от этих солеотложений нас интересует растворимость этих групп минералов. На практике для каждой группы минералов применяется соответствующий подход. Обработка отложений кальцита
Для обработки отложений кальцита CaCO3 можно использовать соляно-кислотный раствор (HCl). Реакция нейтрализации соляной кислотой (HCl) соли CaCO3 протекает по уравнению, приведенному ниже: CaCO3 + 2HCl CaCl2 + H2O + CO2. (2.2) Продукты вышеуказанной реакции могут растворяться в растворе соляной кислоты HCl. Это уравнение реакции показывает, что 1 кг HCl, переведенный к 100 %-ному содержанию главного вещества, может растворять 1,37 кг CaCO3. Растворимость по массе – это отношение масс растворенных веществ и массы кислоты, переведенных к содержанию 100 %. Способность растворимости по объему – это отношение объема растворенных материалов к объему кислотного раствора с определенным содержанием.
Кроме соляной кислоты HCl для обработки объекта, содержащего карбонатные вещества, используются органические кислоты – уксусная CH3COOH, муравьиная HCOOH и их смесь. Кислоты CH3COOH и HCOOH взаимодействуют с кальцитом по уравнениям реакции: CaCO3 + 2CH3COOH Ca(CH3COO)2 + H2O + CO2; (2.3) CaCO3 + 2HCOOH Ca(HCOO)2 + H2O + CO2. (2.4) Соли Ca(CH3COO)2 и Ca(HCOO)2 растворяются в воде. Растворимость кальцита в растворе кислот HCl, CH3COOH и HCOOH при разных концентрациях описана в таблице 2.3. Таким образом, кислоты по степени активности растворения кальцита CaCO3 располагаются в следующей очерёдности от слабых к сильным: соляная (HCl) муравьиная (HCOOH) уксусная (CH3COOH).
Не смотря на то что соляная кислота HCl имеет хорошую способность растворения CaCO3, с целью предотвращения коррозии эксплуатационной колонны и внутрискважинного оборудования её использование ограничено.
Использование смеси кислот CH3COOH и HCOOH более распространено [71, 75, 80] на практике. Особенность этой смеси заключается в быстрой растворяющей способности, большей приемистости единицы объема химреагентов и в низкой скорости коррозии.
Другим передовым химическим методом удаления отложений карбоната кальция является метод использования хелатного соединения. Суть технологии – в образовании хелатных соединений с ионами металлов Ca2+, Mg2+, Fe3+, которые способствуют растворению солеотложений, содержащих эти ионы, и способности удерживать их в растворенном состоянии. Соединения EDTA (Na или NH4+) и DTPA являются наиболее распространенными химреагентами. По исследованию фирмы Akzo Nobel, хелатные соединения имеют высокую эффективность при обработке CaCO3. Обработка солеотложения солей сульфатов Из-за высокой стоимости и медленной скорости растворимости карбонатов по сравнению с соляной кислотой и органическими кислотами, хелатные соединения часто используются в составе кислот с целью контроля процесса осадкообразования твердых фаз. Твердые фазы этих осадкообразований обычно связываются с ионами Fe3+ и Ca2+. Однако если в продуктивном пласте солеотложения содержат много солей сульфатов, то использование хелатных соединений для этой цели очень эффективно. Химреагенты этого типа имеют некоторые преимущества, которые характеризуются медленной скоростью коррозии оборудования, поэтому не надо добавлять никаких антикоррозионных химреагентов.
Исследование способности к растворению отложений СаСО3 химреагентами DMC-1Ca и DMC-2Ca .
Для исследования способности к растворению отложения СаСО3 химреагентами были проведены исследования в два этапа: - первый этап: исследование способности к растворению солей кальцита композицией, состоящей из 10 %-ной уксусной и 25 %-ной муравьиной кислот по описанному выше методу определения потери массы при температуре 40 оС, которая близка средней температуре обработки НКТ на практике; - второй этап: исследование способности к растворению солей кальцита химреагентами DMC-1Ca и DMC-2Ca, но на модели отложения СаСО3 в НКТ. 1 этап исследований Кинетика растворения солей кальцита химреагентом DMC-2a определяет выбор времени отстоя при обработке на практике (время контакта) и числа замен химреагентов до полного растворения солеотложения. Способность к растворению СаСО3 и кинетика процесса растворения химреагентом DMC-2Сa зависят от 2 факторов: 1) отношения объема химреагента к площади поверхности солеотложения, соприкасающейся с химреагентами (отношение V/S) при условии статического равновесия [23]; 2) температуры реакции. В зависимости от вышеописанных причин для получения основы для проектирования технологии обработки были проведены исследования влияния отношения V/S и температуры на способность к растворению солеотложений химреагентом DMC-2Ca.
Исследование способности к растворению солеотложения и практической кинетики растворения химреагентом DMC-2Ca проводилось по методу определения потери массы с помощью последовательных замеров на гидростатических весах. Этот метод позволяет определить массу растворенного солеотложения по времени контакта раствора химреагента без выемки пробы из раствора для взвешивания. Определение потери массы по этому методу минимизирует погрешность по сравнению с методом периодической выемки пробы из раствора для взвешивания. Процесс проведения лабораторного исследования с помощью гидростатических весов представлен на рисунке 3.8.
Результаты определения массы СаСО3, растворенного химреагентом DMC-2Ca при различных отношениях V/S и при одинаковой температуре 40 оС, представлены на рисунке 3.9, из которого видно, что: 1. Время достижения концентрации насыщения зависит от отношения V/S: чем больше V/S, тем быстрее достигается концентрация насыщения. Этот факт подтверждается закономерностью химических реакций; 2. При V/S = 2,5 (отношение, применяемое на практике при контакте химреагента в НКТ) время отстоя (время контакта химреагента в НКТ) можно выбрать в интервале от 1,5 до 2,5 ч; 3. При увеличении отношения V/S масса растворенного CaCO3 увеличивается, что указывает на возможность растворения большего количества соли при замене раствора реагента (отработанного состава на новый), либо при динамической прокачке большего объема реагентов с использованием насосов и буферных емкостей. Рисунок 3.9 – Кинетика растворения CaCO3 в химреагенте DMC-2Ca при различных отношениях V/S и температуре 40 oC Чтобы оценить влияние температуры на способность к растворению и кинетику растворения были проведены исследования по определению количества соли СаСО3, растворенных химреагентом DMC-2Ca при отношении V/S =3,5 при различных температурах. Результаты исследования представлены на рисунках 3.10 и 3.11.
Из анализа графиков на рисунке 3.10 видно, что за время контакта химреагентов с солеотложениями меньшем чем 2 ч увеличение температуры способствует процессу растворения, но дальнейший рост температуры ограничивает способность к растворению [46]. Этот факт совпадает с закономерностью реакции, потому что температура оказывает двойственное влияние на практическую способность к растворению. С одной стороны, температура ускоряет реакцию, с другой стороны температура снижает растворение соли ацетата кальция в реакционном растворе.
По графикам на рисунках 3.10 и 3.11 видно, что при повышении температуры способность к растворению CaCO3 химреагентом DMC-2Ca снижается. Этот факт должен быть учтен при проектировании обработки, потому что продукты реакции могут попадать на забой скважины и загрязнять пласт. По расчетам на основе результатов, представленных на рисунках 3.10 и 3.11, видно, что при высоких температурах способность к растворению солеотложения химреагентом DMC-2Ca снижается по сравнению с его потенциалом при 40 оС. 2 этап исследований
Для проведения экспериментов на модели солеотложения CaCO3 при условиях, близких к реальным условиям эксплуатации в скважине, был использован образец CaCO3 в виде цилиндра пустого внутри (похож на отложения внутри НКТ), внешний диаметр 75 мм (соответствует внутреннему диаметру НКТ), внутренний 55 мм (для моделирования солеотложения на внутренней поверхности НКТ), длина 100 мм и толщина 10 мм (рисунок 3.12). Модель позволяет изолировать цилиндрический образец CaCO3, чтобы моделировать интервал НКТ при обработке химреагентом DMC-1Ca или DMC-2Ca. Модель с химреагентом окунается в термостат для моделирования практических условий (температуры). Результаты экспериментов с двумя химреагентами представлены в таблице 3.5.
Хелаты (хелатные соединения, также внутрикомплексные или циклические комплексные соединения) – это клешневидные комплексные соединения, образующиеся при взаимодействии ионов металлов с полидентатными (то есть имеющими несколько донорных центров) лигандами. Хелаты содержат центральный ион (частицу) – комплексообразователь – и координированные вокруг него лиганды. Хелаты используются обычно в виде солей ЕDTA как Кх-EDTA или Nax-EDTA для повышения растворения СаСО3. С целью подбора рецептуры составов химреагентов на основе хелатных соединений EDTA для удаления отложений карбоната кальция CaCO3 были выбраны 4 следующих химреагента: 1) реагент Disolvine E-39 компании Akzo-Nobel; 2) раствор на основе Na4EDTA; 3) раствор на основе K4EDTA; 4) раствор на основе K2EDTA. Исследование способности к растворению CaCO3 на модели солеотложения было проведено по методу определения потери массы при растворении, аналогично методике для химреагентов DMC-1Ca и DMC-2Ca. Результаты экспериментального определения способности растворения CaCO3 на модели солеотложения в НКТ раствором Disolvine E-39 представлены на рисунках 3.13 и 3.14. Экспериментальные результаты способности к растворению CaCO3 на модели солеотложения в НКТ раствором на основе Na4EDTA представлены на рисунках 3.15 и 3.16. Экспериментальные результаты способности растворения CaCO3 на модели солеотложения в НКТ растворами на основе K2EDTA, K4EDTA и Na4EDTA 15 % представлены на рисунке 3.17.
Известно, что способность к растворению CaCO3 химреагентами на основе хелатных соединений, сходных К2EDTA, незначительно изменяется при повышении температуры, поэтому для получения основы проектирования технологии с Descale 1 следует проводить только исследования влияния отношения V/S на способность к растворению и на кинетику растворения солеотложений химреагентом Descale 1.
Исследование способности растворения и кинетики растворения химреагента Descale 1 также проводятся по методу определения потери массы с помощью гидростатических весов, как уже проводились эксперименты с химреагентом DMC-2Ca. Объем химреагентов аналогичен объему при эксперименте с DMC-2Ca. Результаты исследования массы растворенного CaCO3 по времени химреагентом Descale 1 при различных отношениях и температуре 40 оС представлены на рисунках 3.18 и 3.19.
Выбор метода закачки химреагентов
Число порций химреагентов и воды зависит от конкретных условий, таких как расположение и уровень солеотложений в НКТ скважины. Однако следует придерживаться нескольких принципов и норм.
По данным таблиц 4.2 и 4.3 видно, что когда толщина слоя солеотложений составляет 0,5 мм; 1,1 мм; 1,6 мм и 2,1 мм, требуется для полного удаления солеотложения число замен химреагентов соответственно 1, 2, 3, 4. На практике мы можем только закачать химреагенты в нижнюю часть НКТ через верхние интервалы НКТ, поэтому число замен химреагентов преимущественно зависит от интервалов НКТ, которые требуют большего числа замен химреагентов (т.е. для самого толстого слоя солеотложений). Минимальное число порций химреагентов для закачки указано в таблицах 4.2 и 4.3 в столбцах (8). Максимальное число замен (включая порции химреагентов и воды) равно сумме замен, указанных в столбцах (8) в таблицах 4.2 и 4.3. Однако для удобства контроля объемов химреагентов и закачки не следует выбирать слишком маленькие порции. Следует выбрать минимальный объем одной порции порядка 2,5 м3.
Для эффективного удаления солеотложений из НКТ мы используем два химреагента Descale1 и DMC-2. Как показали результаты промысловых испытаний и лабораторных исследований, порядок закачки реагентов следующий: сначала закачать DMC-2Ca и затем Descale 1. Химреагент DMC-2Ca имеет высокую скорость растворения солеотложения, короткое время окунания помогает быстро удалить солеотложение в верхних интервалах НКТ и внешние слои солеотложения в нижних интервалах НКТ.
Толщина солеот-ложения Внутрен-ний радиус НКТ с солеотло-жением, мм Масса солеот-ложения на 1 м НКТ, кг Объем химреа-гента для заполне-ния 1 м НКТ с солеотло-жением, м3 Масса солеот-ложений, растворен-ных после каждого окунания, кг Объем химреа-гента для полного удаления солеот-ложений на 1 м НКТ, м3 Число окуна-ний хим-реа-гента Число замен химреа-гента Способность к растворению солеотложе-ний после последней порции химреагента, %
Толщина солеот-ложения Внутрен-ний радиус НКТ с солеотло-жением, мм Масса солеот-ложения на 1 м НКТ, кг Объем химреа-гента для заполне-ния 1 м НКТ с солеотложением, м3 Масса солеот-ложений, растворен-ных после каждого окунания, кг Объем химреа-гента для полного удаления солеот-ложения на 1 м НКТ, м3 Число окуна-ний хим-реа-гента Число замен химреа-гента Способность к растворению солеотложе-ний после последней порции химреагента, %
DMC-2Ca более эффективен, чем Descale 1, когда поверхность солеотложений покрыта нефтью. Descale 1 имеет невысокую скорость растворения солеотложения, требует более длительный период выдержки, но при этом характеризуется незначительной скоростью коррозии. Поэтому Descale 1 используется, когда большая часть поверхности солеотложения уже очищена от нефти. Такой порядок закачки гарантирует более эффективное удаление солеотложений и защиту поверхности НКТ от коррозии. Другая причина закачки Descale 1 после DMC-2Ca – Descale 1 состоит в предотвращении загрязнения пласта при попадении химреагентов и продуктов реакции на забой и в призабойную зону пласта. Предлагаемый порядок закачки следующий: - закачать 2,5…3,0 м3 буферной жидкости (морская вода с ПАВ) для отделения химреагентов от нефти и очистки слоев нефти с поверхности солеотложений; - закачать первую порцию DMC-2Ca, отстой на 1,5…2,0 ч; - закачать следующие порции DMC-2Ca, отстой 1,5…2,0 ч для каждой порции; - закачать 0,5 м3 буферной жидкости; - закачать первую порцию Descale 1, отстой 5…7 ч; - закачать следующие порции Descale 1, отстой 5…7 ч для каждой порции; - закачать первую порцию морской воды, отстой 5…7 ч; - закачать следующие порции морской воды, отстой 5…7 ч после каждой порции; - закачать последнюю порцию воды для выдавливания всех химреагентов из НКТ (в этом случае сумма объемов воды равна объему НКТ). 4.3. Влияние химреагентов на пласт Как показывалось выше, DMC-2Ca на основе уксусной кислоты, муравьиной кислоты и Descale 1 на основе хелатных соединений K2EDTA способны растворить солеотложение CaCO3. Это значит, при закачке их в призабойную зону пласта, они растворяют солеотложение в каналах. Кроме того, эти химреагенты могут растворить CaCO3 медленнее, чем соляная кислота, т.е они могут глубже проникать в призабойную зону пласта по сравнению с обычными кислотами. Таким образом, эти химреагенты более универсальны в широком радиусе и характеризуются более высокой эффективностью по сравнению с обычными кислотами. С другой стороны, сочетание двух химреагентов DMC-2Ca и Descale 1 предотвращает вторичное осадкообразование. Соли K2EDTA в Descale 1 реагируют с карбонатом кальция и переводят их в растворимые продукты. Также соли K2EDTA способны закреплять ионы Ca2+, Mg2+, Si2+, Fe3+, AI3+ за счет образования устойчивого комплекса с ионами металлов, предотвращая вторичное осадкообразование между ионами металлов и другими ионами в пласте. Поэтому хелатные соединения, в том числе соли EDTA, широко используются для ингибирования и предотвращения солеотложения в пласте нефти и газа.
Химреагент Descale 1 представляет собой смесь соли калия K2EDTA (калиевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты) и некоторых поверхностно-активных веществ и является маловредным для людей и живых организмов. При работе с химреагентом Descale 1 используют обычные средства защиты: перчатки, маски, защитные очки и т.д. Descale 1 подвергается биодеструкции, хорошо растворяется в воде и малоопасен для окружающей среды. Токсичность комплексов при длительном взаимодействии с организмами зависит от токсичности ионов металлов. Накопление химреагентов в организме незначительно, поэтому отравление маловероятно. Коммерческий реагент Descale 1 состоит из двух органических кислот (уксусной кислоты 14 % и муравьиной кислоты 35 %), некоторых поверхностно-активных веществ и растворителей. Химреагент Descale 1 относится к средней степени опасности. Однако для безопасности при использовании необходимо соблюдать правила безопасности, как в случае с другими кислотами. При соприкосновении с кожей и глазами он может вызвать ожог. Вдыхание воздуха с содержанием химреагента вызывает раздражение слизистых дыхательных путей, а со значительной концентрацией может оказывать действие на центральную нервную систему. Химреагент Descale 1 относится к средней степени опасности для водных животных, поскольку когда Descale 1 растворяется в воде, происходит его разбавление и он становится безвредным. Descale 1 не подвергается бионакоплению, способствует биодеструкции, особенно в водной среде и воздухе.
Выводы по главе Разработана и предложена методика расчета основных параметров исходных данных для закачки химреагентов, расхода химреагентов и технологии реализации в промысловых условиях.
Необходимость определения последствий отложения солей на стенках нефтяных скважин и их влияния на добычу нефти поставила ряд интересных задач, требующих четкого решения, что невозможно без представления физики происходящих в стволе скважины процессов. Поэтому при определении влияния отложений солей на добычу нефти был применен специальный пакет моделирования потока жидкости в трубах (стволе скважины). В качестве данного пакета реализации численных расчетов была выбрана программа гидрогазодинамического моделирования FlowVision. Выбор данного пакета моделирования связан со значительными функциональными возможностями программы (большим количеством уравнений, зависимостей и граничных условий, позволяющих составлять адекватную математическую модель под каждую конкретную задачу). В качестве рассматриваемых модельных задач выступил ряд участков ствола скважины длиной 1,5 м каждый с имитацией отложения солей на стенках НКТ посредством сужения радиуса проходного сечения до 0,02 м, 0,03 м, 0,04 м, 0,05 м при радиусе ствола скважины 0,07 м. Для оценки влияния сужения сечения скважины все задачи рассматривались с одинаковыми граничными условиями и на одной и той же математической модели. Описание используемой математической модели
Турбулентность это явление возникновения многочисленных возмущений хаотичного характера в текущем потоке жидкости или газа различной направленности и интенсивности как при наличии возмущающих воздействий, так и при их отсутствии зависящее при этом от скорости течения потока. Для учета влияния турбулентности при расчетах было создано множество моделей турбулентности (модель Буссинеска, Spalart-Allmaras (SA), Shear Stress Transport (SST), модель напряжений Рейнольдса, модель крупных вихрей (LES), Рейнольдса модель). Выбранная при расчетах модель турбулентности (Рейнольдсова модель турбулентности) хорошо описывает процессы, протекающие при гидродинамических расчетах движения жидкости в трубах. Данная модель, также называемая как «стандартная модель турбулентности», наиболее часто задействована при гидродинамических вычислениях. Обзор решений гидродинамических задач с применением пакетов гидрогазодинамического моделирования показывает, что наиболее часто при инженерных расчетах применяется модель турбулентности, так как она наиболее приспособлена для решения задач гидродинамики. . (5.6) Уравнение (5.6) показывает зависимость турбулентной вязкости от турбулентной энергии и диссипации турбулентной энергии. Турбулентная энергия характеризует процесс турбулентного течения; иными словами, турбулентная энергия это кинетическая энергия турбулентных вихрей основы турбулентного течения. В свою очередь, диссипация турбулентной энергии описывает процесс перехода энергии при пульсационном изменении скорости в турбулентном потоке от пульсации с большим масштабом к пульсациям более мелкого масштаба, то есть переход кинетической энергии в тепло.
Приведенные ниже уравнения (5.7) и (5.8) показывают зависимость турбулентной энергии и скорости диссипации турбулентной энергии в зависимости от параметров потока (скорости, плотности и вязкости, как динамической так и турбулентной): ; (5.7) , (5.8) где турбулентная энергия, скорость диссипации турбулентной энергии. Также в уравнениях заданы внутренние параметры, подходящие для решения задач подземной гидродинамики: ; ; ; ; ; ; . При этом на каждом итерационном шаге происходит решение уравнений относительно скорости, давления, концентрации, энтальпии, турбулентной энергии и диссипации, а также потенциала расстояния [53]. Также стоит отметить, что при моделировании учитывалась сила тяжести посредством задания вектора силы тяжести и коэффициента ускорения свободного падения, противоположно направленного оси Y.
