Часть 5-3

Модуль 5.
Осложнения
в
работе
промысловых
нефтегазопроводов
и
вспомогательного
оборудования.
Технологические
решения
повышения долговечности и надежности работы
системы
Часть 3
Разработчик: к.х.н., доцент каф. ТХНГ Н.В. Чухарева
Томск 2014
Осложнения в работе системы
сбора и подготовки скважинной
продукции
СОЛЕОТЛОЖЕНИЕ
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Список наиболее широко
применяемых ингибиторов
солеотложения:
•
•
•
•
•
•
•
•
ОЭДФ МА
ПАФ - 13А
СНПХ - 5301
СНПХ – 5311
СНПХ - 5312Т
СНПХ - 5313
Нарлекс Д 54
Серво- 367
Приблизительная стоимость некоторых ингибиторов
солеотложения:
Ингибиторы марки СНПХ стоят в пределах 35-40 тыс. руб. за тонну, ПАФ13А − 20-25 тыс. руб. за тонну, ОЭДФ МА − 10-15 тыс. руб. за тонну,
стоимость ингибиторов Нарлекс Д 54 и Серво-367 оговариваются при
покупке.
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Температурный режим и тип нефти при
применении ингибиторов солеотложения:
Ингибиторы солеотложения следует применять при
температуре окружающей среды не ниже температуры
застывания каждого конкретного ингибитора. Водные
растворы ингибитора Нарлекс-Д54 следует применять
только при положительных значениях температуры
окружающей среды.
Тип нефти при выборе ингибитора солеотложения
существенно значения не имеет.
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Предупреждение солеотложения достигается
использованием ингибиторов в оптимальных
дозировках, значения которых определяются
содержанием солеобразующих ионов в
пластовой воде:
НСО 3, SO4 2 ,
Са 2+ ,
Ba 2+ ,
Sr 2+
Для ингибирования солеотложения необходимо выбирать
реагент с наибольшей эффективностью действия при
меньшей дозировке для определенного типа попутнодобываемой воды.
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Ингибитор ПАФ-13А рекомендуется применять для
ингибирования солеотложения СаСО3 в скважинах, попутнодобываемая вода которых не содержит избытка
гидрокарбонат-ионов (воды хлоркальциевого типа).
Ингибитор СНПХ-5301 следует использовать в скважинах со
значительным избытком гидрокарбонат-ионов в попутнодобываемой воде.
Реагент СНПХ-5312 С превосходит по эффективности
ингибитор СНПХ-5301 для вод, не содержащих избытка
гидрокарбонат-ионов, а для вод с избытком гидрокарбонатионов эффективность этих реагентов находится практически
на одном уровне.
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Ингибитор СНПХ-5311 эффективнее реагента СНПХ-5301 для
вод, не содержащих избытка гидрокарбонат-ионов.
Эффективными ингибиторами солеотложения СаСО3 для вод
с широким варьированием содержания гидрокарбонат-ионов
являются реагенты Нарлекс- Д 54, Серво-367. Однако
ингибитор Нарлекс- Д 54 не целесообразно применять в
дозировках свыше 20 мг/л из-за плохой совместимости с
минерализованными средами при повышенных
концентрациях.
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Методы борьбы с отложением солей
Для обработки призабойной зоны
пласта скважины, осложненной
отложениями карбоната кальция и
сульфатов бария, стронция, кальция из
призабойной зоны продуктивного
пласта используют кислотные
обработки составами, включающими,
например, ингибированную соляную
кислоту, фтористоводородную кислоту,
неионогенное ПАВ, растворитель АСПО
и воду в различных соотношениях.
Блок ввода соляной
кислоты в призабойную
зону
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Методы борьбы с отложением солей
Для песчано-глинистых коллекторов предпочтительно
использование составов со сниженной концентрацией
минеральных кислот. В состав для обработки зачастую
добавляют ингибитор солеотложения.
Для удаления солеотложения в ЭЦН применяют
прямые и обратные кислотные промывки составами,
включающими соляную кислоту, неионогенное ПАВ,
ингибитор солеотложения и воду.
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Для предотвращения
отложения карбонатных и
сульфатных солей в
нефтепромысловом
оборудовании применяют:
• технологические,
• физические
• химические способы,
• защитные покрытия поверхности оборудования
материалами с низкой адгезией к солям.
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Методы борьбы с отложением солей
Физические методы предупреждения солеотложения
основаны на применении магнитных, электрических и
акустических полей для обработки добываемой
жидкости.
Технологические методы – защитные покрытия
В промышленной практике для защиты от солеотложения нашли
применение магнитные активаторы типа «Магнолеум» (Омский
электромеханический завод) и др.
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Задавливание ингибитора в призабойной зоне
Работы по задавливанию
ингибитора выполняются на
скважине
- с наличием зумпфа
(открытый интервал
перфорации);
- с исправной подвеской НКТ;
- с исправным состоянием
эксплуатационной колонны;
- с исправным состоянием
фонтанной арматуры
скважины .
Давление задавливания
определяется
приемистостью пласта и
не должно превышать
давления опрессовки
эксплуатационной
колонны скважины.
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Задавливание ингибитора в скважины производится через НКТ в
следующей последовательности.
- приготовить 15 % водный раствор соляной кислоты с добавкой 1,5%
катионного ПАВ;
- к трубному пространству скважины подключить цементировочный
агрегат для закачки раствора;
- при открытом затрубном пространстве в НКТ последовательно
закачать кислотным агрегатом 15% раствор соляной кислоты и
раствор ингибитора солеотложения;
- после закачки жидкости в объеме НКТ закрыть задвижку на затрубье;
- провести продавку раствора ингибитора 1,5 % водным раствором
катионного ПАВ либо нефтью на глинизированных коллекторах.
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
После задавливания ингибитора в пласт скважина
закрывается на 8…24 часа для адсорбции
реагента и его распределения в порах пласта.
По окончании процесса адсорбции из скважины
извлекают НКТ, спускают насос и осваивают
скважину.
Повторное задавливание ингибитора в пласт и
закачка ингибитора на забой скважины
осуществляются при снижении содержания
ингибитора в попутно-добываемой воде ниже
допустимого минимального уровня.
Модуль 5: Осложнения в работе промысловых нефтегазопроводов и
вспомогательного оборудования. Технологические решения повышения
долговечности и надежности работы системы
Дозирование ингибитора
Непрерывное
В течение первых 10 дней ингибитор
в скважину подается в режиме
«ударной дозировки», которая в 5-10
раз превышает оптимальную
дозировку.
По истечении 10-дневного срока
подачи реагента снижается до
уровня оптимальной дозировки.
Периодическое
После закачки первой порции
ингибитора следует
организовать отбор устьевых
проб попутно-добываемой воды
и их анализ на содержание
выносимого ингибитора
солеотложения.
Анализ выполняется с
периодичностью 1 раз в 2 суток
При снижении содержания
ингибитора в попутнодобываемой воде ниже
допустимого минимального
уровня производится новая
обработка
Благодарю за внимание!