Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

нефть скважина соль осадок

Анализ причин и совершенствование методов предотвращения и борьбы с солеотложениями в НГДУ "Арланнефть".

Диплом содержит 87 cтраниц, 7 рисунков, 13 таблиц, 24 использованных источника, 6 графических приложений.

Приведены сведения о геологическом строении месторождения, свойствах жидкостей, о текущем состоянии разработки месторождения.

При выполнении работы использованы результаты анализа геофизической, геолого-промысловой информации, гидродинамические и экономические методы исследований и расчётов.

Описаны основные причины и условия солеобразования в процессе разработки Арланского нефтяного месторождения, рассмотрены зоны отложения осадков и определение их местоположения. Приводится методика прогнозирования образования комплексных осадков с сульфидом железа в добывающих скважинах. Рассмотрены методы борьбы с отложениями комплексных осадков, технологии по удалению и предотвращению образования солей, защите обсадной колонны скважины и нефтепромыслового оборудования. Выполнены расчеты: прогнозирования вида осадка и обработки скважины по предупреждению выпадения солей, экономической эффективности применения новой технологии, экономической эффективности технологии по предупреждению образования сульфидосодержащих осадков при КРС. Рассмотрены вопросы техники безопасности, охраны труда и окружающей среды на производстве.

Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов

1) АСПО - асфальтосмолопарафинистые отложения

2) АСПКН - асфальтосмолопарафинистые компоненты нефти

3) ГНО - глубинно-насосное оборудование

4) кл. - клетка

5) КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза

6) КРС - капитальный ремонт скважины

7) МРП - межремонтный период скважины

8) НГДУ - нефтегазодобывающее управление

9) НКТ - насосно-компрессорные трубы

10) НПЗ - нефтеперерабатывающий завод

11) НТФ - нитрилотриметилфосфоновая кислота

12) ПЗП - призабойная зона пласта

13) ППП - промышленно-производственный персонал

14) ПРС - подземный ремонт скважины

15) СВБ - сульфатвосстанавливающие бактерии

16) скв. - скважина

17) ССО - сульфидосодержащие осадки

18) сут. - сутки

19) СШНУ - скважинная штанговая насосная установка

20) руб. - рубли

21) ТВО - трубный водоотделитель

22) ТТНК - терригенная толща нижнего карбона

23) УКПН - установка комплексной подготовки нефти

24) УЭЦН - установка электроцентробежных насосов

25) чел. - человек

26) ЭЦН - электроцентробежный насос

Содержание

Введение

1. Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения

1.1 Стратиграфия и тектоническое строение

1.2 Гидрогеология региона и химический состав пластовых вод

1.3 Характеристика нефтей и газов

1.4 Геологическое строение терригенной толщи нижнего карбона

1.5 Характеристика текущего состояния разработки по НГДУ "Арланнефть"

2. Образование отложений солей в скважинах

2.1 Состав образующихся отложений

2.2 Причины образования солей

2.3 Прогнозирование видов комплексных осадков в добывающих скважинах

2.4 Зоны отложения солей и определения их местоположения

3. Борьба с отложениями солей при добыче нефти

3.1 Методы удаления комплексных осадков

3.2 Технологии предотвращения образования сульфидосодержащих солей в скважинах с сульфидом железа без подъема ГНО

3.3 Удаление образовавшихся в ЭЦН отложений солей с сульфидом железа без подъема глубинно - насосного оборудования

3.4 Предотвращение образования солей

3.5 Предотвращение образования сульфида железа, комплексных осадков, коррозии в затрубном пространстве скважины

3.6 Повышение эффективности борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти

3.7 Расчет прогнозирования вида комплексного осадка в добывающей скважине

3.8 Расчет обработки скважины

4. Экономическая эффективность удаления и предотвращения образования сульфидосодержащих осадков на Арланском месторождении

4.1 Краткая аннотация мероприятий

4.2 Расчет экономической эффективности от применения новой технологии

4.3 Расчет экономической эффективности технологий по предупреждению образования сульфидсодержащих осадков при КРС

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа

5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и производственных процессов

5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

5.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности

Заключение

Список использованных источников

Введение

Арланское нефтяное месторождение одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии.

Начальные геологические запасы месторождения составляют более миллиарда тонн, а размеры более 100 в длину и до 30 километров в ширину Нефтеносными являются песчаники терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), а также карбонатные отложения нижнего и среднего каменноугольного возраста. Одной из главных задач нефтедобывающей промышленности является повышение эффективности добычи нефти за счет использования прогрессивных технологий и увеличения межремонтного периода работы скважин.

Современное состояние технологии и техники добычи нефти требует решений, позволяющих без больших затрат совершенствовать процессы добычи нефти, особенно в осложненных условиях эксплуатации обводненных скважин.

Одной из причин, снижающих эффективность эксплуатации скважин, является образование из попутно - добываемых вод неорганических солей, которые отлагаются в призабойной зоне скважин и на поверхности нефтепромыслового оборудования. Как правило, отложения солей встречаются: на стенках нижней части эксплуатационных колонн, в приемных и рабочих органах электроцентробежных и штанговых насосов, на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб.

Отложения солей являются причиной снижения или полной потери производительности скважинных насосных установок и возникновения на нефтепромысловых объектах аварийных ситуаций.

Целью данного дипломного проекта является анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть". Эффективность методов определяется технико-экономическими показателями предприятия, а также выяснением причин, условий образования отложения солей и зон накопления осадков.

1. Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения

1.1 Стратиграфия и тектоническое строение

Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 метров. Фундамент ни одной из скважин не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста Бурение глубоких скважин показало, что в каждой из них вскрываются разрезы, имеющие разную полноту. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.

Выделяется серия валов, имеющих северо-западную ориентировку, параллельно границам Бирской седловины. К одному из этих валов, названному Арлано-Дюртюлинским, и приурочена Арланская структура. Вал имеет большую протяженность (до 120 километров), северное окончание которого находится в районе Вятской площади. Ширина вала сильно меняется от 10 до 35 километров. Образование крупной Арланской структуры связано с развитием Актаныш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов. В ядре складки находится гигантский барьерный риф верхнедевонского возраста.

По кровле ТТНК складка имеет асимметрическое строение - с более крутым (до 5%) юго-западным крылом и пологим (до 1%) северо-восточным. Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе составляет 90-100 метров.

Вверх по разрезу структура становится менее контрастной и по пермским отложениям практически полностью нивелируется [1].

1.2 Гидрогеология региона и химический состав пластовых вод

Воды основного продуктивного горизонта ТТНК имеют следующую характеристику. Плотность 1170-1180 кг/м³, хлоридно-кальциевый тип, минерализация 750-800 мг-экв/100 г.

Содержатся йод (до 9 мг/л), бром (до 550 мг/л) и аммоний (до 150 мг/л). Содержание газа - 0,130-0,250 м³/м³, в его составе преобладает азот до 90%, метан - до 12%, этан - до 3%, пропан - 0,3%, углекислоты - 1,5%.

Пласт VI более выдержан, имеет хорошую связь с законтурной областью, поэтому на северной части месторождения режим плата активный водонапорный. В пласте II много литологических экранов, режим упруговодонапорный. Остальные платы - вплоть до упругого, замкнутого. Высокая вязкость нефти снижает гидропроводность [1].

Пластовые воды ТТНК - высокоминерализованные растворы. Из 99% общего содержания солей - в основном хлориды натрия, кальция и магния. Вязкость воды в пластовых условиях 1,6 МПа.с, коэффициенты сжимаемости 2,6.10-4 МПа-1, термического расширения - 4.10-4 0С-1.

Воды законтурные и подошвенные, имеют сходную характеристику.

Химический состав в мг-экв/100г следующий: ионов сульфата - 0,45-0,92; кальция - 35,9-41,2; хлора - 394,3-401,0; карбоната - 0,13-0,16; магния - 19,7-24,6; натрия и калия - 335,7-346,3.

1.3 Характеристика нефтей и газов

Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м³), сернистые (до 3,3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Вязкость при 20⁰С в поверхностных условиях 37-46 мПа.с, упругость паров - 35-45 мПа.

Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. Плотность в пластовых условиях в среднем 871 кг/м³, разгазированной - 892 кг/м³. Давление насыщения - 7,8 МПа. Газовый фактор низкий (9,2-21,7 м³/т), в среднем 16,5 м³/т. Высокое давление насыщения обусловлено большим содержанием азота.

По мере приближения к водонефтяному контакту возрастают плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность.

Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до 42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан.

Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01-0,005).

1.4 Геологическое строение терригенной толщи нижнего карбона

ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Стратиграфический возраст отложений толщи достаточно четко определен как визейский и лишь нижняя ее часть отнесена к верхнетурнейскому.

В разрезах скважины наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитовых и аргиллитовых пластов. Максимальное их число - 9. Однако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта.

Наиболее выдержаны по площади пласты II и VI, лишь на севере и северо-востоке отмечается довольно устойчивое развитие песчаного пласта III.

Ниже приведены данные, характеризующие особенности строения основных продуктивных пластов VI и II.

Пласт VI присутствует примерно в 92-95% скважин. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми аллевролитами. Песчаники светло- и темно-серые в зависимости от глинистости и углистости, иногда известковистые за счет кальцитового цемента. Зерна слабо сцементированы. Тип цементации - контактовый.

Толщина пласта песчаников достигает 36 метров, изменяясь на небольших расстояниях до полного замещения.

Водонефтяной контакт по площади месторождения меняется от минус 1175 метров на юго-востоке до минус 1188 метров на северо-западе. Нефтенасыщенность коллекторов в среднем по площадям меняется в пределах 82-87%. Пористость песчаников пласта VI составляет 24%, нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5 метров, проницаемость песчаников до 1,83 мкм².

Пласт II - основной по запасам продуктивный пласт Арланского месторождения. На Арланской площади в нем сосредоточено около половины всех запасов ТТНК. Развит на большой части месторождения. Толщина пласта от 0,8 до 16 метров. Представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников колеблется от 12 до 30%. Проницаемость самая различная от 0,05 до 1,7 мкм² и более. Нефтенасыщенность коллекторов в среднем равна 0,82. На месторождении в этом пласте имеется одна небольшая по площади залежь, приуроченная к своду структуры.

1.5 Характеристика текущего состояния разработки по НГДУ "Арланнефть"

В 2013 году из всех объектов разработки НГДУ "Арланнефть" добыто 1966,0 тыс. т нефти и отобрано 41625,8 тыс. т жидкости.

Суточная добыча нефти составила 5016 т/сут., суточный отбор жидкости составил 121076 т/сут. Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2000 году составил по нефти - 2,7 т/сут., по жидкости - 56,9 т/сут. Основной объем добычи нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона.

Из всех объектов добыто 207782,4 тыс. т нефти или 32,3% от начальных балансовых и 82,4% от начальных извлекаемых запасов. Годовой темп отбора по НГДУ от начальных извлекаемых запасов составил 0,8%, а от остаточных извлекаемых запасов - 4,2%.

Пробуренный фонд по НГДУ "Арланнефть" на конец 2013 года составил 4772 скважины.

Обводненность составила 95,3%, что выше уровня прошлого года на 0,4%. Действующий фонд на 01.01.2014 года составил 2267 скважин, из них с водой работали 2267 или 100% от всего фонда.

В 2013 году в продуктивные пласты закачано 33204,6 тыс. м³ воды.

Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляет 391 м³/сут. Рабочим агентом закачки является вода следующих типов: сточная с УКПН и ТВО; сточная с комбината "Искож"; пластовая с глубинных горизонтов; пресная с Камского водозабора.

Обычно добывающие скважины оборудуются СШНУ или УЭЦН. Другие виды насосов (диафрагменные, винтовые) применяются в крайне ограниченном количестве. Так, по состоянию на 01.01.2014 г. в НГДУ "Арланнефть" имелось 1745 скважин (77,1% от всего добывающего фонда), оборудованных СШНУ и 478 скважин (21,1%), оборудованных УЭЦН. В то же время доля добычи жидкости при использовании СШНУ составила 12,5%, а при использовании УЭЦН - 87,3%. Это указывает на основную роль в добыче жидкости скважин, оборудованных УЭЦН.

Отложения солей существенным образом влияют на межремонтный период работы ГНО, особенно скважин, оборудованных УЭЦН. В 2013 году в НГДУ "Арланнефть" он составил 799 суток, а по ряду скважин 1000 суток и более. В тоже время в 2013 году более 20% установок, вышедших из строя, не отработали гарантийный срок - 1 год, на 16 скважинах было произведено по два и более подземных ремонта, связанных с восстановлением работоспособности УЭЦН, т.е. межремонтный период по ним составляет 40-120 суток.

Образование отложений солей в рабочих органах ЭЦН и вызываемый ими износ является основной причиной как преждевременных выходов установок из строя, так и аварий, связанных с падением их на забой скважин.

Динамика фонда осложненных скважин представлена в таблице 1 [2]. Рост осложненных скважин увеличивается и на сегодняшний день борьба с отложениями солей является одной из главных проблем разработки и добычи нефти на Арланском нефтяном месторождении.

Таблица 1

Динамика фонда осложненных скважин по НГДУ "Арланнефть" за 2008-2013 гг.

Год	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Количество осложненных скважин	22	43	74	97	176	194

2. Образование отложений солей в скважинах

2.1 Состав образующихся отложений

Образование отложений неорганических солей в скважинах Арланского месторождения впервые отмечено на Ново-Хазинской площади. Вначале отложение солей проявлялись лишь в единичных скважинах, но с 1971-1972 годов интенсивность солеобразования в скважинах резко возрастает. В последующие годы процесс отложения неорганических солей распространяется на скважинах Николо-Березовской, Арланской и Вятской площадей, а борьба с ними перерастает в сложную научно-техническую проблему.

Исследованиями показано, что основным компонентом отложений в те годы являлся гипс. В качестве примесей в состав отложений входят карбонаты кальция и магния, сульфаты магния и бария, окислы и сульфид железа, асфальтосмолопарафинистые компоненты нефти, гигроскопическая влага.

В конце 80-х начале 90-х годов отложения стали трансформироваться, приобретать комплексный характер. Отложения с преимущественным содержанием сульфатов стали встречаться значительно реже. В то же время происходит увеличение количества отложений, представленных сульфидами железа (FeS) с сульфатами и карбонатами кальция (CaSО4 и CaCО3) и АСПО в качестве примесей.

В таблице 2 представлен состав осадков, обнаруженных в 90-х годах в скважинах Арланского месторождения.

По групповому составу отложения классифицируются как гипсосульфидоуглеводородные, карбонатосульфидоуглеводородные. Виды отложения солей, встречающиеся в скважинах представлены в таблице 3.

Таблица 2

Состав осадков, обнаруженных в 90-х годах в скважинах.

Площадь № скважины	Содержание, вес. %	Вид осадка
	CaSО4	CaCO3	FeS	АСПО	песок
Н. - Березовская 45	8,97	4,06	64	16,07	6,9	Сульфидоугле-водородный
Н.- Березовская 1155	25	6,3	5,0	19,0	41,7	Гипсо-углеводородный
Н.- Березовская 6089	1,2	5,3	58,75	18,0	18,6	Сульфидопесчано-углеводородный
Арланская 7249	21,6	1,2	41,2	20,0	4,0	Гипсосульфидо-углеводородный
Арланская 7686	4,34	0,04	2,53	0,5	91,4	Песчаный
Арланская 6960	16,2	1,2	47	0,31	25,8	Сульфидопесчаный
Н.-Березовская 7998	80,3	-	2,53	17,7	1,1	Гипсо-углеводородный
Н.-Березовская 1159	0,82	21	42	20,5	1,6	Карбонатосульфидо-углеводородный
Саузбашевское месторождение 2676	5,3	12,9	65	13,5	0,62	Карбонато-сульфидный
Саузбашевское месторождение 2278	3,6	1,49	66,23	21,58	6,68	Сульфидоуглево-дородный
Саузбашевское месторождение 7019	10,0	13,5	45,9	13,0	15,5	Сульфидопесчаный
Арланская 1575	6,34	13,7	57,14	20	0,72	Сульфидо-углеводородный

Таблица 3

Виды отложений, встречающиеся в скважинах

Компонентный состав отложений	Наименование типа (вида) отложений по составу
Основной	Примеси
1.Гипс 65 - 92%	Карбонат кальция 4 -8% Сульфид железа 2 - 3% Песок 1 - 5% АСПКН < 15%	Гипсовый
2.Гипс 65 - 82% АСПКН 15 - 22%	Карбонат кальция 4 -8% Сульфид железа 2 - 3% Песок 1 - 5%	Гипсоуглеводородный
3.Карбонат кальция 40 - 70%	Гипс 5 - 10% Сульфид железа 2 - 5% Песок 2 - 12% АСПКН < 15%	Карбонатный
4.Карбонат кальция 40 - 65% АСПКН 15 - 25%	Гипс 6 - 15% Сульфид железа 2 - 5% Песок 2 - 10%	Карбонатноуглеводородный
5.Сульфид железа 70 - 96%	Гипс 2 - 10% Карбонат кальция 0 -6% Песок 1 - 8% АСПКН < 15%	Сульфидный
6.Сульфид железа 47 - 70% АСПКН 15 - 25%	Гипс 2 - 10% Карбонат кальция 1 -6% Песок 2 - 8%	Сульфидоуглеводородный
7.Сульфид железа 45 - 60% Песок 15 - 29%	Гипс 1 - 6% Карбонат кальция 1 -4% АСПКН < 15%	Сульфидопесчаный
8.Сульфид железа 42 - 56% Песок 15 - 29% АСПКН 15 - 18%	Гипс 1 - 6% Карбонат кальция 1 -4%	Сульфидопесчано-углеводородный

2.2 Причины образования солей

Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную (или предельную) концентрацию, то есть, когда соблюдается неравенство Ci ? CРi, где Сi - концентрация соединения или иона, потенциально способного к выпадению осадков, СiР- равновесная концентрация (предельная растворимость) соединения или иона при данных условиях. Это неравенство смещается в сторону выпадения осадков либо за счет увеличения левой части (возрастания фактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения предельной растворимости). Первое из этих условий возникает обычно при смещении вод разного состава, химически не совместимых 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 [3].

Необходимым условием формирования комплексных отложений является наличие в попутно добываемых водах ионов железа, сероводорода, сульфатов или карбонатов. Сероводород в нефтяных пластах Арланского месторождения образовывается под влиянием жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые широко распространены в водах, используемых для заводнения нефтяных пластов, в том числе закачка сточных вод комбината "Искож".

Наиболее благоприятные условия для протекания процессов сульфатредукции создаются в призабойной зоне пласта, в застойных водах резервуаров, установках подготовки нефти и сточных вод. Жизнедеятельность СВБ вызывает ряд серьезных проблем на нефтяном месторождении, таких как коррозия, загрязнение сероводородом добываемой нефти, газа и воды, биодеструкция химпродуктов при добыче нефти, образование отложений с сульфидом железа.

Скорость коррозии металла в системе заводнений в результате воздействия СВБ в отдельных случаях возрастает в несколько раз, при этом срок службы сокращается до 0,5-2 лет, вместо 15. Наличие на поверхности металла закрепленных колоний СВБ снижает эффективность ингибиторной защиты, что приводит к дополнительным затратам.

Развитие микроорганизмов в ПЗП может способствовать разрушению пласта, как за счет растворения цементированного материала, так и за счет нарушения его структуры, ослабления сцепления отдельных частиц и конгломератов. В результате увеличивается количество выносимых частиц породы пласта, которые вместе с образовавшимися сульфидами железа образуют сульфидопесчаные осадки, отлагающиеся в стволе скважины и в глубинно-насосном оборудовании.

В таблице 4 показана бактериальная зараженность попутно добываемых и закачиваемых вод. Из таблицы видно, что большое количество СВБ находится в нагнетательных скважинах, то есть в результате закачки сточных вод с комбината "Искож" и с установки подготовки нефти и воды.

Таблица 4

Бактериальная зараженность попутно добываемых и закачиваемых вод.

Объект	Арланская площадь	Николо-Березовская площадь	Саузбашевское месторождение
Добывающая скважина	101 - 102	102 - 103	101 - 103
Нефтесборный парк	102 - 103	103 - 104	101 - 103
Резервуары очистных сооружений	103 -104	104 - 105	102 - 103
Нагнетательная скважина	105	104 - 107	104

Считается, что первоначально СВБ вносятся в пласт еще на стадии разведочного бурения вместе с закачиваемой водой и реагентами для бурения.

Процесс осадкообразования контролируется по шестичленному анализу попутно добываемой воды, наличию в ней ионов железа Fe, сероводорода Н2S, СВБ, водородного показателя рН и коэффициентов насыщенности по сульфатам и карбонатам КSO4 и KCO3. Наличие железа и сероводорода является необходимым условием формирования отложений сульфида железа. Частицы сульфида железа, являясь центрами кристаллизации, инициируют образование других солей и твердых углеводородов нефти. Если добываемая пластовая вода имеет коэффициент насыщенности сульфатами более единицы, и в ней отсутствуют ионы железа или сероводорода, то в скважине образуются гипсоуглеводородные отложения (первый тип). При насыщенности добываемой пластовой воды сульфатами и карбонатами при присутствии в ней сероводорода, иона двух и трехвалентного железа, СВБ образуются соответственно гипсосульфидоуглеводородные (второй тип) и карбонатосульфидоугле-водородные отложения (третий тип) [4, 5].

В таблицах 2.4 и 2.5 представлены результаты лабораторных анализов по определению конкретных значений вышеназванных показателей по добывающим скважинам Арланского месторождения, в которых происходило образование комплексных осадков с сульфидом железа.

Из таблицы 5 и 6 видно, что если добываемая вода имеет коэффициент насыщения сульфатами больше единицы и отсутствуют ионы железа или сероводорода, то в скважине образуются отложения 1-го типа - гипсоуглеводородные. При содержании на устье скважины ионов железа от 1 до 92 мг/л, сероводорода от 3,0 до 62,0 мг/л, СВБ от 10 до 1000 кл./м³ имеются реальные условия образования комплексных осадков с сульфидом железа. Осадки 2-го типа образуются при перенасыщенности вод сульфатами начиная от 0,9 мг/л и более, осадки третьего типа образуются при перенасыщенности вод карбонатами от 0,1мг/л и более сульфатами от 0,07 до 0,9 мг/л.

Таким образом, на сегодняшний день можно считать установленную основную причину образования осадков сложного состава на скважинах Арланского месторождения - это закачка в течение длительного времени пресных вод, зараженность продуктивных пластов, система сброса и подготовки нефти сульфатвосстанавливающими бактериями.

Таблица 5. Состав попутно-добываемой воды из скважин Арланского месторождения

Номер скв.	состав попутно-добываемых вод, мг/л	СВБ кл/м3
	Cl -	SO42-	HCO3-	Ca2+	Mg2+	K++Na+	Fe+2+3	H2S
45	12163	300	366	1500	1216	4149	8	35	102
62	50390	230	201	5200	1620	24686	7	28	10
1453	56836	175	378	4400	3344	26973	1	45	102
1924	19248	900	183	9400	2796,8	60321,5	3	31	10
2126	98578	475	220	7500	2614	50698	92	35	103
2300	83402	300	152	8800	7296	30402	10	27	103
2399	38006	280	262	3300	3102	16040,6	16	12	103
2891	57473	444	309	5600	2716	29047	64	4	102
6346	136521	708	154	9600	5950	65858	8	0	0
7134	117018	550	183	10000	3648	73035,7	3	8	103
7135	140422	550	122	9400	2796,8	60321,5	83	3	102
7637	140027	538	240	8760	3614	56678	48	33	102
7998	121982	710	109,8	8800	2553,6	64571,3	2	32	10
8006	40424	1060	237,9	4400	1459,2	19007,46	53	46	103

Таблица 6. Состав отложений солей из скважин Арланского месторождения

№ скв.	Состав отложений, % масс.	Коэффициент перенасыщения	Тип отложения
	АСПО	Карбонаты	FeS	гипс	Нераств. остаток	КCO3	КSO4
45	6	16	69	---	9	0,1	0,083	3
62	7	20	62	---	11	0,2	0,16	3
1453	10	61	20	---	9	0,28	0,146	3
1924	11	5	11	70	3	0,7	0,99	2
2126	6	4	15	65	10	0,1	0,99	2
2300	7	46	34	---	13	0,34	0,47	3
2399	8	27	8	29	18	1,29	0,94	2
2891	6	60	32	---	12	1,0	0,26	3
6346	3	---	---	95	2	1,0	0,99	1
7134	2	4	10	82	2	0,78	0,512	3
7135	2	4	20	66	8	0,4	0,92	2
7637	9	32	49	---	10	0,1	0,334	3
7998	10	38	36	8	8	0,23	0,56	3
8006	6	4	68	20	2	0,1	0,92	2

2.3 Прогнозирование видов комплексных осадков в добывающих скважинах

Прогнозирование и контроль за солеотложением при добыче нефти имеет большое практическое значение, так как от предсказания и своевременного обнаружения солевых остатков в скважинах, на насосном оборудовании, в системах внутрипромыслового сбора и подготовки нефти зависит эффективность мероприятий по их ликвидации, предупреждению и защите нефтепромыслового оборудования.

Прогнозирование образования комплексных осадков в добывающих скважинах НГДУ "Арланнефть" базируется на шестикомпонентном анализе попутно добываемых вод, анализе содержания ионов двух- и трехвалентного железа, сероводорода, методиках прогнозирования образования сульфата и карбоната кальция, результатах статистической обработки промысловых материалов по изучению состава попутно добываемых вод и видов комплексных осадков.

Впервые методика прошла промышленную апробацию в НГДУ "Краснохолмскнефть" и НГДУ "Арланнефть" [6].

Перечень и последовательность основных видов работ, необходимых для прогнозных расчетов следующий:

а) Химический анализ попутно добываемых вод:

1) отобрать пробу воды:

- 0,5 л. без консерванта;

- 0,3 л. с консервантом - уксуснокислым кадмием (объемом 25 мл)

2) Определить в пробе воды без консерванта:

- плотность, кг/м³;

- содержание хлора, мг/л;

- содержание сульфата, мг/л;

- содержание карбоната, мг/л;

- содержание кальция, мг/л;

- содержание магния, мл/л;

- содержание двух- и трехвалентного железа, мг/л;

- водородный показатель воды.

3) Определить в пробе воды с консервантом содержание сероводорода, мг/л.

б) Расчет склонности попутно добываемых к образованию комплекса сульфата кальция (метод Скилмана-Мак-Дональда).

Метод основан на измерении термодинамической растворимости и имеет теоретическую основу. Растворимость сульфата кальция рассчитывается по формуле

Sрасч = 1000•[vx2 + 4K - x], (2.1)

где Sрасч - расчетная растворимость сульфата кальция, мг-экв/л;

x - избыточная общая концентрация ионов, мг/л;

К - константа растворимости продукта.

Рассчитать ионную силу по формуле

м=[1,4?Cl- +2,1?SO2-4+0,8?HCO-3+5?Ca2++8,2?Mg2++

+2,2?(Na++K+)]?10-5, (2.2)

где ионы Cl-, SO2-4, HCO- 3, Ca2+ , Mg2+ , Na+ , K+ выражены в мг/л.

Исходя из ионной силы м и температуры t находится константа растворимости К по таблице 7.

Рассчитать избыточную общую концентрацию ионов x по формуле

х = (2.5• Ca2+ - 1,04• SO2-4) • 10-5, (2.3)

где Ca2+ и SO2-4 выражены в мг/л..

Полученные величины подставляем в формулу (2.1) и находим расчетную растворимость сульфата кальция, которая сравнивается с действительной концентрацией ионов кальция и сульфат-ионов присутствующим в воде. Далее необходимо выбрать меньшую из двух концентраций и перевести выбранную концентрацию из мг/л в эквивалентную форму, используя следующие формулы

Sфакт = SO2-4 • 68,07 / 48,03, (2.4)

Sфакт = Ca2+ • 68,07 / 20,04, (2.5)

где SO2-4, Ca2+ выражены в мг/л;

68,07 - эквивалетный вес CaSO4;

48,03 - эквивалент SO2-4;

20,04 - эквивалент Ca2+.

Таблица 7

Приближенные значения константы растворимости сульфата кальция при различных ионных силах м и температуре t0.

м	100 C	200 C	м	100 C	200 C
0	1,02•10-4	1,13•10-4	2,5	30,0•10-4	30,07•10-4
0,1	3,04•10-4	3,15•10-4	2,75	30,6•10-4	30,66•10-4
0,2	4,99•10-4	5,1•10-4	3,0	30,84•10-4	30,87•10-4
0,3	6,87•10-4	6,98•10-4	3,25	30,77•10-4	30,77•10-4
0,4	8,68•10-4	8,78•10-4	3,5	30,39•10-4	30,77•10-4
0,5	10,41•10-4	10,51•10-4	3,75	29,76•10-4	29,72•10-4
0,6	12,07•10-4	12,17•10-4	4,0	28,9•10-4	28,83•10-4
0,7	13,67•10-4	13,75•10-4	4,25	27,85•10-4	27,77•10-4
0,8	15,16•10-4	15,26•10-4	4,5	26,65•10-4	26,55•10-4
0,9	16,6•10-4	16,7•10-4	4,75	25,34•10-4	25,25•10-4
1,0	17,96•10-4	18,07•10-4	5,0	23,98•10-4	23,8•10-4
1,25	21,25•10-4	21,36•10-4	5,25	22,6•10-4	21,52•10-4
1,5	23,69•10-4	23,8•10-4	5,5	21,26•10-4	21,26•10-4
1,75	25,09•10-4	26,0•10-4	5,75	20,02•10-4	20,11•10-4
2,0	23,67•10-4	23,76•10-4	6,0	18,93•10-4	19,12•10-4
2,25	29,03•10-4	29,11•10-4

если Sрасч < Sфакт, то возможно образование отложений сернокислого кальция,

если Sрасч > Sфакт, то вода не насыщена сернокислым кальцием и нет условий для образования отложений.

Далее рассчитывается коэффициент перенасыщенности по формуле

КSO2- 4 = Sфакт/ Sрасч, (2.6)

если КSO2-4 более 1, то имеются условия для образования гипса,

если КSO2-4 менее 1, то условия для образования отложений отсутствуют.

в) Расчет склонности пластовой воды к образованию комплекса карбоната кальция по методу Стиффа-Девиса.

Склонность пластовой воды к осадкообразованию карбоната кальция рассчитывается по данным химического анализа состава воды, ионной силы, водородного показателя воды по формуле

Si =pH - (k +pCa + pAlk), (2.7)

Где

Si - индекса стабильности воды;

pH - определенный водородный показатель воды;

pCa - отрицательный логарифм концентрации ионов кальция;

pAlk - отрицательный логарифм общей щелочности воды;

k - коэффициент активности, зависящий от ионной силы воды и температуры.

1) Взять общую ионную силу м воды, рассчитаннуя по формуле (2.2);

2) При заданной температуре и общей ионной силе определить коэффициент k;

3) По данным содержанием ионов кальция (мг/л) в исследуемой воде определить рСа;

4) Вычислить общую щелочность воды по формуле

Alk = HCO-3 + CO2-3, (2.8)

где концентрации HCO-3 и CO2-3 выражены в мг/л;

5) Для данной общей щелочности воды Alk найти отрицательный логарифм общей щелочности Alk;

6) Рассчитать склонность воды к отложению карбоната кальция по формуле (2.7).

Если Si более 0, то вода склонна к отложению карбоната кальция.

Если Si менее 0, то вода не склонна к отложению карбоната кальция, однако создались условия для образования сульфида железа.

Далее проводится математическая обработка данных с целью прогнозирования возможности осадконакопления и его вида с привлечением теории адаптации и обучения.

Программы обработки исходной базы данных позволяют решить следующие задачи:

- какие факторы влияют на исследуемый процесс осадконакопления;

- какова информативность факторов в исследуемом процессе;

- задачи прогнозирования вида отложения.

В исходную базу данных входят водородный показатель воды, плотность воды, ионный состав по шести компонентам, содержание сероводорода, ионов железа, количественный анализ отложений на предмет содержания сульфатов кальция, карбонатных солей и сульфида железа, коэффициенты перенасыщенности вод по сульфат - и карбонат-ионам.

Обработка промыслового материала ставила целью прогнозирование содержания в образующихся осадках карбонатов, сульфидов железа и гипса.

Анализ экспериментальной информации показал высокую коррелируемость признаков, поэтому для выделения существенных признаков был применен метод главных компонент. Для более устойчивого анализа информации каждый признак был разделен на свой максимум.

На основе корреляционной матрицы были найдены собственные числа лi и построены собственные векторы U i.

Получены независимые факторы

Z i = ? А i • Ui, (2.9)

А i = Х i /Хmaxi , (2.10)

где i принимает значения от 1 до 9;

Х 1 - удельный вес воды (Хmax 1 = 1190 кг/м³);

Х 2 - содержание ионов SO2-4 (Хmax 2 = 3187 мг/л);

Х 3 - cодержание ионов HCO-3 (Хmax3 = 567.3 мг/л);

Х 4 - содержание ионов Ca2+ (Хmax4 = 22800 мг/л);

Х 5 - содержание ионов Mg2+ (Хmax 5 = 18240 мг/л);

Х 6 - содержание Fe2+3+ (Хmax6 = 91,9 мг/л);

Х 7 - содержание H2S (Хmax7 = 62.0 мг/дм³);

Х 8 - коэффициент перенасыщенности сульфат ионами (Хmax 8 = 2,78);

Х 9 - коэффициент перенасыщенности карбонат ионами (Хmax9 = 2,94);

Построены уравнения линейной регрессии по 4 главным компонентам

Y 1 = 28,12 - 27,98 Z 1 - 21,69 Z 2 + 26,14 Z 3 + 0,76 Z 4, (2.11)

Y2 = 23,26 - 19,21 Z 1- 22,92 Z 2+ 24,59 Z 3 + 6,94 Z 4, (2.12)

Х3 = 32,94 + 46,48 Z 1+ 45,89 Z 2- 50,12 Z 3+ 3,4 Z 4, (2.13)

где Х1, Х2, Х3 - соответственно карбонат кальция, сульфид железа и сульфат кальция.

Наиболее информативными являются первые две главные компоненты Z 1 и Z 2. Для определения вида отложений были построены соответствующие графики по значения Z 1 и Z 2. Их анализ позволил получить следующие результаты:

- Если в составе комплексных отложений есть отложения гипса (Y3), то, как правило, отсутствуют отложения карбонатных солей (Y1). Количество скважин, где происходит отложение гипса и твердых углеводородов (1-ый тип), составляет около 10% от количества осложненных осадками скважин. Количество скважин, где происходит отложение гипса, сульфида железа и твердых углеводородов (2-ой тип), составляет 20% от всего количества скважин. Количество скважин, где происходят отложения карбонатных солей, сульфида железа и АСПО (3-ий тип) составляет около 70% от всего количества скважин, осложненных осадками.

- Между осложнениями сульфида железа Y2 и карбонатными солями (Y1) диагностируется устойчивая обратная линейная связь, которая описывается уравнением

Y2= 85 - Y1, (2.14)

- Разбивая процентное содержание отложения карбонатных солей, сульфида железа и гипса на 2 класса (А - соответствующее содержание отложения менее 50% и В - в противном случае), удалось создать следующее правило

Если Z 1 более 0,6 и Z 2 более минус 0,1, то вероятность появления отложений гипса (1-ый тип) более 75%, а появление отложений карбонатных солей и сульфида железа маловероятно.

Если Z 1 более 0,6 и Z 2 входит в промежуток от минус 0,3 до минус 0,1,то вероятность появления отложений гипса и сульфида железа (2-ой тип) более 90%.

Если Z 1 более 0,6 и Z 2 входит в промежуток от минус 0,3 до 0, то вероятность появления карбонатных солей и сульфида железа (3-ий тип) более 75%.

Таким образом, появилась возможность прогнозировать образование комплексных осадков в конкретных добывающих скважинах.

2.4 Зоны отложения солей и определения их местоположения

Основным методом установления зон отложения сложных осадков является визуальный осмотр извлеченного оборудования при подземном и капитальном ремонтах скважины.

При эксплуатации скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (СШНУ), характерными местами накопления осадков является устьевая арматура, насосно-компрессорные трубы (НКТ), клапанные узлы насоса, приемный фильтр, нижние трубы хвостовика. При эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), местами накопления осадков является устьевая арматура, НКТ, обратный клапан, рабочие органы ЭЦН, приемная сетка, протектор, наружная часть электродвигателя и кабеля [7, 8].

Одновременно накопление осадков сульфида железа происходит на забое скважины. В ряде случаев объем этих осадков перекрывает интервал перфорации. Эти скопления происходят в результате их осаждения в столбе воды, расположенной ниже приема насоса. Скопление на забое легко размывается потоком жидкости при промывке скважины.

В период эксплуатации осложненных скважин производятся замеры дебита, динамического уровня и отбивка глубины забоя скважины.

Отложение осадков в порах продуктивного пласта должно ухудшать его фильтрационные характеристики, изменения которых можно оценить по результатам гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах. По полученным кривым восстановления давления можно оценить фильтрационные характеристики удаленной зоны пласта. Постоянство гидропроводности, проницаемости удаленной зоны пласта или их увеличение в связи с обводнением залежи будет свидетельствовать о том, что комплексные осадки с сульфидом железа в удаленной зоне не отлагаются. Ухудшение фильтрационных характеристик будет свидетельствовать о возможном отложении солей в пласте. При этом следует учитывать и другие процессы, способные вызвать ухудшение фильтрационных характеристик - разбухание глин при закачке в пласт пресной воды или выпадение парафина в порах пласта.

Отложение осадков в призабойной зоне скважины всегда четко фиксируется при исследовании скважин на установившихся отборах по уменьшению коэффициентов продуктивности скважин. Отложение солей в призабойной части продуктивного пласта будет приводить к снижению проницаемости и эффективной толщины пласта, а отложение сульфида железа, гипса в перфорационных каналах - к увеличению несовершенства по характеру вскрытия.

В период между подземными ремонтами в осложненных скважинах наблюдается снижение дебитов жидкости и повышения динамических уровней. Это свидетельствует о том, что причиной снижения дебитов была закупорка приемной части насосов осадками [9, 10].

Визуальным осмотром подземного оборудования после его подъема установлено, что в скважинах, где содержание песка более 30-50 г/м³ идет интенсивное образование и накопление осадков сульфидо-песчаного вида в НКТ, на приемной сетке, в самом насосе.

3. Борьба с отложениями солей при добыче нефти

3.1 Методы удаления комплексных осадков

В промысловой практике возникает необходимость в периодическом удалении отложений комплексных осадков из скважин, НКТ и оборудования даже при условии применения способов предупреждения.

Методы удаления отложений солей из скважин подразделяются на механические и химические. Сущность механических методов удаления отложения заключается в проведении очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок, или путем проработки колонны расширителями, скребками с последующим шаблонированием. Положительный эффект достигается в том случае, если интервал перфорации не перекрыт солевыми осадками. Если фильтрационные каналы перекрыты отложениями солей, то необходимо производить повторную перфорацию колонны. Механические очистки являются дорогостоящими мероприятиями, поэтому в настоящее время наибольшее распространение получили химические методы удаления отложений [3, 11].

Сущность химических методов удаления отложения солей заключается в проведении обработок скважин реагентами, эффективно растворяющими неорганические соли.

Для удаления комплексных осадков с сульфидами железа применяют раствор соляной кислоты концентрацией 15%, при этом их взаимодействие описывается следующим уравнением

FeS + 2HCl = FeCl 2+ H 2S (3.1)

FeS +2H+ = Fe 2+ + H 2 S (3.2)

Эта реакция необходима для того, чтобы перевести минеральную форму сульфида железа в растворенное состояние. Так как минеральная форма FeS практически не связывается с ингибитором солеотложения. Кроме того, низко концентрированная соляная кислота растворяет карбонаты и сульфаты, присутствующие в осадках, с образованием хорошо растворимых соединений

CaCO 3+ 2 HCl = CaCl 2 + H 2 O + CO 2, (3.3)

CaCO3 + 2H+ = Ca2+ + H 2O + CO 2, (3.4)

CaSO 4 •2H 2 O + 2HCl = CaCl 2 + H 2 SO 4+ 2H 2, (3.5)

CaSO 4 • 2H 2O + 2H+ = Ca2+ + 2H+ + SO2- 4 + 2H 2O, (3.6)

Образовавшийся в результате этих реакций хлористый кальций хорошо растворим в воде.

Применение соляной кислоты направлено на активное воздействие только на минеральную часть отложения, в то время как осадок содержит и углеводороды. Углеводородные соединения, обволакивая кристаллы гипса и заполняя пустоты между ними, мешают его взаимодействию с растворяющим реагентом. При этом значительно уменьшается площадь реагирования, а, следовательно, и эффективность процесса растворения отложений. В таких случаях практикуют удаление АСПО из осадков до химической обработки путем промывки скважины горячей нефтью или растворителями. При этом существенно усложняется технология обработок.

Как показывает практика удаления сульфида железа в добывающих скважинах малоэффективно. Эффективность таких обработок в НГДУ "Арланнефть" составляет 60%, которая определяется отношением дебита после обработки к дебиту скважины до начала отложения комплексных осадков при том же режиме работы насосной установки. Для повышения эффективности необходимо применить дополнительные методы интенсификации добычи нефти. Продолжительность эффекта и дополнительная добыча нефти от обработки лишь косвенно и частично характеризуют качество удаления отложений, так как проведением таких обработок не устраняются условия образования осадков. Эти показатели существенно зависят от насыщенности попутной воды сульфатами, карбонатами, СВБ, ионов железа, от термодинамических условий в скважине и других изменяющихся факторов.

О технологической эффективности химических обработок можно судить по увеличению коэффициента продуктивности скважины, если проведено удаление осадков из призабойной зоны пласта, или по увеличению коэффициента подачи СШНУ, если проведено удаление отложений из приемной части насосного оборудования.

3.2 Технологии предотвращения образования сульфидосодержащих солей в скважинах с сульфидом железа без подъема ГНО

В условиях разработки Арланского месторождения повышенное содержание ионов железа приводит к образованию твердой фазы в виде сульфида железа.

По мнению ряда исследователей, сульфид железа, исходя из свободной энергии образования фаз образуется раньше, нежели неорганические соли других видов. Несмотря на малый размер образующихся частиц сульфида железа, их из объема попутно добываемой воды выпадает очень большое количество, за счет чего суммарная поверхность этих микрокристаллов резко возрастает. В свою очередь, увеличение поверхности твердой фазы ведет к повышению расхода ингибиторов солеотложения, что делает, в ряде случаев, технологические операции по обработке скважин чрезвычайно дорогостоящими и трудоемкими.

Представляет практический интерес изучение содержания сероводорода, СВБ, ионов железа в скважинах и ПЗП, поскольку образование сульфида железа связано с их наличием. Для этого на 9 скважинах проводилось свабирование, при котором отбиралось от 30 до 150 м³ пластовой жидкости, из расчета 0,65 м³ жидкости на 1 м мощности пласта. При этом из интервала перфорации скважины периодически отбирались глубинные пробы пластовой жидкости, которые соответствовали радиусу ПЗП, равному 0, 1, 3, 5 и 10 метрам. В пробах, помимо обычного 6-компонентного анализа, определялось содержание растворенных железа (общего, двух- и трехвалентного), сульфида железа, сероводорода. Одновременно проводилось определение зараженности СВБ. Определялось также наличие сульфида железа в твердой (минеральной) форме путем фильтрования пробы с последующим растворением осадка в соляной кислоте и определением количества выделившегося сероводорода.

Осредненные результаты измерений представлены на рисунке 1, из которого следует, что сульфид железа в твердой фазе присутствует в больших количествах непосредственно в стволе скважины и в призабойной зоне пласта радиусом 1 метр. Наибольшая концентрация ионов двух- и трехвалентного железа наблюдается в скважине и в ПЗП на удалении до 5-ти метров. Колонии СВБ и выделяющийся в результате их жизнедеятельности сероводород концентрируются в самой скважине и в призабойной зоне пласта радиусом 1-3 метра.

Результаты исследований позволили определить последовательность воздействия на вредные факторы, виды и количество химреагентов для устранения осложнений. Лабораторными исследованиями и промысловыми испытаниями было определено, что удаление сульфида железа наиболее эффективно осуществлять обработкой ПЗП скважины 5-7,5%-ным раствором соляной кислоты. Для подавления СВБ лучшие результаты получены при применении бактерицида Сонцид-8101 в виде отдельного раствора. Поскольку для связывания ионов железа требуются повышенные расходы ингибиторов солеотложений, были проведены исследования по подбору химических реагентов, повышающих адсорбцию их на поверхности твердой породы. Наилучшие результаты достигаются при использовании активизирующих добавок.

В качестве активизирующей добавки к ингибиторам солеотложения было предложено использование малеиновой кислоты. Такая добавка позволяет увеличить адсорбционную способность ингибиторов солеотложения на основе НТФ, смещает предельные значения насыщенности по CaSO4, CaCO3 и FeS а также частично нейтрализует сероводород. Таким образом, была получена высокоэффективная ингибирующая композиция для предотвращения образования сульфидосодержащих осадков. Подобными свойствами обладает и композиция, где в качестве активизирующей добавки используется аммиачная селитра. По результатам исследований и экспериментов была разработана технология обработок добывающих скважин по предупреждению сульфидосодержащих отложений, предусматривающая последовательное устранение вредных факторов в зонах их распространения в ПЗП [12]. Необходимость обработки определяется на основе результатов прогнозирования солеотложений, либо при обнаружении осадков в процессе подземного ремонта. При наличии в скважине сульфидосодержащих осадков с большим количеством АСПО и механических примесей, производится очистка скважины и призабойной зоны растворителями путем закачки в скважину в количестве 1 м³ с последующей выдержкой 12 - 24 часа. После этого производится промывка скважины 1% раствором СНПХ-7941.Очистка стенок эксплуатационной колонны производится вначале механическим способом скребком (ершом), закрепленным на нижней части НКТ с одновременной промывкой скважины с допуском труб до забоя. Количество промывочной жидкости должно быть не менее 1,5-2-х объемов скважины, а скорость циркуляции - не менее 0,016 м3/сек. Затем, для растворения накопившихся в стволе скважины и призабойной зоне пласта сульфидосодержащих осадков в скважину закачивается 5-7,5%-ный раствор соляной кислоты.

Раствор кислоты выдерживается в интервале перфорации в течение 1 часа, после чего продавливается в пласт водой. Далее приготавливается расчетное количество 2-4%-ного раствора ингибитора солеотложений. Затем приготавливается 3-5 м3 раствора активизирующей добавки. При этом количество активизирующей добавкой (GАД) в качестве которого используется малеиновая кислота или аммиачная селитра, рассчитывается по формуле

GАД = к QВ (3.7)

где GАД - количество активизирующей добавки, кг;

QВ - дебит скважины по воде, т/сут.

к - коэффициент расхода, равный для малеиновой кислоты - 0,3, а для аммиачной селитры - 0,6.

Рисунок 1 - Содержание H2s , СВБ, FeS и ионов Fe в призабойной зоне скважины

После этого растворы ингибитора и активизирующей добавки тщательно перемешиваются, затем полученная композиция закачивается в скважину с последующей продавкой в пласт водой, из расчета 5-6 м³ на 1м толщина пласта.На завершающем этапе производится закачка в скважину 1%-ного раствора бактерицида Сонцид с последующей продавкой в пласт водой. Скважина выдерживается в течение 24-48 часов для адсорбции химических реагентов на поверхности горной породы, после чего производится ее пуск в работу. Технологическая схема обработки приведена на рисунке 2. В качестве примера рассмотрим использование вышеописанной технологии обработки скважины 8177 Николо-Березовской площади, в которой при проведении очередного подземного ремонта было обнаружено в ГНО большое количество осадков сульфидопесчаного типа. Скважину промыли с допуском труб до забоя, при этом на конце нижней трубы был установлен скребок. В дальнейшем обработку скважины проводили по технологической схеме, показанной на рисунке 2. После промывки в скважину закачали 5%-ный раствор соляной кислоты в объеме 3,7 м³ и довели его до интервала перфорации с последующей выдержкой в течение часа. Затем раствор кислоты продавили в пласт 6-ю м³ воды. Далее были приготовлены 2%-ный раствор ингибитора солеотложений Дифонат и 6%-ный раствор малеиновой кислоты.

При этом количество Дифоната, составлявшее по расчету согласно ранее применяемой методике 420 кг, уменьшили до 360 кг т.е. на 16,6%. Приготовленные растворы тщательно перемешали, затем готовая композиция была закачана в скважину и продавлена в пласт 30-ю м³ воды. В завершение обработки в скважину был закачан 1%-ный раствор бактерицида Сонцид, который продавлен в пласт 10-ю м³ воды. После 24-часовой выдержки для адсорбции реагентов на поверхности породы пласта, скважину пустили в работу. Если ранее МРП работы скважины составлял 162 суток, то после обработки скважина отработала 714 суток и продолжает работать. Из рисунка 3 видно, что ранее дебит скважины резко снижался, что объясняется отложением сульфидосодержащих осадков в скважине, это подтверждается и характером повышения динамического уровня. После проведенной обработки дебит скважины удалось практически восстановить. В течение 714 суток дебит скважины стабилен, незначительно колеблется и динамический уровень. Эффект от обработки продолжается. Испытание и промышленное внедрение технологии обработки с применением указанной композиции в 2013-2014 годах проведено на 23-х скважинах НГДУ "Арланнефть", в результате чего МРП их работы возрос в среднем в 1,7 раза, продолжительность эффекта составила 10-12 месяцев (таблица 8).

Практически по всем обработанным скважинам заметного снижения дебита, равно как и осложнений, связанных с повторным отложением сульфидосодержащих осадков, не наблюдается.

3.3 Удаление образовавшихся в ЭЦН отложений солей с сульфидом железа без подъема глубинно - насосного оборудования

С началом процесса отложения сульфидосодержащих солей в ЭЦН происходит быстрое снижение его производительности. Со снижением подачи установка работает не более 3-5 месяцев, после чего срабатывает защита, либо насос преждевременно выходит из строя. При этом всегда существует опасность аварии, связанной с разрушением ЭЦН и полетом его на забой скважины. В итоге на скважине производится внеплановый ПРС или КРС, при котором ЭЦН заменяется на новый. Извлеченный ЭЦН отправляют на капитальный ремонт. В спущенном в скважину новом насосе спустя короткое время опять начинается осадкообразование, сопровождающееся снижением производительности и т.д. Все это приводит к значительным материальным и финансовым затратам.