Университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений

Контрольная работа

По предмету: Борьба с осложнениями при добыче нефти

На тему: "Борьба с солеотложениями путем периодической закачки ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта"

Уфа-2004

Содержание

Введение

1. Причины, условия образования солей в скважине

2. Методы предотвращения солеобразований

2.1 Выбор наиболее эффективного способа удаления солевых осадков

3. Метод периодической продавки ингибитора солеотложений в ПЗП

4. Выбор методов предотвращения образования отложений. Расчет потребного оборудования и материалов

4.1 Контроль за работой скважин с отложением солей

5. Контроль за выносом ингибитора отложения солей из скважины

Список использованной литературы

Введение

Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Для предупреждения образования отложений неорганических солей в скважинах применяются химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования. В промысловой практике борьбы с отложением солей наиболее широкое распространение получил метод периодической обработки ПЗП водным раствором ингибитора отложения солей. Сущность обработки заключается в периодической закачке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора жидкости из скважины. Вынос ингибитора добываемой жидкостью после продавки и пуска скважины в эксплуатацию до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования солей предопределяет период последствия и срок защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей и время между продавками ингибитора. Поэтому, чем продолжительнее вынос реагента (в достаточных для ингибирования количествах), тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солей. Продолжительность выноса ингибитора в значительной мере зависит от величины адсорбции ингибитора солеотложений на поверхности породы пласта. При этом, чем больше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнее предотвращения образования отложений солей.

Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Необходимо знание физико-химических процессов и причин, вызывающих отложения солей в различных условиях залегания нефти, умение заранее прогнозировать, надежно контролировать и своевременно предотвращать возможное появление солевых осадков в процессе эксплуатации скважин. Особое внимание нужно уделять правильному выбору нужных методов борьбы с отложением солей, позволяющих добиться наибольшей их эффективности в конкретных промысловых условиях с учетом экономической целесообразности.

1. Причины, условия образования отложений солей в скважине

Интенсификация процессов добычи путем заводнения нефтяных пластов позволяет резко увеличить нефтедобычу, однако наблюдаемое при этом опреснение пластовых вод приводит, на ряде месторождений, к образованию гипсовых отложений.

Образование отложений неорганических солей происходит в скважинах, нефтепромысловом оборудовании, системе сбора, подготовки нефти и воды, а также в призабойной зоне пласта. По преимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенного вида выделяются две группы солей: карбонатные и сульфатные.

Самым распространенным видом отложений неорганических солей являются осадки, содержащие в основном сульфат кальция (60-80 %) и карбонаты кальция и магния (5-16 %). Влага и углеводородные соединения составляют 7-27 %. При определенных условиях каждая молекула сульфата кальция связывает две молекулы воды, в результате чего образуются кристаллы гипса, поэтому такие осадки называют гипсовыми отложениями. Если при этом в составе осадков содержится более 15 % твердых и тяжелых углеводородных соединений нефти, то они классифицируются как гипсоуглеводородные отложения. В составе отложений в виде примесей присутствуют до 0,5-4,0 % окислов железа и до 0,5-3,0 % кремнезема, наличие которых объясняется коррозией оборудования и выносом песчинок жидкостью в процессе эксплуатации скважины.

Изучение структуры позволяет выделить три вида осадков.

1. Плотные микро и мелкокристаллические осадки. В поперечном сечении таких осадков не удается выделить отдельные слои, поскольку отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердых углеводородов. В ряде случаев такие осадки имеют накипеобразный характер.

2. Плотные осадки с преобладанием кристаллов гипса средних размеров 5…12 мм с включением твердых и жидких углеводородов. При поперечном срезе образца отложений хорошо различим слой мелкозернистого осадка толщиной 3…5 мм в пристенной части, затем прослеживается слой среднекристаллического осадка призматического или игольчатого строения. В этом слое преобладают кристаллы длиной 5…12 мм. В наружном слое пространство между средними и крупными кристаллами заполнено более мелкими.

3. Плотные крупнокристаллические осадки. Крупные игольчатые кристаллы гипса образуют каркас. Между крупными кристаллами гипса длиной 12…25 мм находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В некоторых случаях в насосно-компрессорных трубах (НКТ) нет сплошных отложений гипса, а осадок представлен в виде одиночных друз кристаллов длиной 20… 27 мм с включением у их оснований мелких.

Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную (или предельную) концентрацию, т.е. когда выполняется неравенство:

С_i > C_i ^p ,

где C_i - концентрация соединения или иона, потенциально способного к выпадению в осадок;

С_i ^p - равновесная при данных условиях концентрация (предельная растворимость).

Это неравенство смещается в сторону выпадения осадка, либо за счет увеличения левой части (возрастания фактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения растворимости). Первое из этих условий возникает, как правило, при смешивании вод разного состава, несовместимых друг с другом. Вторым условием выпадения осадков служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления, выделения газов, когда в исходном растворе снижается величина равновесной концентрации.

При разработке нефтяных месторождений Урало-Поволжья с применением заводнения происходят гидрохимические изменения, накладывающиеся на природные изменения вод. С закачкой воды в нефтяном пласте образуется сложная многокомпонентная система: закачиваемая вода - пластовая вода - погребенная вода - нефть с растворенным газом - породы пласта. В результате сложных внутрипластовых процессов в этой системе происходит увеличение концентраций сульфатных ионов в попутно добываемых водах. Поэтому все гипотезы о причинах отложений гипса сводятся к объяснению причин увеличения концентрации сульфат - ионов в связи с закачкой пресной или сточной воды. Кроме того, при извлечении нефти с попутной водой, перенасыщенной сульфатом кальция или близкой к предельному насыщению, и изменении термодинамических условий по стволу скважины происходит уменьшение равновесной концентрации сульфата кальция в воде, которое приводит к выпадению гипса в скважинах.

Обобщение литературных данных позволяет выделить следующие основные причины выпадения гипса в скважинах:

1) выщелачивание гипса и ангидрита, содержащегося в скелете пласта, закачиваемой пресной водой;

2) обогащение попутно добываемой воды сульфатными ионами за счет погребенных вод;

3) приток чуждых сульфатных вод из-за некачественного цементирования или негерметичности обсадной колонны и смешение их в скважине с пластовыми хлоркальциевыми водами;

4) обогащение попутных вод за счет окисления до сульфатов сульфидов, имеющихся в пласте, и серосодержащихся компонентов нефти кислородом воздуха, вносимым с закачиваемой водой;

--> ЧИТАТЬ ПОЛНОСТЬЮ <--