Прогнозирование и способы предупреждения отложения солей при добыче нефти (на примере месторождений оао газпром нефть)
На правах рукописи
САГИРОВА ЛЯЙСАН РУСТАМОВНА
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ И СПОСОБЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ
(НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ»)
Специальность 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений»
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа 2012
Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете на кафедре «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений».
Научный руководитель - доктор технических наук, профессор, Котенев Юрий Алексеевич.
Официальные оппоненты:
Антипин Юрий Викторович - доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», профессор;
Глущенко Виктор Николаевич - кандидат технических наук, Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» (ГАНУ ИНТНМ), город Уфа, ведущий научный сотрудник.
Ведущая организация ООО «Газпромнефть НТЦ» (г. Санкт-Петербург)
Защита состоится 23 марта 2012 года в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.
Автореферат разослан «22» февраля 2012 года
Ученый секретарь диссертационного совета
Ямалиев Виль Узбекович
Общая характеристика работы
Актуальность работы. В последние годы на нефтяных месторождениях Западной Сибири широко используются методы интенсивного воздействия на пласт в сочетании с применением современных высокопроизводительных установок электроцентробежных насосов (ЭЦН). Интенсивная добыча нефти неизбежно приводит к увеличению добычи попутно добываемой воды, которая является главным источником выделения солей в виде твёрдой фазы. Солеобразование непосредственно связано со значительным перенасыщением водной среды трудно растворимыми солями вследствие изменения физико-химических параметров системы добычи нефти (температуры, давления, выделения газа, концентрации осадкообразующих ионов и другие). Часть образующихся кристаллов солей выносится с потоком продукции, а другая осаждается на оборудовании, образуя плотные солевые отложения. Эти особенности образования отложений солей характерны и при эксплуатации скважин ОАО «Газпром нефть». Следует также учитывать, что химический состав промысловых вод постоянно меняется по мере выработки запасов нефти, что обусловливает изменение во времени как состава солевых отложений, так и интенсивность их формирования.
Рост числа скважин, подверженных отложению солей, снижение наработки на отказ скважинного оборудования обусловили острую необходимость разработки и внедрения эффективных методов борьбы с отложением солей и прогноза их возникновения в конкретных условиях добычи нефти.
К настоящему времени учеными и промысловыми специалистами проделана большая работа по созданию и совершенствованию методов прогнозирования образования солей в призабойной зоне скважины (ПЗС) и в скважине, что позволило более корректно подходить к диагностической оценке скважин на солеобразующую способность. Но трубопроводы, характеризующиеся большой протяженностью и значительными перепадами давления, и оборудование сбора нефти, в которых идёт интенсивное отложение солей сложного состава, связанное с движением по ним флюидов с разных источников, остаются недостаточно изученными.
Существующие методы прогнозирования образования солей во многом качественно, а не количественно оценивают интенсивность отложения солей. Часто не учитываются условия формирования попутно добываемых вод, что необходимо для долгосрочных прогнозов солеотложения.
Цель работы – уточнение механизма образования и повышение эффективности методов предотвращения отложения солей при добыче нефти.
Основные задачи исследований
1. Изучение отложений в скважинном оборудовании, их количества, состава, структуры, глубины осаждения и условий эксплуатации скважин;
2. Моделирование образования солей для установления основных факторов, влияющих на процесс солеотложения, и выявление допустимых диапазонов их варьирования;
3. Усовершенствование методики расчёта количества образующегося кальцита из попутно добываемой воды в системах сбора и подготовки нефти;
- Изучение влияния гуарового геля на отложение солей, исследование способов уменьшения солеотлагающей способности воды в системе ППД Южного участка Приобского месторождения.
Методы исследований
При решении поставленных задач использовались методы математической статистики, планирования экспериментов, моделирования, а также лабораторные исследования ингибиторов отложения солей и микроскопические исследования шлифов.
Научная новизна
1. Усовершенствована методика расчёта критических условий и количества кальцита, образующегося из попутно добываемой воды, основанная на растворимости продуктов и константах равновесия, путем введения градиентов давления и температуры по длине трубопровода для прогнозирования кальцитообразования в системе сбора и подготовки нефти.
2. Механизм образования отложений кальцита в присутствии деструктированного гуарового геля состоит в стабилизации его выпадения в низконапорном трубопроводе и осаждении в высоконапорном трубопроводе системы ППД.
Защищаемые положения
1. Методика расчёта термобарических условий выпадения кальцита из попутно добываемой воды в системе сбора и подготовки нефти.
2. Механизм влияния продуктов деструкции гуарового геля на солеотложение в системе ППД.
Практическая ценность
1. Разработан технологический регламент на процессы защиты скважинного оборудования от солеотложения, применяющийся для выбора, проведения работ и контроля качества проводимых технологических операций по удалению и предотвращению солеотложения в скважинах и скважинном оборудовании ООО «Газпромнефть-Хантос».
2. Уточненный механизм выпадения кальцита включен в учебный курс по дисциплине «Методы интенсификации добычи углеводородов» для магистрантов по направлению 553620 «Нефтегазовое дело» программа подготовки «Геолого-физические проблемы освоения месторождений нефти и газа».
Апробация работы
Основные результаты работы докладывались на научно-практической конференции «Разведочная геофизика: проблемы и перспективы» «НПФ «Геофизика»» (г. Уфа, 2011), на конгрессе «Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов: VIII конгресс нефтегазопромышленников России» (г. Уфа, 2009), на 62 научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных Уфимского государственного нефтяного технического университета (г. Уфа, 2011)
Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 8 статей, в том числе 3 в изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ.
Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, основных выводов, списка использованных источников, состоящего из 63 наименований. Текст работы изложен на 116 страницах, включая 28 рисунков и 20 таблиц.
Содержание работы
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и задачи исследования, научная новизна, теоретическая и практическая ценность.
В первой главе на основе анализа литературных данных и исследований, проведенных автором, представлен обзор проблемы отложения солей.
Большой вклад в изучение, создание и совершенствование методов борьбы с отложениями солей внесли Ю.В. Антипин, В.С. Асмоловский, К.Б. Аширов, Г.А. Бабалян, В.И. Вещезеров, А.Г. Габдрахманов, Р.Ф. Габдуллин, Ф.С. Гарифуллин, Ю.В. Гаттенбергер, Ш.К. Гиматудинов, А.А. Глазков, Н.И. Данилова, Л.Х. Ибрагимов, Г.Ш. Исланова, В.Е. Кащавцев, В.К. Ким, Г.В. Кострюков, С.Ф. Люшин, Л.Б. Лялина, С.Н. Маринин, М.В. Мироненко, С.А. Михайлов, И.Т. Мищенко, М.М. Мухаметшина, В.А. Рагулин, В.В. Рагулин, А.Ш. Сыртланов, В.П. Ташлыков, В.П. Тронов, Н.И. Хисамутдинов, Л.А. Чернобай, А.И. Чистовский, П.М. Южанинов, L.C. Case, L.E. Davis, J.E. Oddo, A.G.Ostroff, K.S. Pitzer, M.B. Tompson, Ch.C. Templeton, O.J. Vetter и многие другие.
Производственный процесс добычи нефти в условиях обводнения продукции неизбежно сопровождается с той или иной степенью интенсивности отложением твердых осадков неорганических веществ в нефтепромысловом оборудовании. Главным источником выделения солей в твёрдой фазе является попутно добываемая минерализованная вода. Процессу отложения солей подвержены как скважинное, так и наземное оборудование, эксплуатирующееся в условиях обводнения добываемой продукции.
Выпадение твердого вещества в осадок происходит в том случае, если его концентрация в растворе превышает равновесную для данных условий. Такое превышение возможно в следующих случаях:
– при возрастании фактической концентрации;
– при снижении растворимости, вследствие изменения физико-химических условий.
Первое из этих условий может иметь место при смешивании несовместимых вод различного состава и растворении горных пород. Второе – при перенасыщении вод в результате изменения термобарических условий, приводящее к изменению равновесной концентрации растворенных веществ.
Процессу солеотложения благоприятствует:
- снижение давления при подъеме скважинной продукции и, как следствие, выделение СО2;
- повышение температуры, например, за счет теплоотдачи погружного электродвигателя;
- перенасыщение раствора растворимой солью по причине изменения давления и температуры или смешения вод одного типа, но с разной концентрацией ионов;
- изменение химического состава воды при смешении вод различных типов.
Тип отложений принято характеризовать по преобладанию (до 60 - 80 %) одного из неорганических соединений, из которых наибольшее распространение имеют: карбонатные соли, преимущественно в форме кальцита (СаСО3); сульфаты кальция – гипс (СаSO4·2Н2О) и ангидрит (CaSO4); галит (NaCl); сульфаты бария - барит (BaSO4) и стронция - целестин (SrSO4).
Борьба с солеотложением включает в себя удаление уже сформировавшихся осадков, а также предупреждение их отложения.
Методы удаления подразделяются на механические и химические. Существующие методы предотвращения отложения солей делятся на безреагентные и химические. Из известных способов предотвращения отложения неорганических солей наиболее эффективным и технологичным в настоящее время является способ с применением химических реагентов-ингибиторов отложения солей.
К технологическим характеристикам реагентов, применяемых в нефтедобывающей отрасли, установлены определенные требования. В частности, ингибиторы солеотложения регламентируются по таким важнейшим показателям: эффективность ингибирования процессов солеотложения, низкая коррозионная агрессивность, низкая температура застывания (до минус 500 С), малая токсичность, совместимость с пластовыми водами и другими реагентами, отсутствие отрицательного влияния на процессы подготовки нефти и другие.
Эффективность ингибиторов солеотложения фосфонатного типа в значительной мере зависит от свойств воды. Изменения состава пластовой воды, типа воды, соотношения ионов, содержания ионов Mg2+ существенно влияют на эффективность ингибиторов. Эффективность фосфонатных ингибиторов может изменяться на 20 пунктов в зависимости от соотношения ионов Са2+/HCO3-, содержания поливалентных катионов, минерализации и других факторов.
Процедура тестирования ингибитора фактически сводится к оценке снижения массы осадка, образующегося в минерализованной воде в присутствии ингибитора, по отношению к модельным условиям, то есть в воде без ингибитора. Расчет эффективности проводится по уравнению:
, %, (1)
где Э(D) – защитный эффект при дозировке ингибитора D, %
– масса осадка в анализируемой пробе с ингибитором, г;
– масса осадка в контрольной пробе без ингибитора, г;
Обычно массу осадка или пропорциональную ему величину определяют по изменению концентрации солеобразующего иона.
Была исследована эффективность ингибиторов солеотложения (ИС) на моделях пластовых вод. Результаты исследований представлены в таблице 1.
Рассматривая эффективность ингибиторов как основной критерий, необходимо проводить отбор ИС, например, по стоимости защиты оборудования (ценовой критерий) по формуле:
К=[(стоимость ингибитора)
(эффективная дозировка)]
10-6 (2)
Таблица 1 - Эффективность ингибиторов солеотложения в модельных водах
| Наименование ингибитора | Дозировка, мг/л | Эффективность ингибиторов солеотложения (%) в воде с различным содержанием солеобразующих ионов (мг/л) | ||||
| А | B | C | D | E | ||
| Ca2+= 79 Mg2+ = 26 HCO-3 = 1964 Na+= 2669 Cl-= 3188 | Ca2+= 226 Mg2+ = 26 HCO-3 = 1153 Na+= 4669 Cl-= 5188 | Ca2+= 235 Mg2+= 117 HCO-3 = 1020 Na+= 9708 Cl-= 15127 | Ca2+= 315 Mg2+= 22 HCO-3= 619 Na+= 5894 Cl-= 9346 | Ca2+= 205 Mg2+= 40 HCO-3= 645 Na+= 4909 Cl-= 7671 | ||
| Акватек 511 М | 10 | 25 | 63 | 78 | 75 | 78 |
| 20 | 50 | 76 | 84 | 82 | 85 | |
| 50 | 70 | 82 | 94 | 90 | 96 | |
| 100 | 62 | 68 | 84 | 78 | 85 | |
| ОЭДФ 65% раствор | 5 | 93 | 95 | |||
| 10 | 83 | 69 | 71 | 100 | 100 | |
| 20 | 93 | 75 | 78 | 93 | 95 | |
| 50 | 80 | 70 | 71 | 78 | 88 | |
| 100 | 67 | 63 | 64 | 71 | 50 | |
| Сонсол 2001 А | 10 | 60 | 62 | 64 | 78 | 88 |
| 20 | 83 | 86 | 88 | 94 | 96 | |
| 50 | 91 | 91 | 93 | 95 | 100 | |
| 100 | 70 | 81 | 86 | 64 | 88 | |
| СНПХ 5311 | 10 | 37 | 74 | 76 | 81 | 84 |
| 20 | 71 | 78 | 82 | 90 | 84 | |
| 50 | 86 | 88 | 90 | 94 | 92 | |
| 100 | 66 | 80 | 82 | 84 | 79 | |
| ОЭДФ К 98% | 2 | 78 | 84 | 87 | 90 | 86 |
| 5 | 89 | 94 | 94 | 95 | 98 | |
| 10 | 97 | 100 | 100 | 100 | 100 | |
| 20 | 96 | 92 | 94 | 95 | 91 | |
| 50 | 70 | 78 | 80 | 78 | 84 | |
| 100 | 50 | 65 | 67 | 70 | 69 | |
Оптимальная дозировка ингибитора принята по критерию эффективности не ниже 80%. Ценовой критерий – это стоимость обработки ингибитором солеотложения 1 м3 воды в рублях.
Для эффективной борьбы с отложением солей необходим системный подход. Общую стратегию борьбы с солеотложением необходимо рассматривать на двух уровнях. Первый уровень представляет собой программу, включающую определение возможного количества солей, которое способно отложиться в скважинах, или интенсивность солевых отложений, определение индекса насыщения (SI - saturation index). Такой прогноз создается на стадии проектирования месторождения. Это необходимо для того, чтобы прогнозировать уровень солеотложения в скважинах и оценить возможные риски и потери при применении ингибиторной или иной технологии борьбы с солеотложением.
Второй уровень предполагает расширенный анализ рисков солеотложения и включает моделирование реакционных процессов нагнетаемой воды и породы, изменение ионного состава при смешивании с пластовой водой в процессе движения нагнетаемой воды от нагнетательных к добывающим скважинам. Второй уровень программы предназначен для долгосрочного прогнозирования солевого потенциала месторождения на основе геологической и гидродинамической модели месторождения.
Для оценки риска солеотложения в пласте и призабойной зоне используются стандартные программы гидродинамического моделирования, такие как FrontSim, Eclipse, моделирования процессов гидрогеохимического взаимодействия пластовой и закачиваемой воды с породой пласта с использованием GEOCHEM, GIBBS и другие.
Модели могут быть адаптированы для более полного понимания процессов, протекающих в пласте, для количественного прогноза влияния смешения вод на солеотложение.
Во второй главе приведены результаты прогнозирования солеотложения в различных зонах исследования.
Для повышения эффективности борьбы с отложением солей необходимо своевременное и надёжное прогнозирование процессов солеобразования.
Гидрогеохимический прогноз в гидрогеологии — это вероятностное предсказание изменений химического состава подземных вод, происходящих во времени и пространстве под влиянием естественных и искусственных факторов. В геохимии подземных вод наиболее эффективными для прогнозирования являются методы моделирования гидрогеохимических явлений. Физические и химические процессы, составляющие основу этих явлений, уже относительно хорошо изучены, и сами явления можно формализовать и выразить различными физическими и химическими моделями, математически реализуемыми с помощью ЭВМ.
В гидрогеохимии существуют различные типы моделей. К первому относятся так называемые портретные, или фотографические модели, фиксирующие какие-то определенные гидрогеохимические качества гидрогеологической структуры. Количественные решения на их основе получить затруднительно.
Второй тип моделей — генетические, которые позволяют рассчитывать гидрогеохимические явления и прогнозировать их. Такие модели выражаются различными количественными зависимостями и формулами.
В прогнозной геохимии в зависимости от геохимических свойств веществ подземных вод используют три вида основных прогнозных генетических моделей – транспортные, термодинамические и кинетические.
Эффективность борьбы с отложениями солей в значительной мере зависит от состава и структуры отложений. Для выявления этих параметров на Ноябрьской группе месторождений автором был разработан специальный алгоритм изучения осадков с рабочих колёс УЭЦН. В алгоритме учитывался характер отложений, их состав, структура, условия эксплуатации скважин, дебит и обводнённость скважинной продукции. В результате исследования 307 проб было обнаружено, что отложения можно условно разделить на 4 группы, приведенные в таблице 2.
Таблица 2 – Группы осадков с УЭЦН Ноябрьского региона
| Номер группы осадков | Основной состав в группе осадка | Содержание в пробах месторождений, % мин - макс сред | Примеси в пробах с преимущественным содержанием осадков группы |
| 1 | кальцит | 1-100 | продукты коррозии до 45%, |
| 56 | мехпримеси до 40%, | ||
| соли другого состава до 5% | |||
| 2 | железистые осадки | 0-87 | кальцит до 45% |
| (продукты коррозии) | 29 | мехпримеси до 38% | |
| соли другого состава до 6% | |||
| 3 | мехпримеси (проппант, | 0-43 | кальцит до 35% |
| частицы породы) | 12 | продукты коррозии до 40%, | |
| 4 | другие соли (галит, | 0-27 | кальцит до 40% |
| барит, гипс) | 1 |
Исследованиями установлено, что 172 образца из 307 (56% от исследованных проб) представлены преимущественно кальцитом, второй по величине группой являются железистые осадки, составляющие в среднем 29% проб, третьей по представительности - группа мехпримесей, составляющая 12% исследованных осадков, наиболее малочисленную группу (1% исследованных проб) представляют другие соли (галит, барит, гипс). Исследование проб отложений в настоящее время продолжается.
Отложение солей в процессе разработки и эксплуатации залежей нефти с заводнением не может рассматриваться как результат простого изотермического смешения пластовых и закачиваемых вод. В результате взаимодействия с породами пласта-коллектора и пластовыми жидкостями изменяется состав закачиваемой воды. Поступающие в скважину из неоднородных прослоев воды различного химического состава могут быть несовместимыми и при смешении образовывать осадки комплекса солей. Поэтому для прогнозирования солеотложения необходимо исследовать происходящие процессы.
В ходе исследования влияния процессов массобмена был проанализирован состав закачиваемых и попутно добываемых вод на Западно-Ноябрьском месторождении. В настоящее время для заводнения месторождения используются воды апт-сеноманского горизонта минерализацией 19101,45-21088,52 мг/л.
При движении воды от нагнетательных к добывающим скважинам происходит увеличение значений следующих параметров:
- рН от 5,88-6,85 до 7,65-7,85;
- концентрации карбонат- и гидрокарбонат-ионов;
- концентрации сульфат-ионов;
- концентрации ионов бария и стронция.
Эти данные свидетельствуют о том, что в пласте происходит растворение карбонатных и сульфатных пород.
При установленном значении количества СО2 и величины рН можно вычислить скорость растворения карбоната кальция.
Для выяснения комплекса факторов, оказывающих влияние на снижение продуктивности добывающих скважин и повышенный вынос мехпримесей с пластовыми флюидами, изучена изменчивость минералогии пород-коллекторов Приобского месторождения. Исследована минералогия образцов керна из различных интервалов отбора.
Изучение шлифов производилось на микроскопе «Полам-112» при увеличении до 300 раз. Для уточнения состава минерального состава цемента использован термический анализ.
Подходы к диагностированию солеотложения в призабойной зоне пласта учитывают:
- возможность роста новой фазы малорастворимого соединения в порах продуктивного пласта-коллектора;
- присутствие и содержание солеобразующих ионов в пластовой воде в необходимом для роста новой фазы количестве,
- изменение термобарических параметров при фильтрации добываемого флюида через ПЗП.
В результате исследования было определено, что к осаждению в пласте Приобского месторождения склонны сульфаты железа, гидроксид железа, сульфат бария и другие осадки (таблица 3). Их выпадение в пласте и ПЗП при определенных условиях способно снизить проницаемость продуктивной толщи и дебит скважины.
При разработке мероприятий по восстановлению продуктивности эксплуатационных скважин следует учитывать возможность выпадения в пласте Fe(OH)3, FeSn, BaSO4, FeCO3, BaCO3.
Пластовые воды месторождений ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» относятся преимущественно к гидрокарбонат-натриевому и хлоридно-кальциевому типу. В этой связи решающее влияние на образование карбонатных осадков при подъеме скважинной продукции оказывает содержание в водах гидрокарбонат-иона и иона кальция. Знание количественных взаимоотношений содержания этих ионов и СО2, присутствующего в пластовой нефти и в попутно добываемой воде в соответствии с равновесным соотношением, дает возможность предсказать появление карбонатных отложений на ЭЦН, подвеска которого находится на определенной глубине в скважине.
Таблица 3 – Возможность образования осадка в продуктивном пласте-коллекторе Приобского месторождения при соответствующей концентрации солеобразующих ионов в водной среде
| Солевой осадок | Концентрация солеобразующих ионов, мг/л | |||||
| 1500 | 1200 | 100 | 50 | 20 | 10 | |
| CaSO4*2H2O | да | |||||
| FeSO4*7H2O | ||||||
| Fe(OH)3 | да | да | да | да | да | да |
| FeSn | да | да | да | да | да | да |
| CaCO3 | да | да | да | |||
| FeCO3 | да | да | да | да | ||
| BaCO3 | да | да | да | да | да | |
| BaSO4 | да | да | да | да | да | |
| SrSO4 | да | да | ||||
| Mg(OH)2 | да | да | да | |||
| Ca(OH)2 | да | да | ||||
Для осложненных солеотложением месторождений ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» Вынгаяхинского, Муравленковского, Ярайнерского, Суторминского и Холмогорского при усредненных параметрах эксплуатации скважин и величине забойного давления 5 МПа определены граничные значения содержания Са2+ и НСО3-в пластовой воде, выше которых возрастает опасность солеотложения при приведенной глубине спуска насоса. Например, для Суторминского месторождения при приведенной глубине спуска насоса 2000 метров, при температуре ЭЦН 600 С, содержании СО2 от 0,1 до 0,9% граничное значение содержания Са2+ находится в диапазоне 144 – 300 мг/л.
Отложению солей подвержено не только скважинное оборудование, но и оборудование сбора и подготовки нефти.
Общая процедура расчета количества кальцита, образующегося из водной фазы, включает:
- Расчет констант равновесия для конкретного ионного состава воды при коэффициентах активности равных 1 для заданной температуры и давления. Для трубопроводов необходимы значения температурного и барического градиентов по их длине.
- Расчет коэффициентов активности всех минеральных компонентов воды и СО2. Расчет коэффициентов активности осуществляется по методу Питцера.
- Расчет констант равновесия с учетом коэффициентов активности и количества СО2 в водной фазе.
- Расчет количества выпавшего карбоната кальция в системе с учетом изменения состава воды во втором и последующих итерационных процессах. При достижении практического равенства равновесных составов воды в n и n+1 расчетах процесс прекращается.
Используя эту методологию, автором были проведены расчеты количества кальцита, выпадающего в трубопроводах сбора нефти Западно-Ноябрьского месторождения.
Предложенный метод, в отличие от других методов расчёта, позволяет рассчитать количество образующегося кальцита в системе сбора и аппаратах установок подготовки нефти, а также получить Р-Т диаграммы фазового состояния кальцита (рисунки 1 и 2).
Рисунок 1 - PT-диаграмма фазового состояния кальцита в сепараторах УПН Западно-Ноябрьского месторождения (Содержание ионов: Са2+ - 556 и НСО3- - 793 мг/л, СО2 в пластовой нефти – 0,54 % мольных)
Рисунок 2 - PT-диаграмма условий выпадения кальцита в сепараторах УПН Муравленковского месторождения (содержание ионов: Са2+ - 314 и НСО3- - 793 мг/л, СО2 в пластовой нефти – 0,19 % мольных)
На интенсивность образования кальцита существенное влияние оказывает содержание растворенного углекислого газа. Поскольку анализируемые системы являются открытыми по CO2, то можно предположить, что дальнейшее разгазирование продукции будет способствовать снижению количества растворенного CO2 и усилению интенсивности образования кальцита.
В третьей главе представлено исследование влияния техногенных факторов на выпадение минеральных осадков в системе ППД Южного участка Приобского месторождения ООО «Газпромнефть - Хантос».
Одной из причин образования осадка карбоната кальция считается падение давления в системе газ-вода. Это означает, что в системе сбора, подготовки и поддержания пластового давления в первую очередь соли будут выпадать в низконапорных трубопроводах. В связи с этим обнаруженное при вскрытии в августе 2008 года уменьшение сечения высоконапорного водовода КНС–1 ООО «Газпромнефть - Хантос» из-за отложений (в основном CaCO3 80-96 %) не соответствует общепринятому механизму формирования кальцита. Следствием формирования отложений в напорном трубопроводе был рост падения давления по некоторым участкам напорных трубопроводов. В частности, общий перепад давления от КНС-1 – куст 8, куст 8а и куст 8б в августе 2008 года составлял 4,3 МПа, в январе 2009 года - 4,6 МПа. Тенденция роста падения давления сохраняется. Так как непосредственно на КНС–1 вода из дополнительных источников не поступает, объяснить выпадение кальцита в высоконапорных водоводах смешением несовместимых вод невозможно.
По данным исследования ионного состава проб вод, поступающих на КНС-1 и выходящих с КНС-1, а также проб с нагнетательных скважин в зоне влияния КНС-1 и подтоварной воды с ДНС-2, ДНС-3 и КНС-2, КНС-3 были рассчитаны индексы насыщения SI и количество образующегося кальцита при соответствующих давлениях и температуре для каждой воды. В результате анализа было обнаружено, что все воды, кроме сеноманской и воды с полигона утилизации, склонны к солеотложению, причем степень пересыщенности воды на центральном пункте приема нефти (ЦППН) и в низконапорном водоводе весьма высокая.
В формировании воды, поступающей на КНС-1, принимают участие: подтоварная вода УПН и сеноманская вода (0 – 250 м3/сут). Доля сеноманской воды незначительна, более того, в 2008 – 2009 годах сеноманская вода практически не использовалась. На УПН поступают воды из следующих источников: ДНС-1 (1460 м3/сут) и ДНС-5 (1440 м3/сут), попутно добываемая вода Левого берега (840 м3/сут) и жидкость, откачиваемая с полигона утилизации (230 - 420 м3/сут). Всего объем поступающей воды составляет 3970 – 4410 м3/сут.
Последовательность смешения вод из разных источников можно представить следующей схемой (рисунок 3):
Рисунок 3 – Последовательность смешения вод из различных источников.
На состав воды, поступающей на КНС-1, сильно влияет вода с полигона утилизации. В общей смеси вод доля этой воды составляет 15 – 16 %. По данным анализа воды с полигона утилизации, сделанного в августе 2008 года, содержание ионов кальция только 809 мг/л. Даже такая концентрация ионов кальция является высокой, поскольку смешение этой воды с попутно добываемой водой, имеющей концентрацию гидрокарбонат-ионов выше 1000 мг/л, придает такой смеси нестабильность в отношении выпадения кальцита.
Итак, в результате исследований установлено, что источником поступления ионов кальция в систему сбора нефти и далее в систему ППД является полигон утилизации жидких нефтесодержащих отходов. Принято решение о постоянном мониторинге состава воды, отбираемой с полигона.
Высокая степень пересыщенности воды, поступающей на УПН, свидетельствует о высоком риске выпадения солей в трубопроводах и оборудовании УПН, тем более, что водонефтяная смесь подогревается. Очевидно, что отклонение от общепринятого механизма отложения солей обусловлено влиянием жидкости с полигона утилизации.
При анализе смешения воды с полигона, попутно добываемой воды и воды с ДНС-1 и ДНС-5, было обнаружено, что доля воды с полигона в попутно добываемой воде составляет 33%, а в воде, поступающей на КНС-1 – 9 - 10%. Моделированием состава в программе PVTsim 13 по материальному балансу с учетом осадкообразования установлено, что состав воды, идущей с КНС-1, практически совпадает с расчетным (таблица 4):
Таблица 4 – Сравнение фактического и модельного состава воды
| рН | Содержание ионов, мг/л | СО2 | |||||||
| Сa2+ | Mg2+ | Ba2+ | HCO3- | Cl- | Feобщ | K++Na+ | |||
| Выход с КНС-1 | 6.9 | 511 | 45 | 17 | 1427 | 9071 | 0.6 | 5747 | 39 |
| Расчетные значения | 6.5 | 541 | 43 | 8.2 | 1389 | 9123 | 0.7 | 6515 | 46 |
По результатам расчета потенциал солеотложения с ростом давления уменьшается. Увеличение давления моделирует состояние воды в высоконапорном водоводе. Это означает, что солеотложение либо должно отсутствовать в высоконапорных водоводах, если отложение солей не имеет места в нефтесборном коллекторе и оборудовании УПН, либо проходить, но с меньшей интенсивностью. Однако, в нефтесборных коллекторах и оборудовании установки подготовки нефти (УПН) отложений кальцита практически не наблюдается, несмотря на высокий индекс насыщенности воды. В то же время в высоконапорных водоводах обнаружены карбонатные отложения в значительном количестве.
На полигоне накапливается, в основном, жидкость после освоения скважин, подвергнутых ГРП. В состав этих жидкостей входит один из компонентов жидкости ГРП - гуаровый гель. Гуаровый гель после отработки в процессе ГРП подвергается деструкции при помощи деструкторов на основе пероксосульфата аммония.
Средняя концентрация гуарового полисахарида в подтоварной воде составляет 0,1 – 0,05%. В ходе исследования определено, что при таких концентрациях и молекулярной массе полисахарид (деструктированный гуаровый гель) проявляет хорошие свойства ингибитора солеотложения. Так, эффективность полисахарида при средней молекулярной массе 30000 – 40000 составляет 85 – 99%. Очевидно, что в нашем случае деструктированный полисахарид выступает как стабилизатор высокой пересыщенности воды полигона и смесей воды, поступающей на УПН. При разрушении полисахарида резко снижается его стабилизирующая эффективность. Так, при молекулярном весе полисахарида 1000 – 5000 экспериментально было определено, что эффективность ингибирования образования карбоната кальция составляет 10 – 25%.
Были отобраны пробы твердых отложений из амбара, куда складируются отложения из сепаратора КНС-1 для анализа содержания в этих отложениях кальцита. Анализ показал, что в отложениях содержание кальцита составляет 10%. Очевидно, что процессы частичного осаждения кальцита происходят в сепараторе КНС-1. Далее вода поступает на насосы ЦНС, где происходит разрушение полисахарида. Вода теряет стабильность, и реализуется процесс формирования кальцита в высоконапорных водоводах.
Продукты разрушения гуарового геля обеспечивают стабильность воды в системе подготовки нефти и способствуют переносу процесса солеотложения в высоконапорные водоводы. Вследствие этого были детально исследованы свойства всех типов жидкостей, ввозимых на полигон.
Проблемы, возникающие на КНС-1 (попадание нефтяных компонентов в водоводы, высокая концентрация мехпримесей, относительно плохая сепарация), отчасти связаны с влиянием продуктов деструкции гуарового геля с полигона утилизации.
Визуальное измерение времени оседания мехпримесей, выделенных из проб воды (мехпримеси имели реальный гранулометрический состав, не моделировались) для водного раствора с полигона, оказалось в пределах 1,5 – 3 часов (высота колонки 20 см). В разбавленном водном растворе (в 10 раз) время их осаждения составило 7,5 – 10 минут.
Таким образом, продукты деструкции гуарового геля частично блокируют работу УПН, нарушая режим отстоя.
Для решения проблемы уменьшения солеотлагающей способности воды путем изменения её состава было проведено моделирование солеотлагающей способности смесей вод. Моделировались следующие составы:
1) подтоварная вода + сеноманская вода,
2) подтоварная вода + артезианская вода.
До приемлемого уровня выпадения кальцита состав смесей должен быть следующим: 67% артезианской воды и 33% подтоварной воды, или 75% сеноманской воды и 25% подтоварной воды. Добиться такого соотношения вод в настоящий момент на КНС-1 невозможно, что означает необходимость рассмотрения дополнительных мер по снижению склонности воды к образованию осадков.
В частности, одной из таких мер может быть обработка воды полигона карбонатом натрия и поддержание рН воды на уровне 7,0 – 7,5.
Склонность воды к солеотложению кальцита определяется содержанием ионов Ca2+, гидрокарбонат иона HCO3- и рН раствора. Снижение рН до уровня 5,0 – 5,5 или содержания гидрокарбонат иона с 1207 до 250 мг/л при концентрации иона Са2+ = 350 мг/л или снижение концентрации Са2+ до 80 мг/л при концентрации НСО3- =1200 мг/л приведет к стабилизации воды. Этот состав является равновесным.
Наиболее результативным способом борьбы с выпадением кальцита в высоконапорных трубопроводах является увеличение степени очистки воды с полигона утилизации, путем увеличения количества ступеней очистки с двух до трех.
ОСНОВНЫЕ Выводы И РЕКОМЕНДАЦИИ
- Установлено, что осадки с УЭЦН Ноябрьской группы месторождений можно разделить на 4 группы: первую составляет кальцит - 56% всех исследованных проб, вторую - продукты коррозии - 29%, третью - мехпримеси (проппант, частицы породы) - 12%, четвёртую - другие соли (барит, галит, гипс) - 1%.
- Для осложнённых солеотложением месторождений ООО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» Вынгаяхинского, Муравленковского, Ярайнерского, Суторминского и Холмогорского были определены граничные значения содержания основных солеобразующих ионов Са2+ и HCO3- в пластовой воде, выше которых возникает риск солеотложения при приведённой глубине спуска насоса. Для всех месторождений существуют области превышения содержания солеобразующих ионов граничных значений. Для Холмогорского и Муравленковского месторождений особенно вероятно появление отложений кальцита.
- По усовершенствованной методике, за счет введения градиентов давления и температуры, было рассчитано количество кальцита, образующегося в системе сбора и подготовки нефти Западно-Ноябрьского месторождения. Расчёты показали, что наибольшее количество солей будет выпадать в трубопроводах куст 1 – ДНС (131 г/м3), куст 2 – ДНС (261 г/м3). Но с течением времени возможно выпадение солей и в других трубопроводах, что связано со снижением концентрации СО2.
- Продукты разрушения гуарового геля обеспечивают стабильность воды в системе подготовки нефти и способствуют переносу проблемы солеотложения в высоконапорные водоводы. Для разрушения геля рекомендуется увеличить срок пребывания жидкости на полигоне. Для уменьшения солеотлагающей способности воды с полигона утилизации рекомендуется увеличить количество ступеней очистки с двух до трех.
Список публикаций по теме диссертации
1. Стрижнев К.В. Влияние деструктированного гуарового геля на механизм формирования отложений кальцита в высоконапорных водоводах Южного участка Приобского месторождения/ Стрижнев К.В., Гумеров Р.Р., Алексеев Ю.В., Сагирова Л.Р., Сулейманов А.Г., Зуевский И.А. // Нефтяное хозяйство.-2009.- № 12. - С.56-58.
2. Сагирова Л.Р., Котенёв Ю.А. Оценка условий и количества образования кальцита из попутно добываемой воды в системе нефтесбора и подготовки нефти // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2009. - 2(76). - С. 43-47.
3. Сагирова Л.Р., Котенев Ю.А., Волошин А.И. Эффективность применяемых ингибиторов солеотложения важный компонент в общей стратегии предупреждения солеотложения нефтедобывающих компаний // Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов: VIII конгресс нефтегазопромышленников России: сб. науч. тр. - Уфа: Монография, 2009 - С. 273-282.
4. Сагирова Л.Р. Влияние состава пород-коллекторов на снижение проницаемости призабойной зоны скважины на примере Приобского месторождения // Нефть.Газ.Новации. - 2011. - №2 - С. 10-12.
5. Сагирова Л.Р. Исследование влияния массообменных процессов в породе пласта-коллектора на изменение ионного состава добываемых вод // Разведочная геофизика: проблемы и перспективы. Сборник докладов научно-практической конференции. - Уфа: изд-во «НПФ «Геофизика»», 2011. - С. 146 - 150.
6. Сагирова Л.Р., Котенев Ю.А. Экспериментальные исследования скорости растворения кальцита в модифицированных кислотных растворах // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа: изд-во «НПФ «Геофизика», 2011. - С. 197 - 201.
7. Сагирова Л.Р. Граничные условия факторов, определяющих образование солеотложений (месторождения Ноябрьского региона). / Л.Р. Сагирова, Ю.А. Котенев // Материалы 62-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2011. - С. 319.
8. Сагирова Л.Р., Котенев Ю.А. Классификация отложений солей, их состав и структура на месторождениях Ноябрьского региона // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. - № 5 - С.189-195.
Подписано в печать 20.02.2012 г.
Заказ №2
Формат бумаги 60х84/16. Бумага ксероксная.
Усл.печ.л. 1,56. Тираж 90 экз.
Печать оперативная.
Отпечатано в ООО «БашНИПИнефть»
450006, Башкортостан, Уфа, Ленина, 86/1
