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; Ã - 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 103T 0.5 7.561 103 T 3.775 105 T 2 7.709 103 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 4,576 104 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) (7.86 103 1.747 103 (2.804 0.158 T ) 0.5 0.17 104 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