Содержание к диссертации
Введение
1 Особенности эксплуатации скважин в осложненных условиях на поздней стадии разработки залежей 10
1.1 Характер проявления осложнений при эксплуатации скважин 12
1.2 Современные методы борьбы с отложением солей и коррозией в скважинном оборудовании 23
1.3 Особенности защиты обсадной колонны от коррозии, отложения солей и развития СВБ 31
Выводы по разделу 1 37
2 Влияние техногенных факторов на продолжительность эксплуатации скважин, работающих в условиях отложения солей и коррозии в скважинном оборудовании 38
2.1 Применение закачки пресных и сточных вод на Арланском месторождении 39
2.2 Факторы, влияющие на срок эксплуатации обсадных колонн 44
2.3 Структура характерных периодов эксплуатации скважин, работающих в осложненных условиях отложения солей и коррозии 47
Выводы по разделу 2 56
3 Применение вспененных азотом ингибирующих композиций коррозии и солеотложения для защиты скважинного оборудования 57
3.1 Разработка технологии обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения 57
3.2 Требования к приготовлению вспененной ингибирующей композиции и его расчет 60
3.3 Установки по приготовлению и закачке вспененных ингибирующих композиций коррозии и солеотложения и их совершенствование 69
Выводы по разделу 3 75
4 Результаты внедрения технологии обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения 76
4.1 Влияние обработок ВИК на снижение скорости коррозии 77
4.2 Влияние кратности обработок ВИК на их технологическую эффективность 86
4.3 Улучшение эксплуатационных характеристик скважин, систематически обрабатываемых ВИК 89
Выводы по разделу 4 94
Основные выводы и рекомендации 96
Список использованных источников 97
- Характер проявления осложнений при эксплуатации скважин
- Применение закачки пресных и сточных вод на Арланском месторождении
- Разработка технологии обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения
- Влияние кратности обработок ВИК на их технологическую эффективность
Введение к работе
Отложение солей и коррозия в скважинах являются серьезными проблемами, осложняющими эксплуатацию скважин в основных нефтедобывающих регионах Российской Федерации. Особо остро эти осложнения проявляют себя на месторождениях, где активно развивалась система поддержания пластового давления (ППД) и в качестве рабочего агента в больших объемах использовались пресные, минерализованные, сточные или биозараженные воды. Проявление осложнений техногенного происхождения характерно и при эксплуатации скважин крупнейшего в Республике Башкортостан Арланского нефтяного месторождения.
Эти осложнения приводят к снижению дебитов нефти, выходу из строя насосного оборудования, преждевременным ремонтам и авариям. Основным направлением борьбы с ними является предотвращение процессов солеотложения и коррозии с помощью ингибиторов.
Наиболее важной и дорогостоящей частью скважины является обсадная колонна. При эксплуатации и ремонтах начинает проявляться ее коррозионный и механический износ. По мере увеличения продолжительности работы скважин текущий износ усиливается из-за многократных травмирующих ремонтов по устранению отложений солей и роста активности коррозионной среды. Наиболее значительно коррозионные процессы ускоряются при добыче сероводородсодержащей продукции. Совместное действие коррозионных и износообразующих факторов приводит к потере герметичности обсадной колонны. Восстановить ее работоспособность можно только путем проведения трудоемких и дорогостоящих капитальных ремонтов скважин (КРС), успешность которых недостаточно высокая. Поэтому для увеличения ее срока службы необходимо широкое применение мероприятий по предотвращению отложения солей и коррозии.
Для защиты скважин от отложения солей и коррозии в промысловых условиях широкое распространение получил метод закачки ингибирующих составов в призабойную зону пласта (ПЗП). Эти обработки обеспечивают надежную продолжительную защиту. Выносимая потоком продукции ингибирующая композиция обеспечивает защиту в следующих зонах скважины: обсадная колонна от интервала перфорации до приема насоса - сам насос — внутренняя поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) — выкидная линия. При этом не защищенной остается зона межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ от устья до приема насоса. Данные о количестве нарушений обсадной колонны в скважинах Арланского УДНГ за 1995-2007 гг. свидетельствуют о том, что на эту зону приходится 34% нарушений. Применяемые технологии не обеспечивают длительной надежной защиты указанной зоны (эффект длится не более 30 суток). Поэтому необходимо дальнейшее развитие и усовершенствование как применяемьгх, так и разработка принципиально новых технологий защиты от отложения солей и коррозии поверхности межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ от устья скважины до приема насоса.
Цель работы
Уменьшение солеотложеиия и коррозии при эксплуатации скважин в условиях добычи сероводородсодержащих псфтей за счет использования вспененных ингибирующих композиций.
Основные задачи исследований
1. Выявление характерных периодов эксплуатации скважин в условиях отложения солей и активной коррозии.
Исследование процесса интенсивного отложения солей и активной коррозии в наклонных скважинах, приводящего к сокращению срока службы обсадных колонн.
Разработка ингибирующих составов с повышенными ингибирующими свойствами и технологии их применения путем вспенивания. Оценка изменения скорости коррозионного разрушения в результате обработки вспененными композициями.
Оценка результатов применения вспененных ингибирующих композиций для защиты от отложения солей сложного состава и коррозии скважин и анализ их эффективности.
Методы исследований
При решении поставленных задач использовались методы математической статистики, планирования эксперимента. Для анализа результатов использовалась исходная промысловая информация, полученная с помощью современных приборов и методов измерения коррозионной агрессивности попутно добываемых вод и изучения состава отложений солей.
Научная новизна
1. Установлены пять характерных периодов эксплуатации скважин, обусловленные изменением обводненности и состава добываемой продукции и, как следствие этого, возникновением и развитием процессов солеотложения и коррозии и являющихся временными диагностическими признаками осуществления геолого-технических мероприятий по поддержанию технического состояния скважин.
Выявлена зависимость между профилем ствола скважин (максимальным зенитным углом) и продолжительностью их эксплуатации в условиях отложения солей и коррозии.
Установлено, что создание в межтрубном пространстве защитной пленки на поверхности оборудования и эффективное диспергирование ингибиторов в добываемой продукции для предупреждения коррозии и солеотложения происходят за счет выбранного соотношения реагентов (30-35% - ингибитор коррозии Азимут-14, 9-10% - ингибитор солеотложения СНПХ-5313, 40-45% - нефть, 15-17% - пенообразователь), а также в результате снижения плотности ингибирующей композиции вспененной азотом.
Практическая ценность
Разработанные технология и стандарт ОАО «АНК «Башнефть», используются в филиале ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул» при предотвращении коррозии и отложения солей сложного состава в скважинах. В соответствии с данным стандартом в 2006-2007 гг. проведено 18 обработок скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения. Максимально достигнутая степень защиты от коррозии составила 82,8%; продолжительность работы при степени защиты более 65% в среднем по всем скважинам составила 3-4 месяца; максимально достигнутый средний коэффициент торможения коррозии составил 6,4. Систематическое ежегодное проведение обработок в 2002-2007 гг. на пяти скважинах Арланской площади Арланского месторождения позволило увеличить МРП скважин на 33%. В целом продолжительность эффекта с различной степенью защиты от обработок достигает 10... 12 месяцев.
Разработанная технология применения ингибирующих композиций в составе азотсодержащей пены включена в курс лекций и проведение
практических занятий по дисциплине «Эксплуатация скважин в осложненных условиях», а также курсовое и дипломное проектирование со студентами горно-нефтяного факультета УГНТУ по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 60-ой Юбилейной Межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ-2006" в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина (г. Москва, 2006), на Всероссийской научной конференции-конкурсе студентов выпускного курса в Санкт-Петербургском государственном горном институте (г. Санкт-Петербург, 2007), на 57-й, 58-й, 59-й, 60-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (г. Уфа, 2006, 2007, 2008, 2009), на техническом совете ДООО Теопроект" (г. Уфа, 2006).
Публикации
Содержание работы опубликовано в 14 научных трудах, в том числе 6 статей опубликованы в ведущих рецензируемых изданиях ВАК Минобразования и науки РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка использованных источников, состоящего из 122 наименований, и 4 приложений. Текст работы изложен на 133 страницах, включая 23 рисунка и 12 таблиц.
Автор благодарит за неоценимую помощь в формировании плана диссертации, обработке и обобщении результатов экспериментальных и промысловых исследований научного руководителя, профессора Юрия Викторовича Антипина. За содействие и руководство при внедрении разработок в промысловых условиях автор также выражает благодарность начальнику ЦНИПР филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул», кандидату технических наук Радику Фанавиевичу Габдуллину, начальнику Арланского УДНГ Альтафу Галияскаровичу Шакрисламову.
При решении отдельных поставленных задач автор получал консультации и помощь при проведении экспериментальных работ и внедрении рекомендаций, за что выражает свою искреннюю благодарность: М.Д. Валееву,
Ф.С. Гарифуллину, |С.В. Дорофееву!, М-Х. Файзуллину}, P.P. Мусину, Ю.В. Зейгману, М.А. Токареву, В.Ф. Мерзлякову, Н.Р. Яркеевой, Р.С. Мустафину, А.Р. Аюпову.
Автор выражает большую признательность работникам кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета и работникам Арланского УДНГ и ЦНИПР филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул», ООО «Башнефть-Геопроект», помогавшим в выполнении и обсуждении настоящей работы.
*
Характер проявления осложнений при эксплуатации скважин
Масштаб проблем солеобразования и коррозии в современных условиях добычи нефти огромен. Солевым отложениям подвергался практически весь обводненный фонд добывающих скважин, серьезно снижая производительность последних [117, 119]. Отложения солей в той или иной степени проявляются при эксплуатации месторождений практически во всех нефтедобывающих странах мира: в государствах бывшего СССР, США (преимущественно сульфаты и карбонаты), Канаде, Великобритании (в основном сульфаты), Алжире (хлориды и карбонаты), на Среднем Востоке (сульфаты кальция, бария и стронция), в Юго-Восточной Азии (сульфаты и карбонаты кальция). Формирование отложений солей может происходить по всему пути движения добываемой продукции: пласт - призабойная зона пласта (ПЗП) - перфорационные отверстия - скважина - глубинный насос - НКТ -устьевое оборудование - выкидная линия - АГЗУ - сборные коллектора -установки подготовки воды — водоводы — КНС — нагнетательные скважины [40, 46, 104, 120, 121, 122].
Для отечественных месторождений наиболее характерным является преобладание в составе осадков следующих типов солей [45, 46]: кальцита (СаС03), гипса (CaS04x2H20), ангидрита (CaS04), барита (BaS04), баритоцелестина (Ba(Sr)S04), галита (NaCl). Позднее на завершающей стадии разработки месторождения начинают проявляться отложения сульфидов, преимущественно — сульфида железа. Состав осадков из скважин Башкортостана, определенный химико-аналитическими методами, достаточно хорошо изучен [6, 19, 20]. Используемые методики сложны и трудоемки, требуют проведения многочисленных анализов. В основном состав осадков не мономинерален. Отложения в скважинах месторождений северо-запада Башкортостана классифицируются в зависимости от состава на гипсоуглеводородные, гипсосульфидоуглеводородные, карбонатосульфидо-углеводородные, сульфидопесчаные [6, 19, 20].
В последнее время находят применение новые экспресс-методы определения состава отложений. С участием автора изучался состав проб отложений солей скважин северо-запада Башкортостана. Состав осадков определялся с помощью энергодисперсионного рентгеновского спектрометра "Mini Pal" фирмы "Philips", позволяющего определить в исследуемых образцах присутствие серы (S), калия (К), лития (Li), стронция (Sr), бария (Ва), йода (J), цинка (Zn), никеля (Ni), марганца (Мп), свинца (РЬ), таллия (ТІ) и других элементов. Физический принцип определения состоит в том, что под действием излучения рентгеновской трубки в анализируемом образце возбуждается вторичное флуоресцентное излучение, содержащее характеристические рентгеновские линии каждого из элементов, входящих в состав образца. Флуоресцентное излучение от образца поступает в спектрометрический канал, в котором выделяется аналитическая линия определяемого элемента, направляемая во входное окно детектора рентгеновского излучения. Использование рентгено-флуоресцентного анализа для исследования элементного состава анализируемых проб основано на определении функциональной связи между интенсивностью характеристического рентгеновского излучения атомов различных химических элементов и их концентрацией в анализируемых образцах. Это достигается калибровкой сигнала спектрометра, полученного при исследовании образцов с известным содержанием анализируемых элементов (стандартных образцов). Для создания рентгеновского излучения используется трубка с родиевым анодом. Спектрометр управляется персональным компьютером и снабжен устройством смены проб, а также системой гелиевой продувки. Элементный состав осадков из скважин северо-запада Башкортостана, полученный с участием автора [21], представлен в таблице 1.1.
Из таблицы 1.1 видно, что проанализированные осадки представлены, в основном, соединениями Са, Fe и S. На основании этого можно судить о минеральном составе отложений. В настоящий период разработки на большинстве залежей этого региона образуются отложения, содержащие в основном сульфид железа, гипс, кальцит, а в качестве примесей галит, механические частицы глины и песка, углеводородные компоненты нефти, выпадающие в виде твердой фазы [21, 25]. Получаемые в результате рентгено-флуоресцентного анализа данные (таблица 1.1) свидетельствуют об эффективности его применения в качестве экспресс-метода изучения элементного состава осадков.
Кроме минеральной части в отложениях имеется и органическая, которая при химических анализах классифицируется как «потери при прокаливании». Наряду с углеводородными компонентами и продуктами коррозии, в составе солевых отложений могут присутствовать в виде примесей различные химические соединения. Дополнительными компонентами в отложениях являются сульфаты и карбонаты магния, гидроксиды кальция и магния, гидроокислы и окислы железа, магнезиальный кальцит, доломит. Также могут присутствовать такие минеральные образования, как бишофит, кизерит, эпсомит, гидрогалит, формирующиеся из природных вод под воздействием естественных и техногенных факторов [6, 19, 20, 45, 46, 83].
Среди отложений солей встречаются осадки различной структуры: микро- и мелкокристаллические, плотные слоистые с различной величиной кристаллов с включением углеводородов и крупнокристаллические. Процесс образования неорганических солей рассматривается как массовая кристаллизация из-за наличия пересыщенных солями растворов и состоит из следующих этапов: зародышеобразование, рост кристаллов, перекристаллизация солевого осадка. Они могут протекать и поочередно, и одновременно [92]. Большую роль в кинетике кристаллизации играет этап зародышеобразования. Кристаллообразование возникает в пересыщенном, выше равновесной концентрации растворенного вещества, растворе. Различают зародышеобразование двух типов: - гетерогенное, когда зародыши кристаллов возникают на границах раздела (раствора и твердых тел, различных примесей и др.).
Применение закачки пресных и сточных вод на Арланском месторождении
Ингибиторами солеотложений могут быть неионогенные полифосфаты, производные сульфокислот, органические производные фосфоновой и фосфорной кислот, низкомолекулярные поликарбоновые кислоты, полимеры и сополимеры кислот типа акриловой или малеиновой, а также различные их композиции. В состав ингибиторов могут вводиться дополнительные вещества, усиливающие ингибирующее действие. Современные ингибиторы, как правило, представляют собой именно композиции веществ [36, 107, 108, 114, 115, 118].
Многокомпонентные ингибирующие композиции условно делятся на: составы, один из компонентов которого не является ингибитором, но усиливает их действие; составы, состоящие только из компонентов ингибирующего действия. Наиболее распространенная систематизация известных в промысловой практике структур ингибиторов приведена в работе [46].
В качестве химических реагентов, препятствующих кристаллизации малорастворимых солей, эффективно используются комплексоны [36], на основе которых создаются эффективные ингибиторы солеотложения. Эффективные ингибиторы солеотложения требуют соответствующих технологических способов их применения. Технологии могут применяться и комбинированно или попеременно, в зависимости от места образования осадка, характера, интенсивности отложений или коррозионного процесса. Перед реализацией той или иной технологии предупреждения солеотложения и коррозии проводятся подготовительные мероприятия по определению основных интервалов, в которых происходит этот процесс, и по их очистке.
Одним из наиболее распространенных и надежных методов является постоянная подача ингибитора в скважину с помощью специальных дозировочных насосов и устройств [28, 46]. В последнее время их применение расширилось за счет использования капиллярных систем доставки реагентов до нужной точки в скважине. Недостатком является необходимость постоянного контроля их работы и обслуживания. Реагент обычно подается в виде раствора с пресной водой, в зимнее время - в чистом виде. Расход реагента корректируется в зависимости от динамики дебита и текущей насыщенности попутно добываемой воды солями. Другим недостатком является то, что при использовании различных дозировочных устройств не обеспечивается защита подземного оборудования в газовой зоне 1.
Применяется метод периодической подачи ингибитора в затрубное пространство скважины, однако его применение ограничено высотой динамического столба. На промыслах северо-запада Башкортостана для этих целей применяются ингибиторы серии Нефтехим, СНПХ-6014МС, СНПХ-5301, ИСБ-1, Инкредол, Дифонат, Азимут-14. Однако эффективность таких прокачек не высокая. Продолжительность защиты оборудования очень мала (6-20 сут). Это объясняется, главным образом, значительной разницей между плотностью газированной нефти в межтрубном пространстве скважины (750 - 850 кг/м ) и плотностью ингибитора коррозии (910 - 960 кг/м ). По этой причине ингибитор быстро «проваливается» сквозь слой нефти в межтрубном пространстве на прием насоса и тем самым за короткое время выносится из скважины. При этом ингибитор не успевает в полной мере диспергироваться в затрубной нефти, в особенности в скважинах с низким динамическим уровнем, в результате до 80% ингибитора расходуется не эффективно. Для повышения эффективности ингибирования на промыслах северо-запада Башкортостана проводили прокачку ингибирующих композиций пониженной плотности за счет использования нестабильного бензина малой плотности, однако проведение таких обработок скважин пожароопасно и поэтому их рекомендуется проводить только зимой. Другой способ основан на прокачке ингибитора коррозии с последующей циркуляцией ингибитора в количестве двух объемов межтрубного пространства [19]. В промысловых условиях эти технологии позволили увеличить срок защиты оборудования до 20-30 сут.
Дозирование реагента применимо при отложениях в подземном оборудовании и НКТ, но при отложении солей в ПЗП и ниже интервала подвески насоса необходима продавка реагентов в пласт. Она может быть осуществлена различными способами. При разработке залежей с ППД находит применение способ подачи ингибитора через закачиваемую жидкость. Однако при данном способе большая часть реагентов адсорбируется в пласте, не доходя до добывающих скважин.
Распространенным направлением защиты оборудования от коррозии, предотвращения отложения солей, асфальтеносмолопарафиновых отложений, сульфида железа являются обработки скважин различными химическими реагентами, ингибирующими композициями и бактерицидами путем периодической закачки их в ПЗП с помощью насосных агрегатов [6, 19, 28, 39, 46, 62]. Они позволяют предотвращать отложение солей и коррозию на протяжении всего периода выноса реагента с продукцией скважины (в достаточных для ингибирования концентрациях), обеспечивая защиту оборудования по схеме: ПЗП — добывающая скважина — насосное оборудование - выкидная линия. Для различных конструкций поверхностного и глубинного оборудования технология проведения таких обработок может незначительно отличаться. Давление закачки определяется приемистостью пласта и не должно превышать давлений опрессовки эксплуатационной колонны скважины и гидроразрыва пласта. После пуска скважины в эксплуатацию ведется контроль состава продукции скважины, при снижении минимально допустимой концентрации ингибитора проводится повторная обработка. Недостатком, так же как и при использовании различных конструкций дозировочных устройств, является то, что не обеспечивается защита подземного оборудования в газовой зоне .
В работе [6] рассматривается способ закачки растворов ингибиторов солеотложения в ПЗП в составе двухфазной пены. Вспененная структура способствует удержанию ингибитора на поверхности породы и более медленному выносу его потоком продукции. Продолжительность разрушения пены в пласте может достигать 14 месяцев. Дальнейшим совершенствованием технологии закачки реагентов в ПЗП является применение ингибиторов отложения солей с улучшенной адсорбционно-десорбционной характеристикой [9, 42, 102]. При таких закачках в состав ингибирующих композиций вводятся соляная или органическая кислоты. Они повышают адсорбцию реагентов на поверхности пористой среды и замедляют их десорбцию, что приводит к увеличению продолжительности эффекта от обработок.
Ликвидация образовавшихся осадков и восстановление производительности скважинного оборудования проводится с помощью механических, химических и комплексных методов [72]. К механическим методам относятся разбуривание солевых пробок долотами, винтобурами, проработка ствола расширителями, скребками и другими специальными устройствами. Химические методы основаны на использовании растворителей различного типа при разрушении рыхлых отложений в начальной стадии осадконакопления. Комплексные методы включают в себя термогазохимическое воздействие в интервале перфорации и сочетание механических методов очистки ствола скважины с химическими.
Разработка технологии обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения
Песчаники пласта СП, с которыми связаны основные запасы нефти на участке, характеризуются относительно лучшими коллекторскими свойствами по сравнению с пластами CIVo, CIV, CV. Нефтенасыщенная толщина песчаников пласта СП по скважинам изменяется от 1 до 5 м. Пласт представлен коллекторами в 95% пробуренных скважин. По геофизическим данным среднее значение пористости пласта равно 21%, нефтенасыщенности 85%. ВНК по пласту СП в районе скв. 8091 ориентировочно имеет отметку минус 1181 м, на севере — минус 1185 м.
Пласт CIVo представлен породами-коллекторами в виде линзы в районе скв. 8016 и 2785. Зона распространения песчаников составляет всего 4,4% от всей площади участка. Максимальная нефтенасыщенная толщина равна 1,4 м, минимальная 0,8 м. Среднее значение пористости по пласту CIVo равно 20%, нефтенасыщенности 77%.
Пласт CIV представлен породами-коллекторами не повсеместно, но они более развиты в северной и в центральной части площади. Участки развития линзовидных песчаников составляют 18,7% от общей площади участка и имеют вид полос северо-восточного простирания. Пласт представлен коллекторами в 22 скважинах. Среднее значение пористости равно 20%, нефтенасыщенности -79%.
В пределах опытного участка коллекторы пласта CV имеют очень ограниченное площадное распространение и представлены двумя небольшими линзами. Основное развитие линзовидные песчаники получили в северо-восточной части опытного участка. Суммарно песчаные линзы занимают лишь около 8,3% площади участка. По геофизическим данным среднее значение пористости равно 20%, а нефтенасыщенности 77%.
Пласт CVI на участке представлен коллекторами в 60 пробуренных скважинах, только в двух скважинах (7993, 8075) отмечено отсутствие коллекторов. Пласт в основном водонасыщен (в 85% скважин). Среднеарифметическая толщина нефтенасыщенного песчаника в зоне распространения коллекторов составляет 2,7 м. Среднее значение пористости по геофизическим данным равняется 22%, а нефтенасыщенности 81%. Отметка ВНК по пласту CVI изменяется в пределах минус 1187,6-1194,7 м. В целом геологическое строение продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона на Акинеевском участке является типичным и для других участков Николо-Березовской площади Арланского нефтяного месторождения [10, 11, 87, 99].
Акинеевский участок, как и Арланское месторождение в целом, находится на завершающей стадии эксплуатации, характеризующейся высокой степенью обводненности (более 95%). В последние годы нормальная эксплуатация опытных полей участка нарушается рядом осложнений в работе добывающих и нагнетательных скважин [28, 51, 93, 96, 98], основными из которых являются: рост количества ремонтов скважин, связанных с необходимостью очистки скважин от отложений неорганических солей, что приводит к появлению негерметичности обсадных колонн; рост аварийности эксплуатационных колонн из-за их коррозионного износа; влияние профиля ствола на продолжительность эксплуатации скважин; увеличение объема работ, связанных с защитой от коррозии выкидных линий нефтяных скважин; снижение приемистости нагнетательных скважин и т.д. Основной причиной всех этих осложнений являлась закачка пресных вод завода «Искож» для поддержания пластового давления, характеризующихся высокой коррозионной активностью, а также недостаточной очисткой их от твердых компонентов, нефтепродуктов и т.п. Коррозионная активность закачиваемых вод, главным образом, обусловлена отсутствием систем деаэрации пресной воды, как химической, так и механической, т.е. систем, обеспечивающих снижение содержания растворенного кислорода в пресной воде до допустимых концентраций. Содержание растворенного кислорода в закачиваемой пресной воде достигало величины 10 мг/л. Кислород и другие окислители могут привести к изменению солевого состава пластовых вод и в ряде случаев - к осаждению солей металлов, находящихся в растворенном состоянии, переводом закисных форм в окисные. Так, хлористое железо под воздействием кислорода воздуха и пресной воды, гидролизуясь, осаждается в виде гидрата окиси железа. В присутствии кислорода, хлора или углекислого газа железо может выпадать в осадок в виде Fe202, Рез03, Ре2(С0з)з , снижая проницаемость коллектора.
Влияние кратности обработок ВИК на их технологическую эффективность
Для более продолжительной защиты скважинного оборудования в интервале межтрубного пространства эксплуатационной колонны и НКТ (зоны 1 и 3 на рисунке 1.6), характеризующегося недостаточно эффективной защищенностью от коррозии и солеотложения, а также скважинного оборудования в других интервалах, при участии автора разработана технология закачки ингибирующих композиций в межтрубное пространство во вспененном виде [7, 8, 17, 24, 25, 26, 27, 28, 61, 96]. Основой для разработанной технологии послужило предложение ученых УГНТУ и промысловых работников НГДУ «Арланнефть» по закачке вспененных ингибиторов, коррозии и солеотложения в затрубное пространство скважин [63]. Однако для практического использования этого предложения потребовалось проведение специальных дополнительных лабораторных и промысловых исследований, по результатам которых был разработан стандарт СТО 03-187-2005 «Технологический регламент по применению ингибирующих композиций в составе азотсодержащей пены для обработки скважин, осложненных коррозией подземного оборудования и отложениями солей сложного состава, на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» [78].
Сущность разработанной технологии заключается в том, что в межтрубное пространство скважины подается ингибирующая композиция в составе мелкодисперсной, высокоустойчивой азотсодержащей пены. Вспенивание ингибирующей композиции производится для снижения ее плотности и более равномерного заполнения межтрубного пространства [3, 82, 84]. Использование для этой цели азота вместо воздуха целесообразно с точки зрения промышленной и экологической безопасности [35, 64, 65] и исключает образование оксидов железа и возникновение каких-либо других нежелательных окислительных процессов, в то же время не приводит к серьезному удорожанию обработок и снижению технологичности их проведения.
Вспененная ингибирующая композиция (ВИК) способна длительное время сохранять свою структуру и обеспечивать защиту подземного оборудования, контактируя с поверхностью НКТ 2 и эксплуатационной колонны 6 (см. рис. 1.6). При этом содержащийся в ней ингибитор коррозии образует на поверхности металла защитную пленку, а ингибитор отложения солей, адсорбируясь на поверхности оборудования, предотвращает агрегацию зародышей микрокристаллов сульфида железа. Защита межтрубного пространства скважины в интервале от уровня жидкости до приема насоса 3, а также самого насоса 7 и далее внутренней поверхности НКТ 2, обеспечивается постепенным поступлением жидкой фазы ингибирующей композиции. Медленное поступление ингибирующей композиции позволяет ей тщательно диспергироваться в жидкости, находящейся над приемом насоса. При этом жидкая фаза композиции образуется «сверху вниз» вследствие постепенного разрушения пены со свободной поверхности под воздействием сил гравитации. В результате ингибирующая композиция смачивает поверхность металла, обеспечивая дополнительную защиту поверхности межтрубного пространства скважины в интервале от устья до уровня жидкости, а также обогащение жидкой фазой нижних слоев вспененной композиции. Таким образом, осуществляется дозирование ингибиторов в течение определенного времени и достигается полная защита по схеме: поверхность межтрубного пространства от устья до динамического уровня - интервал газированной нефти - рабочие органы насоса - внутренняя поверхность НКТ - выкидная линия скважины. Объектами для обработки ингибирующими композициями в составе азотсодержащей пены являются скважины, эксплуатирующиеся в условиях сероводородной коррозии и образования отложений солей комплексного состава с сульфидом железа, характеризующихся: - повышенным содержанием сероводорода (более 20 мг/дм) в добываемой продукции и затрубном газе; - насыщенностью попутно добываемой воды сульфатом и карбонатом кальция выше равновесной. Перед обработкой оценивают текущее техническое состояние скважины, проверяют герметичность ее эксплуатационной колонны, уточняют дебит и динамический уровень жидкости. Отбирают пробы добываемой продукции и определяют ее обводненность. Исследуют химический состав попутно добываемой воды, содержание механических примесей, ионов железа, сероводорода, наличие СВБ и измеряют фоновую скорость коррозии. Работы на скважине проводят согласно плану, утверждаемому руководством структурного подразделения компании, в котором указываются: - конструкция скважины, типоразмер скважинного оборудования, параметры ее эксплуатации; - схема размещения оборудования; - параметры для приготовления ингибирующей композиции в составе азотсодержащей пены и ее закачки в затрубное пространство скважины; - ответственное лицо из числа инженерно-технических работников, назначенное приказом по предприятию; - меры безопасности. После проведения обработки проводится систематический контроль ее эффективности. Не реже двух раз в месяц проводят определение скорости коррозии электрохимическим методом по пробам попутно добываемой воды, отбираемым из выкидной линии скважин через пробоотборник. Определение агрессивности проводят в лабораторных условиях с помощью индикатора скорости коррозии типа «Моникор», т.е. фактически контроль эффективности обработок производят на последнем этапе действия ВИК. Также не реже двух раз в месяц проводят анализ попутно добываемой воды на определение шести компонентного ионного состава, на содержание ионов железа и сероводорода. Один раз в месяц проводится анализ попутно добываемой воды на содержание СВБ.
