Zadacha 5 ESvOU

5. Солеотложения. Закачка ингибитора
Выпадение вещества из раствора происходит, если его фактическая концентрация ct
𝑝
превышает равновесную 𝑐𝑡
(предельная растворимость), т. е. когда соблюдается
𝑝
неравенство ct > 𝑐𝑡 . Возможность выпадения осадка возрастает при увеличении левой
части неравенства или уменьшении правой. Первое имеет место при смешении вод разного
состава, химически несовместимых друг с другом. Второе - при изменении температуры,
давления и выделении газов.
Методы предотвращения отложения неорганических солей можно подразделить на
две группы - безреагентные и химические (рис. 5.1).
Рисунок 5.1. – Классификация методов предотвращения отложения неорганических солей
К безреагентным методам относят воздействие на пересыщенные солями растворы
магнитного и акустического полей, а также использование защитных покрытий труб и
рабочих органов насосов. К этой же группе относят мероприятия, связанные как с
изменением технологических параметров эксплуатации (специальные изоляционные
работы, поддержание повышенных забойных давлений), так и конструкции оборудования
(использование хвостовиков, диспергаторов и т. п.).
В зависимости от механизма действия ингибиторы солеотложений условно можно
разделить на следующие три типа. Хелаты - вещества, способные связывать
солеобразующие катионы и препятствовать их взаимодействию с солеобразующими
анионами.
Ингибиторы
«порогового» действия,
добавление которых в
раствор
препятствует зарождению и росту кристаллов солей. Кристаллоразрушающие ингибиторы,
не препятствующие кристаллизации солей, а лишь видоизменяющие форму кристаллов.
Наиболее эффективным и технологичным в настоящее время является способ с
применением химических реагентов - ингибиторов отложения солей.
К ингибиторам солеоотложениям предъявляются жесткие требования:
- не должны оказывать отрицательного воздействия на технологические процессы
добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;
- не должны оказывать отрицательного влияния на технологический процесс
переработки нефти и не снижать качество продуктов переработки;
- не должны повышать коррозионную активность среды, в которой они растворены;
не должны способствовать повышению стойкости водонефтяной эмульсии;
- содержание ингибиторов в различных по составу растворах должно надежно
определяться в промысловых условиях;
- должны обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей
при малых концентрациях реагента;
- должны быть совместимые с пластовыми, попутно-добываемыми и нагнетаемыми
водами различного состава и хорошо растворяться в них;
- должны быть стабильными при хранении и транспортировке.
Различают способы подачи ингибитора:
- непрерывная дозировка в систему с помощью дозировочных насосов или
специальных устройств;
- периодическая закачка раствора ингибитора в скважину с последующей задавкой
его в ПЗП;
- периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины
насосными агрегатами.
На сегодняшний день наиболее эффективным является метод предупреждения
отложения солей путем периодической продавки полного раствора ингибитора
солеотложения в призабойную зону пласта. Для этих целей применяются в основном
отечественные реагенты Инкредол, ИСБ - 1 и Дифонат.
Технология периодического дозирования в затрубное пространство скважины.
Пример расчета потребности в реагентах для ингибирования солеотложения сделан
для скважины со следующими значениями параметров технологического режима и физикохимических свойств нефти пласта:
Rc – радиус скважины – 0,073 м;
Rэr’ – внутренний радиус эксплуатационной колонны – 0,062 м;
Rнкт - внутренний радиус НКТ – 0,031 м;
LС – глубина скважины – 2650 м;
Lнкт – глубина спуска НКТ – 1850 м;
Qж – производительность скважины по жидкости – 25 м3/сут;
1 – плотность сепарированной нефти в нормальных условиях – 868 кг/м3;
2 – плотность газа в нормальных условиях – 1,096 кг/м3;
3 – плотность пластовой воды в нормальных условиях – 1010 кг/м3;
Г – газосодержание пластовой нефти, приведенное к нормальным условиям – 75,3
м3/м3;
b – объемный коэффициент нефти в пластовых условиях – 1,231;
n - массовая доля воды в добываемой скважинной продукции принята – 0,15;
 - кинематическая вязкость нефти в пластовых условиях – 2,16  10-6 м2/с;
Р0 – оптимальная дозировка ингибитора принимается 35 г/т.
В процессе эксплуатации скважины в затрубном пространстве сосредоточен слой
нефти. Движение через него водного раствора ингибитора солеотложения нерастворимого
в нефти протекает достаточно быстро. В этой связи применение технологии рекомендуется
только в том случае, если раствор ингибитора задавливается на забой скважины, а ее
эксплуатация сопряжена с неполным выносом жидкости, скапливающейся на забое.
Условием неполного выноса воды являются следующие величины параметров:
𝑅𝑒 < 1600
𝐿нкт < 𝐿с ·
𝑅экс2
𝑅экс2 +𝑅нкт2
→ 1850 < 2120
(5.1)
где:
𝑅𝑒 - число Рейнольдса для нефти;
𝐿нкт – глубина подвески насоса, м;
𝐿с – глубина скважины, м;
𝑅экс – внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;
𝑅нкт - внутренний радиус НКТ, м.
Число Рейнольдса для нефти рассчитывается по формуле:
𝑅𝑒 =
1,274⋅𝑄ж ⋅(1−𝑛𝑜 )⋅𝑏
172800⋅𝑅′экс ⋅𝑣
=
1,274⋅25⋅(1−0,1317)⋅1,231
172800⋅0,062⋅2,16⋅10−6
= 1471,
(5.2)
где:
𝑄ж – производительность скважины по жидкости, м 3/сут;
n0 – объемная доля воды в добываемой скважинной продукции, доля;
b – объемный коэффициент нефти в пластовых условиях;
 - кинематическая вязкость нефти в пластовых условиях, м2/с.
Условие выполняется, приступим к дальнейшим расчетам.
Расчет дозировки при периодическом дозировании ингибитора в затрубное
пространство скважины.
Количество ингибитора (Р, кг), подаваемого на забой скважины, рассчитывается по
формуле:
𝑃=
𝐾⋅𝑃0⋅𝛾⋅𝑛(𝑄⋅𝜏+𝑉З )
106
=
1,7⋅35⋅798,2⋅0,15(25⋅15+13,4)
106
= 2,76 кг,
(5.3)
где:
К = 1,5 - 2,0 – коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий
неравномерность выноса его с забоя скважины, возмем К=1,7;
Р0– оптимальная дозировка ингибитора для пластовых условий (Указана в
Приложении 12), г/м3;
 – периодичность обработок, сут (рекомендуется периодичность 15 сут, при
снижении содержания ингибитора в попутно-добываемой воде ниже допустимого
минимального уровня производится новая обработка).
VЗ – объем жидкости на забое скважины (м 3) рассчитывается по формуле:
𝑉з = 𝜋 ∗ 𝑟𝑐2 (𝐿𝑐 − 𝐿нкт ) = 𝜋 ∗ 0,0732 (2650 − 1850) = 13,4 м3
(5.4)
где:
rс – радиус скважины, м;
π - 3,14;
Lc - глубина скважины, м;
Lнкт – глубина спуска НКТ, м.
– плотность газонасыщенной жидкости (кг/м3) рассчитывается по формуле, равна
=797,3 кг/м3:

n0 
 1   2 Ã   3 

1  n0 

 
n0
b
1  n0
(5.5)
где:
1 – плотность сепарированной нефти в нормальных условиях, кг/м 3;
2 – плотность газа в нормальных условиях, кг/м 3;
3 – плотность пластовой воды в нормальных условиях, кг/м3;
à - газосодержание пластовой нефти, приведенное к нормальным условиям, м 3/м3;
b – объемный коэффициент нефти в пластовых условиях - 1,231.
n0 – объемная доля воды в добываемой скважинной продукции рассчитывается по
формуле, равна n0=0.1318:
n0 
n
n  (1  n)
3
1
где: n – массовая доля воды в добываемой скважинной продукции.
(5.6)
Задача 4: Провести аналогичный расчет периодического дозирования
ингибитора в затрубное пространство по вариантам:
Вариант
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Rc, м
0,073
0,084
0,073
0,084
0,073
0,084
0,073
0,084
0,073
0,084
Rэr, м
0,062
0,0719
0,062
0,0719
0,062
0,0719
0,062
0,0719
0,062
0,0719
Rнкт, м
0,031
0,03795
0,031
0,03795
0,031
0,03795
0,031
0,03795
0,031
0,03795
LС, м
2610
2620
2630
2640
2660
2670
2680
2690
2700
2710
Lнкт, м
1810
1820
1830
1840
1860
1870
1880
1890
1900
1910
Qж, м3/сут
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
1, кг/м3
867,6
867,7
867,8
867,9
868
868,1
868,2
868,3
868,4
868,5
2, кг/м3
1,075
1,079
1,082
1,085
1,090
1,093
1,096
1,098
1,1
1,11
3, кг/м3
1006
1007
1008
1009
1010
1011
1012
1013
1015
1016
Г м3/м3
70,3
71,3
72,3
73,3
74,3
75,3
76,3
77,3
78,3
79,3
b
1,215
1,216
1,217
1,218
1,219
1,220
1,221
1,222
1,223
1,224
n
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
, м2/с
2,16
2,15
2,16
2,15
2,15
2,15
2,16
2,15
2,16
2,15
Р0 , г/т
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
Вариант
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Rc
0,073
0,084
0,073
0,084
0,073
0,084
0,073
0,084
0,073
0,084
Rэr
0,062
0,0719
0,062
0,0719
0,062
0,0719
0,062
0,0719
0,062
0,0719
Rнкт
0,031
0,03795
0,031
0,03795
0,031
0,03795
0,031
0,03795
0,031
0,03795
LС
2720
2730
2740
2750
2760
2770
2780
2790
2800
2810
Lнкт
1920
1930
1940
1950
1960
1970
1980
1990
2000
2010
Qж
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
1, кг/м3
868,6
868,7
868,8
868,9
869
869,1
869,2
869,3
869,4
869,5
2
1,075
1,079
1,082
1,085
1,090
1,093
1,096
1,098
1,1
1,11
3
1017
1018
1019
1020
1021
1022
1023
1024
1025
1026
Г
80,3
81,3
82,3
83,3
84,3
85,3
86,3
87,3
88,3
89,3
b
1,225
1,226
1,227
1,228
1,229
1,230
1,231
1,232
1,233
1,234
n
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15

2,16
2,15
2,16
2,15
2,16
2,15
2,16
2,15
2,16
2,15
Р0
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
5.1. Алгоритм прогнозирования отложения солей
Зоны отложения солей
К основным зонам отложения солей относятся ПЗП, интервал перфорации, УЭЦН,
устьевое оборудование, выкидные линии и система нефтесбора и пункты подготовки
нефти. В связи с возможностью выпадения в процессе нефтедобычи карбоната кальция,
сульфатов кальция, стронция, бария зоны солеотложения определяются по оценке
стабильности вод в отношении выпадения кальцита, гипса, ангидрита, барита и целестина.
Алгоритм определения солеотлагающих скважин и необходимости защиты от
солеотложения.
Для предварительной оценки склонности пластовой воды к солеотложению используют
метод Оддо – Томпсона . Суть этого метода заключается в определении индекса насыщения
(SI). При SI < 0 – вода не склонна к солеотложению, при SI > 0 – вода обладает тенденцией
к солеобразованию, причем чем выше индекс тем больше выражена эта тенденция.
Для расчета используются функции, связывающие индекс насыщения раствора солями
со свойствами попутно-добываемых вод и термодинамическими параметрами.
Склонность вод к продуцированию сульфатных осадков проводится по методу Дж. Е.
Одда и М.В. Томпсона. Для расчета используются функции, связывающие индекс
насыщения
раствора
солями
со
свойствами
попутно-добываемых
вод
и
термодинамическими параметрами.
Расчет индекса насыщения для ангидрита (CaSO 4)
2
SI  lg([Ca 2 ]  [SO 4 ])  2.096  0.5  1.267   0.19  1.5  5.751 10 3 T 0.5  1.681 10 2  T 
 0.61 10 6  T 2  4.931 10 3  P  3.182
(5.7)
где:
SI – индекс насыщения воды ангидритом, в случае SI > 0 выпадает ангидрит, в случае SI
< 0 выпадение ангидрита не происходит;
[Ca2+] и [SO42-] – концентрации соответствующих ионов, г/л;
Т – температура оС;
Р – давление в МПа;
 - ионная сила раствора.
Ионная сила рассчитывается следующим образом:

C HCO 3 C Na  K
CSO 4  
C Mg
C
C
C
1  C Cl



 2 Ca 
 Ba  Sr 

2000  35.5
61.0
23.0
 20.0 12.1 68.5 43.8 48.0  
(5.8)
Расчет индекса насыщения для гипса (CaSO4•2H2O)
2
SI  lg([Ca 2 ]  [SO 4 ])  0.914  0.5  0.0524   0.0852  1.5  3.762  10 3 T 0.5 
 0.561  10 3  T  2.925  10 5  T 2  0.81  10  2  P  3.6
(5.9)
где:
SI – индекс насыщения воды гипсом, в случае SI > 0 выпадает гипс, в случае SI < 0
выпадение гипса не происходит.
Расчет индекса насыщения для барита (BaSO4)
2
SI  lg([Ba 2  ]  [SO 4 ])  4.063 0.5  2.787   0.619 1.5  3.33 103T 0.5 
 7.561 103  T  3.775 105  T 2  7.709 103  P  10
(5.10)
где:
SI – индекс насыщения воды баритом, в случае SI > 0 выпадает барит, в случае SI < 0,
выпадение барита не происходит;
[Вa2+] и [SO42-] – концентрации соответствующих ионов, г-ион/л.
Расчет индекса насыщения для карбоната кальция (CaCO3)
Расчет индекса насыщенности карбонатом кальция для пластовых условий:
2
 C
 C HCO3 

Ca
  40 1000  61 1000 
SI C  lg 
 CCO2 




 44 1000 






0.5
2
1.5
  1.966    0.695    1.136 10   
(5.11)



4
0.5
2
 2.887 10  пл    1.565 10  пл  2.925 10 5  пл 2 1.076 10 2  0.1  заб  4,061
где:
SI – индекс насыщения воды, в случае SI >0 выпадает карбонат кальция, в случае S<0
выпадение кальцита не происходит;
Рзаб – давление на забое, атм
Тпл – температура пласта, оС
ССа, СHCO3 – содержание ионов, мг/л
ССО2 – содержание углекислого газа в воде, мг/л
µ – ионная сила раствора.
Определяется ионная сила раствора солей в пластовой воде (µ)

 CCa CMg CBa
CSr CSO 4  
1  CCl CHCO3 C Na  K





2





2000  35.5 61.0
23.0
 20.0 12.1 68.5 43.8 48.0  
(5.12)
где:
ССа, СHCO3, ССl, СNаK, СMg, СBа, СSr, СSO4 – содержание ионов, мг/л
Вычисляется объемная концентрация CO2, растворенного в воде (мг/л)
w
 CCO
2
lg 
 44  103


  lg Pпарц   2.212 


 6.51  10  3 Tпл  1.019  10  5 Tпл 
2
 1.29  10
5
Pзаб  7.7  10
2

0 .5
 5.9  10
(5.13)
2

где:
Pпарц – парциальное давление, psi
Тпл – температура пласта, F
Pзаб – давление на забое, psi
Вычисляется парциальное давление Рпарц, (psi)
Pпарц  LCO 2 mCO 2 Pзаб
(5.14)
где:
Pзаб – давление на забое, psi
mCO2 – мольная доля CO2 в газовой фазе
LСО2 – летучесть СО2
Рассчитывается летучесть CO2 (LСО2)
LCO2
где:
(0.1  0.12  (0.205  0.0115 Tпл ) 0.5  4,576 104  Tпл )  ( Pзаб  0.1) 0.5 



2
2
0.5
4
0.5
 exp (8.63 10  1.45 10  (4.43  2.25  Т пл )  3.77 10 Tпл )( Pзаб  0.1)   (5.15)
 (7.86 103  1.747 103 (2.804  0.158  T ) 0.5  0.17 104 T )  ( P  0.1)1.5 
пл
пл
заб


Pзаб – давление на забое, атм
Тпл – температура пласта, оС
Вычисляется мольная доля CO2 в газовой фазе (mCO2)
CCO 2
mCO 2 
1
(5.16)
Pзаб LCO 2 0.5Qводы( бар )  10Qн ( бар )   10  5
Tпл
 460 Qg
где:
~
Qg  Qн  ГФ  103
106  28.3168
Тпл – температура пласта, F
w - обводненность, %
ГФ – газовый фактор, м3/т
CCO2 – мольная доля CO2 в газе,
Pзаб – давление на забое, psi
Qн – дебит нефти, тн/сут
Qж –дебит жидкости, м3/сут
Задача 5.
Вариант
C Ca
C Mg
C HCO3
C SO4
C CO3
C Cl
C CO2
C Na+K
T на приеме
Р на приеме
Qж
Обводненность
Г
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1,66
1,68
1,7
1,72
1,74
1,76
1,82
1,84
1,86
1,88
1,16
1,18
1,2
1,22
1,24
1,26
1,32
1,34
1,36
1,38
2,6
2,8
3
3,2
3,4
3,6
4,2
4,4
4,6
4,8
2,26
2,24
2,22
2,2
2,18
2,16
2,1
2,08
2,06
2,04
2,31
2,33
2,35
2,37
2,39
2,41
2,47
2,49
2,51
2,53
2,74
2,72
2,7
2,68
2,66
2,64
2,58
2,56
2,54
2,52
0,0032
0,0033
0,0034
0,0035
0,0036
0,0037
0,004
0,0041
0,0042
0,0043
152,9
152,7
152,5
152,3
152,1
151,9
151,3
151,1
150,9
150,7
38
39
40
41
42
43
46
47
48
49
8,8
8,7
8,6
8,4
8,4
8,3
8
7,9
7,8
7,7
70
71
72
73
74
75
78
79
80
81
0,098
0,097
0,096
0,095
0,094
0,093
0,09
0,089
0,088
0,087
84
85
86
87
88
89
92
93
94
95
Вариант
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
C Ca
C Mg
C HCO3
C SO4
C CO3
C Cl
C CO2
C Na+K
T на приеме
Р на приеме
Qж
Обводненность
Г
1,9
1,92
1,94
1,96
1,98
2
2,02
2,04
2,06
2,08
1,4
1,42
1,44
1,46
1,48
1,5
1,52
1,54
1,56
1,58
5
5,2
5,4
5,6
5,8
6
6,2
6,4
6,6
6,8
2,02
2
1,98
1,96
1,94
1,92
1,9
1,88
1,86
1,84
2,55
2,57
2,59
2,61
2,63
2,65
2,67
2,69
2,71
2,73
2,5
2,48
2,46
2,44
2,42
2,4
2,38
2,36
2,34
2,32
0,0044
0,0045
0,0046
0,0047
0,0048
0,0049
0,005
0,0051
0,0052
0,0053
150,5
150,3
150,1
149,9
149,7
149,5
149,3
149,1
148,9
148,7
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
7,6
7,5
7,4
7,3
7,2
7,1
7
6,9
6,8
6,7
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
0,086
0,085
0,084
0,083
0,082
0,081
0,08
0,079
0,078
0,077
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105