Следующий технологический метод – это ограничение водопритоков скважины, то есть, капитальный ремонт скважин в случае поступления воды вследствие негерметичности эксплуатационной колонны и применение водоизолирующих составов в случае прорыва воды в продуктивном пласте. Недостатки метода сопряжены со значительными затратами и сложностью ег ореализации.Следующий метод – защитные покрытия и детали из специальных материалов. Принцип действия – использование покрытий рабочих поверхностей, контактирующих с солевыми растворами, веществами, имеющими малую адгезию к солям: стекло, эмаль лаки, полимер и пластики. Преимущество метода состоит в том, что он не усложняет технологию эксплуатации внутрискважинного оборудования. Недостатки – сложность нанесения на поверхности, высокая стоимость и относительная недолговечность и хрупкость покрытий.ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫнерная практика пилотный выпуск 13Применяется целый ряд способов подачи ингибиторов солеотложений, в том числе, в зависимости от объекта.Если мы говорим про скважину, то возможны следующие варианты: дозирование с помощью устьевого дозатора в затруб дозатором типа УДЭ, дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру, периодическая закачка в затруб с помощью агрегатов, и применение погружных скважинных контейнеров с реагентом.Если мы говорим о доставке реагента в пласт, то применяются следующие основные способы: задавка в пласт добывающих скважин, закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибиторов с проппантом при ГРП, введение ингибиторов с жидкостью гидроразрыва при ГРП, совмещение кислотной обработки с введением ингибитора, и введение ингибитора с жидкостью глушения.Задавка ингибитора в пласт по технологии Squeeze.Преимущества этого метода – возможность закачки на пластах с различными фильтрационными свойствами, происходит защита призабойной зоны пласта, задается глубина проникновения.Следующий метод – это введение ингибитора с жидкостью разрыва при ГРП.Преимущества данного метода – защита обширной области ПЗП, высокая продолжительность эффекта. Дальнейшая эксплуатация скважин не требует специального оборудования при сокращении времени на КРС.Недостаток этого метода – повышенные требования к совместимости ингибитора сагентом ГРП и значительные затраты на ингибиторы.Применяется также и метод введения ингибитора с проппантом.Непосредственно на Верхне-Коликеганском месторождении используется реагент АЗОЛ 3010 ингибитор отложений сульфатов и карбонатов.
Реагент Азол 3010 представляет собой композицию аминометиленфосфонатов в водо-метанольном растворе. Азол 3010 предназначен для применения в качестве ингибитора отложений труднорастворимых солей кальция, магния, бария в нефтепромысловом оборудовании при добыче и подготовке нефти, при опреснении морской воды, утилизации высокоминерализованных вод, для ограничения накипеобразования в теплоэнергетических системах, в промышленных охлаждающих системах и в других процессах, где имеется контакт металлической поверхности с водой, содержащей соли. Реагент Азол 3010 действует блокируя активные центры кристаллизации труднорастворимых солей. Азол 3010 эффективно предотвращает образование отложений как карбонатов кальция и магния так и сульфата кальция.Применение Реагента Азол 3010 осуществляется по методу:– периодическое введение реагента в призабойную зону пласта скважины;– постоянная дозировка в затрубное пространство скважины;– периодическая закачка реагента с устья на рабочее УЭЦН;– введение АЗОЛА в секции УЭЦН перед спуском в скважину;– при ремонте скважины капсулированный ингибитор АЗОЛ вводится через жидкость глушения и спускается с ней на забой в течении 10 часов, в следствии данного метода в составе пластовой жидкости ещё пол года присутствуют следы ингибитора;– продавка в пласт АЗОЛА при проведении кислотной обработки.При перенасыщении труднорастворимых карбонатов 200 – 250 г./т и сульфатов 550 – 600 г./т, эффективные дозировки реагента Азол 3010 составляют 10 -15 г./т.А так же на месторождении используется метод профилактической промывки рабочего УЭЦН HCL, при прохождении через ЭЦН кислота растворяет соли.
Причиной выноса мехпримесей является: -
Обратный вынос проппанта;
-
Неконсолидированный в пласте песок;
-
Подвижные глины.
Методы борьбы с выносом механических примесей:1).Скважина продолжает добычу жидкости вместе с песком.Допускается вынос определенного количества песка. Экономическое преимущество метода несомненно, т.к. он не требует затрат на капитальный ремонт. Следует однако сравнить возможные затраты за определенный период времени (неизбежные смены насосов) и принять наиболее экономичное решение; 2).Монтаж ЭЦН с пескоотделителем.Пескоотделитель предотвращает попадание абразивных частиц в двигатель ЭЦН и предохраняет его от разрушения. Метод легкий в смысле монтажа и стоимости дополнительного оборудования. Не решает проблему кардинально вследствие забивания пескоотделителя с течением времени. Фирма-изготовитель продолжает работать над совершенствованием отделителей механических примесей; 3).
Монтаж насоса – «жертвы».Спуск временного насоса. Как показывает практика, это требует значительного увеличения времени работы бригады на скважине и не гарантирует положительного эффекта; 4).Установка гравийного фильтра в забое скважины.Метод рекомендован как последняя возможность в борьбе с песком вследствие высокой стоимости, а также того, что с течением времени фильтр забивается песком, окалиной, органическими осадками и его проницаемость уменьшается. Следовательно, уменьшается дебит, начинается процесс разрушения призабойной зоны; 5).Сваббирование скважины и создание большой депрессии.Откачивание жидкости на первоначальном этапе с помощью поршня. Метод привлекательный с точки зрения затрат. Время сваббирования трудно прогнозировать; 6).Отработка азотом с использованием комплекса ГНКТ.Основное преимущество этого метода в том, что он может использоваться наряду с уже действующими методами работы на скважине. После промывки забоя азот закачивается через гибкую НКТ на необходимую глубину и в скважине поддерживается депрессия в течение необходимого времени, отработанная жидкость поступает в выкидную линию. Затем проводится окончательная промывка забоя. Продолжительность работ можно прогнозировать. Обеспечивается полный контроль скважины. Сразу после закачивания скважина начинает давать продукцию.Непосредственно в ОАО «Варьеганнефтегаз» на Верхне-Коликеганском месторождении используется технология отработки ЭЦН в периодическом режиме. Этот метод используется, дабы не допустить попадания на вход в ЭЦН пропанта. Время за которое пластовая жидкость с пропантом достигнет входа в ЭЦН рассчитывается по следующим параметрам: производительность ЭЦН, изменение динамического уровня, глубина спуска ЭЦН.Процесс заключается в пуске скважины до момента подхода жидкости к входу в ЭЦН, затем скважину отключают и так несколько раз, пока взятые из скважины пробы на мехпримеси не будут в норме, затем скважину переводят на постоянный режим.Причины образования АСПО: -
Снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
-
Интенсивное газовыделение;
-
Уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
-
Изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;
-
Состав углеводородов в каждой фазе смеси;
-
Соотношение объема фаз;
-
Состояние поверхности труб.
Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.В настоящее время известно около двадцати различных способов борьбы с отложениями парафина. Каждый из методов борьбы с отложениями парафина требует применения на скважине более или менее сложного оборудования и всевозможных устройств, нуждающихся в повседневном контроле за их работой. Подбор эффективных методов предупреждения и удаления парафиновых отложений обеспечивает продолжительный межремонтный период работы скважин, повышает нефтегазоотдачу и сокращает материальные затраты.Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, физическими методами, тепловой и химической обработкой продукции скважин.
Методы борьбы с АСПО: -
Механические методы.
Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции.По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:1. Центраторы-депарафинизаторы2. Скребки – центраторы.3. Плавающие скребки.4. «Летающие» скребки.
-
Физические методы.
Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.
Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы.
-
Химические методы борьбы.
Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы:
Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.
Модификаторывзаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000–3000, – низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000–12000, алифатические сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500–3000.Механизм действия
депрессаторовзаключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся «Парафлоу АзНИИ», алкилфенол ИПХ-9, «Дорад-1А», ВЭО-504 ТюмИИ, «Азолят-7».
Диспергаторы – химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин [3]. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с: