Оптимизация технических параметров закачки ингибитора для предотвращения отложений солей в ПЗС на основе моделирования процесса

Введение

Отложения минеральных солей в подземном оборудовании скважины и нефтепромысловом оборудовании известны издавна. На данный момент про­блема, связанная с отложениями минеральных солей, твердых углеводородов, сульфидов железа, имеет место во всех основных нефтедобывающих регионах: Азербайджане, Урало-Поволжье, Западном Казахстане, Западной Сибири, Се­верном Кавказе [1].

За последние годы накоплен богатый нефтепромысловый материал по основным аспектам проблемы осадкообразования в добывающих скважинах и нефтепромысловом оборудовании. Изучены основные причины и условия образования комплексных осадков, проведена классификация осадков по групповому составу, разработаны ингибирующие составы и технологии их применения, композиционные составы и технологии применения удалителей осадков комплексного состава и др.[2]

Исследователи отмечают резко отрицательные последствия  процесса осадкообразования: снижение и полная потеря производительности скважин, сокращение межремонтного периода (МРП) их работы, выход из строя скважинного оборудования, усиление коррозионных процессов на участках трубопроводов, технологических емкостей, где произошло образование осад­ков комплексного состава.

Отмечается усиление процесса осадкообразования и коррозионных разрушений нефтепромыслового оборудования при заражении продуктивно­го пласта, систем сбора, подготовки нефти и поддержания пластового дав­ления (ППД) сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ).

Борьба с осадкообразованием при добыче нефти требует больших затрат материальных и трудовых ресурсов, следовательно, решение вопросов борь­бы с образованием комплексных осадков является важной задачей[2].

Математическое моделирование процесса предотвращения отложений солей в ПЗС путем ингибирования

Тестирование адсорбционно-десорбционной способности ингибитора на породу пласта Приобского месторождения производилось для оценки способности ингибиторов эффективно защищать скважинное оборудование от солеотложения при задавке их растворов в пласт.

Адсорбцию в динамических условиях исследовали на фильтрационной установке. Растворы ингибитора в минерализованной воде (МПВ) подавались в ячейку с дезинтегрированной породой с помощью насоса. Размеры ячейки 250х20. Линейная скорость фильтрации флюида через породу составляла 600 м/год.

Насыщение керна ингибитором солеотложения осуществляли путем прокачивания 1%-го раствора ингибитора через породу. На выходе из ячейки отбирали по З мл раствора, который анализировали на содержание действующего вещества товарной формы ингибитора солеотложения. Для определения содержания фосфонатов в растворах использовали стандартную методику (в основе фотометрического метода определения концентрации фосфорсодержащих ингибиторов солеобразования в минерализованной воде лежит реакция взаимодействия фосфат-ионов, получаемых из фосфоната с молибдат ионом в кислой среде). Концентрацию ингибитора ”Синол ИС-001” определяли по калибровочным прямым. После прохождения 10 поровых объемов через пористую среду и достижения концентрации ингибитора в выходящем растворе, соответствующей исходной концентрации, дозирование ингибитора прекращали и керн с ингибитором выдерживали 2 ч для адсорбции реагента на породе.

Десорбция ингибитора производилась пропусканием через ячейку МПВ. Режимы прокачивания не изменялись. На выходе из колонки отбирали по З мл рабочего раствора, который анализировался на содержание ингибитора солеотложения. После прохождения примерно 30 поровых объемов и достижения концентрации действующего вещества в растворе, соответствующей порогу определения (менее 1 мг/л), эксперимент прекращали. Полученные кривые выноса ингибиторов были обработаны с использованием программного комплекса Squeeze V, подпрограммой «ADSORPTlON ISOTHERM DERIVATlON MODEL». Исходными данными для этой подпрограммы являются результаты выноса ингибитора солеотложения: зависимость концентрации (С) от объема прокачанной жидкости, выраженной как в абсолютных единицах, так и в количестве поровых объемов.

По данным, полученным с использованием программного комплекса Squeeze V, были найдены параметры уравнения Фрейндлиха Г = kСⁿ, которое используется в моделировании технологического дизайна закачки и времени выноса ингибитора до минимальной рабочей концентрации (Г). Параметры уравнения Фрейндлиха:

Далее расчет технических параметров закачки ингибиторов для предотвращения отложения солей в ПЗС был проведен согласно методике И.Т. Мищенко и Л.Х. Ибрагимова [3,4].

Рассматриваемая ниже  математическая модель построена на основе допущения локального равновесия между ингибитором в растворе и на поверхности породы и включает наиболее важные аспекты процесса адсорбционной закачки. На основе решения задачи получены формулы, позволяющие рассчитывать концентрацию ингибитора в добываемой воде после перевода скважины из режима закачки в режим эксплуатации,

При построении математической модели приняты следующие исходные допущения. Фильтрация жидкостей одномерная. Объем пласта, занятый раствором ингибитора в течение цикла нагнетания, такой же, как и освобождаемый от раствора, когда эксплуатация возобновляется (т.е. поршневое вытеснение); фильтрация однофазная (присутствием нефти пренебрегают), а расход ингибитора связывается только с объемом воды. Адсорбционные свойства пористой среды однородны. Процесс изотермический. Пластовые флюиды и порода несжимаемы, жидкости ньютоновские.

Рассматривается методика расчета концентрации ингибитора солеотложений в период отбора закачанного раствора. Ниже приводятся формулы для расчета зависимости концентрации ингибитора С от накопленного объема добытой воды V.

Использованы следующие обозначения: V — объем добытой (накопленной) воды; Vвп — объем продавочной воды при закачке ингибитора в пласт; Vзак.и — объем закачанного в пласт раствора ингибитора; Vпп (или V'пп) — объем порового пространства, пройденного фронтом раствора ингибитора, когда продавка закончена; Сзак — концентрация ингибитора в закачиваемом растворе; а = N_adn; N_ad — адсорбционное число; Nad = , k, n —параметры изотермы Фрейндлиха; , 0 <n< 1; Сs — концентрация ингибитора на поверхности; Vs — объем ингибитора на поверхности.

Проведем подбор V продавочной жидкости и V ингибитора.

Подставляя различные значения V продавочной жидкости при одном и том же V ингибитора (V инг. = 10м³) была получена зависимость изменения времени эффективности ингибитора от Vпрод.ж. Из графика 1,2 видно, что чем большеVпрод.ж., тем больше время эффективности t. Однако, начиная с отметки 30м³ рост значительно замедляется. Поэтому оптимальным объемом продавочной жидкости выбираем V прод. ж. = 30м³(самая крайняя из точек максимального роста).

Рисунок 1. Зависимость времени эффективности ингибитора t от V прод. ж.

Данный график позволяет оценить оптимальный V прод. ж. только со стороны ингибирования, для оценки влияния V прод. ж. на ПЗС необходимо проводить дополнительные исследования для определения характера снижения коэффициента продуктивности по нефти с увеличением объемов продавочной жидкости.

Рисунок 2 .Зависимость концентрации ингибитора Сот времени эффективности t для различных V прод.ж.

Подставляя различные V инг. при одном и том же выбранном  V прод.ж. (30м³) была установлена зависимость  изменения времени эффективности ингибитора t от V инг. (рис.3,4). Из графика 3 видно, что начиная с отметки 10м³, график носит линейный характер. Изменение V ингибитора прямо пропорционально изменению времени эффективности ингибирования. В среднем при увелиении объема ингибитора V инг. на 10м³, время эффективности увеличивается на 2 месяца.

Как оптимальный объем ингибитора принимаем V инг. = 10м³. Выбрав оптимальные объемы продавки и ингибитора, можем смоделировать время выноса ингибитора при достижении концентраций 10 и 5 мг/л.

Рисунок 3. Зависимость времени эффективности ингибитора t от V инг.

Рисунок 4 . Зависимость концентрации ингибитора Сот времени эффективности t для различных V инг.

Для каждой скважины с учетом ее геологических особенностей, строения, свойств флюидов, показателей разработки и также принимая во внимание экономическое обоснование, необходимо прогнозировать и подбирать свои технические параметры закачки для более точного прогноза.

Для 10%-го раствора ингибитора солеотложения ”Синол ИС-001 ” было выполнено тестовое моделирование задавки с заданными объемами основной задавки 10 м³10%-го раствора ингибитора и продавки 30 м³для скважины с дебитом по воде 50 м³/сут. В результате определено время выноса ингибитора до заданной конечной концентрации (10 и 5 мг/л). Результаты моделирования времени выноса ингибитора при достижении концентраций 10 и 5 мг/л представлены в табл. 1.

Рисунок 5. Изменение концентрации ингибитора  в добываемой воде

Рисунок 6. Время выноса ингибитора при достижении концентраций 10 и 5 мг/л

Таблица 1

Результаты тестирования ингибитора солеотложения на нефтенасыщенном керновом материале

Ингибитор проявляет хорошие свойства удерживаться на породе пласта, что позволяет обеспечивать длительный вынос ингибитора и, соответственно, защиту больших объемов попутно добываемой воды от солеотложения.

Технология закачки и определение оптимальных концентраций и объемов растворов реагентов

Наиболее приемлемым вариантом дозирования химических ве­ществ является закачка растворов реагента в призабойную зону пласта, являю­щегося естественным резервуаром, способным вместить достаточное количест­во раствора.

Для эффективного дозирования реаген­та из пласта необходимо выдержать некоторое время после его закачки (поряд­ка 1 сут.) для адсорбции активного вещества на поверхности породы. Это за­медляет процесс последующей десорбции и выноса реагента из пласта.

Перед закачкой ингибирующей композиции в выбранной для обработки скважине проводят исследования: сначала отбирается проба добываемой про­дукции и в лаборатории определяется химический состав пластовой воды, оп­ределяется ее насыщенность гипсом, карбонатом кальция. Определяется также содержание сероводорода и ионов железа в пластовой воде. Затем на основе гидродинамических исследований определяется коэффициент продуктивности скважины. При значительном снижении продуктивности скважины проводится очистка забоя, ствола скважины призабойной зоны пласта от отложений солей, парафина, сульфидов железа.

На основании данных гидродинамических исследований определяют тех­нологию закачки жидкостей. При хорошей продуктивности (приемистости) пласта закачку ингибирующей композиции проводят непосредственно через межтрубное пространство без подъема подземного оборудования. При низкой продуктивности (приемистости) пласта производят подъем насосного оборудо­вания и закачку композиционного состава проводят, используя пакер [5].

Последовательность приготовления композиции заключается в следую­щем:

- определяется необходимое количество ингибитора отложения солей (Синола ИС-001) в зависимости от перенасыщенности пластовой воды гипсом, карбонатами и количества ионов железа:

- рассчитывается необходимое количество плавиковой или кремнефтористо-водородной кислоты (из расчета 10 % от объема композиции);

- рассчитывается необходимое количество соляной кислоты (из расчета 10% от объема);

- рассчитывается необходимое количество ингибитора коррозии Амфикор (из расчета 10 % от объема композиции);

- готовится раствор ингибитора солеотложений: СинолИС-001 в попутно-добываемой воде в объеме 30 м³;

- добавляется к раствору ингибитора солеотложений расчетное количество плавиковой или кремнефтористоводородной кислоты, Амфикора и тща­тельно перемешивается;

- полученный раствор перемешивается с расчетным количеством соляной ки­слоты.

Закачка приготовленной композиции реагентов сопровождается после­дующей закачкой нейтральной жидкости продавки (продавочной жидкости), в качестве которой обычно используется пластовая вода. Объемы закачиваемых жидкостей рассчитываются исходя из удельного объема закачиваемой компо­зиции реагента и геометрических параметров скважины и пласта. Максимальный эффект достигается при радиусе распространения оторочки рас­твора реагента 4-5 м[5].

Для геологических условий добычи нефти на месторождениях Волго-Уральского региона рекомендуемый удельный объем закачиваемой компози­ции реагентов на 1м толщины пласта составляет около 1м³. Таким образом, на­ружный радиус (R_H) оторочки закачиваемого раствора составит около 5м, а внутренний (R_B) - около 4,7 м.

Технология закачки композиции реагентов в ПЗП заключается в следую­щем.После падения дебита скважины на 30-50% от начального после ПРС про­водится остановка эксплуатации оборудования скважины. Уровень падения де­бита, определенный на основе опыта, является оптимальным для условий до­бычи нефти в НГДУ “Правдинскнефть”и ООО «РН-Юганскнефтегаз». Проведение подземного ремонта при меньших уровнях снижения дебита приводит к росту себестоимости добычи нефти из-за частых ремонтов, а проведение ремонтов при больших уровнях снижения дебита приводит к значительным потерям в добычи нефти [3].

Заключение

В ходе написания статьи было установлено, что процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующиеся в условиях обводнения добываемой продукции.

По предварительному анализу состава пластовых вод Приобского нефтяного месторождения содержание солеобразующих ионов позволяет сделать вывод о возможности выпадения осадков из пластовых вод в виде карбоната кальция, с увеличением интенсивности солеобразования из вод пласта АС12.

Были рассмотрены основные механизмы формирования осадков в попутных водах, основные виды и степень осложнений в эксплуатации нефтепромысловых объектов, связанных с образованием в них осадков сложного состава, а также методы борьбы и предупреждения солеотложений.

Наиболее эффективным способом предотвращения солеобразования в нефтепромысловом оборудовании является химический с использованием реагентов-ингибиторов.

Далее по четырем, используемым на промысле, ингибиторам было проведено тестирование. В результате проведенного тестирования установлено, что с увеличением содержания ионов кальция Приобского месторождения эффективность ингибирования солеотложения ингибитором «Синол ИС-00»1 при температуре 90 ^оС практически постоянна.

И с учетом исследований совместимости ингибитора солеотложения «Синол ИС-ОО»1 с растворами глушения было установлено, что 10%-й раствор ингибитора солеотложения «Синол ИС– 001» совместим с растворами глушения на основе хлорида натрия (р = l,18 г/см³), совместим с жидкостями глушения на основе хлорида кальция (р = 1,33 г/см³) и нитрата кальция (NaCl +   (р = 1,44 г/см³), что позволяет рекомендовать ингибитор для внедрения по технологии задавки в пласт на скважинах при применении растворов глушения.

Далее были подобраны оптимальные объемы продавки и ингибитора, и получены зависимости времени эффективности ингибитора t от V прод. ж. и V инг. согласно методике И.Т. Мищенко и Л.Х. Ибрагимова. Был произведен расчет технических параметров закачки ингибиторов для предотвращения отложения солей в ПЗС и спрогнозировано время выноса ингибитора при достижении концентраций 10 и 5 мг/л, которое составило 113 и 210 суток соответственно.