CC BY
219
УДК 622.276.031
А.В. Денисова, В.Н. Глущенко, Д.С. Пислегина
ООО «ФЛЭК»
ИНГИБИТОРЫ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «ТНК-НЯГАНЬ» И РУП «ПО БЕЛОРУСНЕФТЬ»
Проведен анализ осложненного фонда скважин ОАО «ТНК-Нягань», выполнен физико-химический анализ промысловых сред и со-леотложений, подобраны ингибиторы солеотложений на основе ор-ганофосфонатов, рассчитан экономический эффект от применения ингибиторной защиты нефтепромыслового оборудования.
При добыче обводненной нефти различных составов, с применением методов повышения нефтеотдачи, в процессе бурения скважин, добычи и подготовки нефти осложняющим фактором является солеоб-разование. Отложения неорганических солей в призабойной зоне пласта (ПЗП), оборудовании скважин и наземных коммуникациях системы сбора и транспорта нефти существенно осложняют процесс добычи, что приводит к выходу из строя дорогостоящего оборудования, трудоемким ремонтным работам, а в итоге - значительному недобору и потерям нефти.
При анализе отказов нефтепромыслового оборудования по причине образования на поверхности нефтепромыслового оборудования солеотложений на месторождениях ОАО «ТНК-Нягань» Ем-Еговского (ЦДНГ-4) и Талинского (ЦДНГ-1, 2, 3) отмечены следующие негативные обстоятельства:
1) осложненный фонд скважин составляет 501 шт. из 1973 шт. их общего количества, что составляет 25,4 %;
2) межремонтный период (МРП) работы скважины до 100 сут составляет 67 шт. (3,4 % от осложненного фонда скважин);
3) МРП до 200 сут - 96 шт. (4,9 %);
4) МРП до 300 сут - 57 шт. (2,9 %);
5) остальное количество скважин с МРП более 300 сут.
При средней стоимости затрат на подземный ремонт скважины (ПРС) 398 000 руб. (в ценах 2009 г.) годовые расходы составят 118 604 000 руб. (для 298 шт. скважин).
Все это подтверждает актуальность проблемы удаления или предотвращения солеотложений не только на объектах ОАО «ТНК-Нягань», но и других месторождениях с подобным осложненным фондом.
В составе неорганических осадков преобладают следующие виды солей: сульфаты кальция (гипс, бассанит, ангидрит), карбонаты (кальцит, магнезит, сидерит), сульфат бария (барит), сульфат стронция (целестин), хлорид натрия (галит), оксиды и гидроксиды железа (продукты коррозии и растворения глинистого цемента) [1, 2].
Причины образования минеральных отложений при добыче нефти многообразны. Они обусловлены геологическими особенностями залежей, техническими, технологическими факторами и конкретными условиями разработки месторождений. Проблема солеотложений, преимущественно сульфатов и карбонатов щелочно-земельных металлов, особенно обостряется в связи с использованием в системе поддержания пластового давления (ППД) вод различного химического состава («несовместимых» сред), растворением гипса из горных пород и изменениями термобарических условий, дегазации воды, разбавления пластовых вод закачиваемой пресной водой и рядом других факторов [1, 2].
Известно множество способов предотвращения и удаления отложений солей - технологические, химические, физические и комбинированные [1-5].
Одним из наиболее простых в исполнении и экономически целесообразных химических способов предотвращения отложений солей является обработка пластовой воды различными ингибиторами солеотложений (ИСО).
Цель исследовательской работы - подбор ИСО для осложненного фонда скважин ОАО «ТНК-Нягань» и РУП «ПО Белоруснефть» применительно к условиям их эксплуатации с перспективой дальнейшего промышленного использования.
В процессе проведения лабораторных испытаний исследовались ИСО, представляющие собой органофосфонаты, механизм действия которых сводится к комплексообразованию катионов металлов: Са2+, Mg2+, Ba2+, Fe2+, Fe3+, Na+ и предотвращению их взаимодействия с осадкообразующими анионами: SO42", CO32-, или искажению кристаллической решетки солей на стадии роста без их дальнейшей упорядоченной кристаллизации [1, 2].
В работе использованы следующие промышленно производимые ИСО органофосфонатной основы [3, 6, 7]:
1) Оптима-017, ХПС-002, ХПС-005, включающие в себя гидроксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ);
2) ВНПП-ОС-3, ФОКС-03Н, включающие в себя гидроксиэтили-дендифосфонатоцинкат натрия (2п-ОЭДФ) и нитрилотриметиленфос-фоновую кислоту (НТФ);
3) АЗОЛ-3-10А на основе аминофосфоновых кислот и/или их солей.
В табл. 1, 2 представлены данные по физико-химическому анализу вод и состав отложений выборочных скважин ЦДНГ-1, 2, 3, 4 ОАО «ТНК-Нягань» и скв. 34 Некрасовского месторождения РУП «ПО Белоруснефть».
Как следует из данных табл. 1, промысловые среды ОАО «ТНК-Нягань» относятся к гидрокарбонатнонатриевому и хлормагниевому типам, а вода скв. 34 Некрасовского месторождения - хлоркальциево-му типу.
Химический анализ осадков, представленный в табл. 2, свидетельствует о присутствии в основном труднорастворимых минералов: барита, магнезита и кальцита. Отложения скв. 34 Некрасовского месторождения включают в себя до 89 % галита.
Результаты определения эффективности действия ИСО по предотвращению выпадения солей в реальных средах ОАО «ТНК-Нягань» и РУП «ПО Белоруснефть» содержатся в табл. 3. Отметим, что в соответствии с РД 39-0148070-026ВНИИ-86 [8] эффективным считается ИСО, предотвращающий образование солей не менее 80 %.
Присутствие в промысловых средах труднорастворимых солей, содержащих барий, не позволило получить удовлетворительного эффекта по предотвращению осадкообразования в промысловых средах ЦДНГ- 1, 4 ОАО «ТНК-Нягань», в том числе применяемого в настоящее время ингибитора ХПС-005. Выбор дозировки реагентов (не более 30 г/м3) диктовался лимитом экономических затрат нефтедобывающих предприятий на ингибиторную защиту.
Для осложненного фонда скважин ЦДНГ-2, 3 ОАО «ТНК-Нягань» наиболее эффективен ИСО Оптима-017. При его дозировке 10 г/м3 эффективность предотвращения солей составила более 95 %. Для среды из скв. 34 Некрасовского месторождения эффективность ВНПП-ОС-3 при дозировке 100 г/м3 достигает 95,8 %.
206
Физико-химический анализ вод ОАО «ТНК-Нягань» и РУП «ПО Белоруснефть»*
Место отбора проб Плотность, кг/м3 pH Минера- лизация, г/дм3 Содержание компонентов, мг/дм3
СГ 8042" НС03" О О мё2+ Са2+ Ва2+ Ре3+ /Реобщ №+ + К+
ЦДНГ-1 Талинского мест., к. 275, скв. 7037 1003 7,86 7,73 4074,71 41,15 572,18 27,60 14,58 118,24 41,20 2,95/4,10 2837,79
ЦДНГ-2 Талинского мест., к. 370, скв. 8589 1005 7,81 12,92 6554,97 12,35 1301,74 54,00 9,72 88,18 36,62 13,10/17,65 4841,28
ЦДНГ-3 Талинского мест., к. 66, скв. 3258 1010 7,16 15,06 8539,18 16,46 691,74 0 12,15 1030,05 32,04 202,50/249,50 4492,32
ЦДНГ-4 Ем-Еговского мест., к. 73, скв. 1885 1010 9,34 12,07 5846,33 8,23 1600,64 51,60 57,11 94,19 41,20 87,20/126,70 4247,52
Скв. 34 Некрасовского мест. 1251 3,89 365,70 226859,43 32,92 170,80 2794,50 63326,40 58,84 -/151,50 72309,72
*
Физико-химический анализ вод осуществлялся по РД 39-23-1055-84 «Шестикомпонентный анализ пластовых и закачиваемых вод».
207
Химический состав отложений ОАО «ТНК-Нягань» и РУП «ПО Белоруснефть»*
Место отбора осадков Содер. орган, части, % Содержание неорганической части (мине ральные примеси), %
Неорганика Нерастворимый остаток Продукты коррозии СаСОз Ва804 ВаСОз МяСОз БеСОз СаЯО, №С1
ЦДНГ-4 Ем-Еговского мест.,к. 33, скв. 6490 19,92 80,08 0,79 (кварцевый песок) 3,35 65,40 4,32 0,14 4,29 1,79 0 0
ЦДНГ-2 Талинского мест., к. 546, скв. 8663 10,12 89,88 7,64 (кварцевый песок и проппант) 1,85 6,89 30,20 0 31,45 5,36 6,49 0
ЦДНГ-3 Талинского мест., скв. 20083р 19,18 80,82 5,12 (кварцевый песок) 1,88 62,02 0,99 0 2,42 8,39 0 0
Скв. 34 Некрасовского мест 4,40 95,60 2,20 0,50 0 4,39 0 0 0 следы 88,51
‘Химический анализ осадков проводили согласно «Методике определения химического состава осадков, образующихся при
добыче, транспорте и подготовке нефти», разработанной ПермНИПИнефть (Пермь, 1984 г.).
208
Эффективность ингибиторов солеотложений в реальных осложненных средах, %
Место отбора проб ФОКС-ОЗН АЗОЛ-ЗОЮА ХПС-005 ХПС-002 0птима-017 внпп-ос-з
Концентрация ингибитора, г/м3
10 30 10 30 10 30 50 70 100 10 30 50 70 100
ЦДНГ-4 Ем-Еговского мест., к. 84, скв. 2300 65,2 67,4 61,9 63,0 66,3 66,3 - - - 64,1 66,3 - - -
ЦДНГ-4 Ем-Еговского мест., к. 40, скв. 6424 70,0 71,3 68,8 72,5 67,5 77,5 - - - 62,5 73,8 - - -
ЦДНГ-1 Талинского мест., к. 2476, скв. 467 28,1 40,6 56,3 59,4 25,0 31,3 - - - 62,5 75,0 - - -
ЦДНГ-2 Талинского мест., к. 370, скв. 8589 85,7 95,7 71,4 92,9 50,0 71,4 - - - 95,2 97,1 - - -
ЦДНГ-3 Талинского мест., к. 43, скв. 2917 0 0 0 0 26,3 95,6 - - - 95,1 97,3 - - -
Скв. 34 Некрасовского мест. - - - - - - 35,3 37,5 90,5 - - 50,0 52,9 95,8
Примечания:
1) эффективность ИСО определялась согласно РД 39-1-641-81 «Методика подбора ингибиторов отложения солей технологи-
ческих процессов подготовки нефти»; ингибиторы дозировали в товарном виде; 2) « - » означает, что исследования не проводились.
Годовой экономический эффект по ингибиторной защите нефтепромыслового оборудования от солеотложений на месторождениях ОАО «: ТНК-Нягань» с применением реагента Оптима-017 составит 5 632 387 руб. без учета снижения потерь добычи нефти.
На основании результатов лабораторных исследований ИСО и рассчитанного экономического эффекта по ингибиторной защите для проведения опытно-промысловых испытаний на месторождениях ЦДНГ-2, 3 Талинского месторождения ОАО «ТНК-Нягань» и скв. 34 Некрасовского месторождения РУП «ПО Белоруснефть» в 2009 г. рекомендованы реагенты Оптима-017 и ВНПП-ОС-3.
Список литературы
1. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. 215 с.
2. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004. 432 с.
3. Нефтепромысловая химия: Осложнения в системе пласт -скважина - УППН: учеб. пособие/ В.Н. Глущенко, М.А. Силин, О.А. Пташко, А.В. Денисова. М.: МАКС Пресс, 2008. 328 с.
4. Методы борьбы с отложением солей / Н.С. Маринин, Г.М. Ярышев, С.А. Михайлов [и др.] // Обзор.информ., сер. «Нефте-пром. дело» / ВНИИОЭНГ. М., 1980. 55 с.
5. Ингибирование отложений сульфата кальция при совместном действии физических полей и поверхностно-активных веществ / Б.Д. Синежук, Т.Я. Федорук, С.В. Манько, И.В. Абраменко // Химия и технология воды. 1989. Т. 11. № 1. С. 54-57.
6. Чаусов Ф.Ф., Раевская Г.А. Комплексный водно-химический режим теплоэнергетических систем низких параметров: практ. рук. Изд. 2-е, испр. и доп. М.; Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2003. 280 с.
7. Ингибиторы отложения солей / П. Е. Чапланов, И. Т. Полковни-ченко, Н.А. Топоркова, Т.А. Пензенева // Обзор.информ., сер. «Нефтехимия и сланцепереработка» / ЦНИИТЭнефтехим. М., 1989. Вып. 5. 59 с.
8. РД 39-0148070-026ВНИИ-86. Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения.
Получено 17.06.2009
