Способ обработки скважин и их призабойных зон для удаления сульфидов железа

Изобретение относится к способам очистки скважин и их призабойных зон от осадков сульфидов железа, образующихся, в частности, при коррозии обсадных и насосно-компрессорных труб. Технический результат - повышение эффективности и технологичности способа, исключение необходимости откачки реагента из скважины. В способе обработки скважин реагентом для удаления сульфидов железа в качестве реагента для удаления сульфидов железа используют реагент ХПР-001, который заливают в затрубное пространство скважины в количестве, необходимом для его размещения в скважине от динамического уровня до устья, или закачивают в призабойную зону скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 5 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к способам очистки скважин и их призабойных зон от осадков сульфидов железа, образующихся, в частности, при коррозии обсадных и насосно-компрессорных труб.

Известен способ защиты скважин от сульфидов железа, заключающийся в очистке и промывке обсадных колонн от устья до забоя скважин, ингибирование всей очищенной поверхности специальными жидкостями и ингибиторами коррозии /Котов В.А. и др. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН. - Нефтяное хозяйство, 2001, №4, с.60/.

Известный способ, предполагающий обработку от устья до забоя, дорог и недостаточно эффективен, так как образование сульфидов железа происходит преимущественно в зонах контакта металла труб с пластовой жидкостью, содержащей сероводород и углекислый газ, и с газовой средой, где также содержатся эти компоненты, - это зоны от забоя скважины до приема насоса и от динамического уровня жидкости до устья. От насоса до динамического уровня скважина заполнена нефтью, в среде которой коррозия металла труб минимальна.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретению является способ защиты скважин от сульфидов железа, заключающийся в определении динамического уровня жидкости в скважине и заливке в затрубное пространство скважины до динамического уровня специального реагента, обладающего повышенной вязкостью и способного улавливать в плавучем (на нефти - прим. Заявителя) состоянии повышенное содержание сульфидов и карбоната железа, которые «осыпаются» с верхней части обсадной колонны; причем после «насыщения» этого реагента указанными осадками до критических величин специальный реагент удаляется из скважины и заменяется его новой порцией /Котов В.А. и др. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН. - Нефтяное хозяйство, 2001, №4, с.60-62/.

Известный способ недостаточно эффективен как для обработки скважины, так и для обработки призабойной зоны и недостаточно технологичен, так как предполагает заливку специального реагента с вышеуказанными свойствами в затрубное пространство скважины только до динамического уровня, в то время как зона скважины от динамического уровня жидкости до устья подвержена коррозии из-за контакта металла труб с газовой средой, содержащей сероводород и углекислый газ. Специальный реагент необходимо откачивать из скважины и утилизировать после «насыщения» осадками. Призабойная зона остается необработанной.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности и технологичности способа за счет закачки доступного реагента в затрубное пространство и размещения его в скважине от динамического уровня жидкости до устья или за счет закачки доступного реагента непосредственно в призабойную зону. Исключается необходимость откачки реагента из скважины.

Поставленная задача решается тем, что способ обработки скважин реагентом для удаления сульфидов железа отличается тем, что в качестве реагента для удаления сульфидов железа используют реагент ХПР-001, который заливают в затрубное пространство скважины в количестве, необходимом для его размещения в скважине от динамического уровня до устья, или закачивают в призабойную зону скважины.

После обработки скважины от динамического уровня до устья в затрубное пространство скважины заливают нефть с ингибитором коррозии в количестве, необходимом для размещения в скважине от динамического уровня до устья.

Реагент ХПР-001 используют с добавкой деэмульгатора.

Заливаемую в скважину нефть с ингибитором коррозии используют с добавкой деэмульгатора.

Предварительно выявляют участки ускоренного роста отложений сульфидов железа и производят обработку этих участков.

В лабораторных условиях моделируют условия скважины и призабойной зоны и производят подбор технологии применения реагента ХПР-001.

Авторами экспериментально установлено, что свойствами реагента для удаления сульфидов железа обладает реагент ХПР-001, известный для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и выпускаемый, например, филиалом «Когалымский завод химреагентов» ОАО «РДН Групп» по ТУ 2458-043-43122541-01. Реагент ХПР-001 обладает также свойствами, необходимыми для размещения в скважине от динамического уровня до устья.

Реагент ХПР-001 некислотного происхождения; представляет собой раствор неионогенных ПАВ (оксиэтилированных алкилфенолов) в смеси растворителей - нефраса и метанола. По внешнему виду - прозрачная светло-желтая жидкость. Кинематическая вязкость при 20°С не более 50 мм²/с. Плотность при 20°С составляет (826,6±5) кг/м³. Температура застывания не выше минус 50°С.

Авторы предполагают, что выявленное свойство реагента ХПР-001 удалять сульфиды железа объясняется установленной М.Ю.Плетневым способностью оксиэтилированных алкилфенолов, подобно краун-эфирам, комплексовать катионы металлов /М.Ю. Плетнев. О природе взаимодействия в растворе смесей неионогенных и анионных ПАВ. - Коллоидный журнал, 1987, т.49, №1, с.184-187/. Поэтому, по мнению авторов, и другие комбинации оксиэтилированных алкилфенолов, возможно, с метанолом - являются перспективными для их исследования в качестве реагентов для удаления сульфидов железа.

Заявляемый способ для варианта обработки скважины осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Остановка работы скважины, подлежащей очистке.

2. Определение высоты динамического уровня в скважине. Расчет рабочего объема скважины от динамического уровня до устья. Рабочий объем скважины представляет разность между внутренним объемом скважины и объемом, занимаемым колонной насосно-компрессорных труб.

3. Подвоз реагента ХПР-001 в количестве, равном рабочему объему скважины.

4. Стравливание газа, содержащегося в скважине между динамическим уровнем и устьем. Это необходимо, так как в противном случае газ будет препятствовать заливке реагента.

4. Заливка в затрубное пространство скважины (затрубное пространство - это область между наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб и внутренней поверхностью обсадной колонны скважины) всего подвезенного реагента ХПР-001, удаляющего с материала обсадной колонны и насосно-компрессорных труб образования сульфидов железа и асфальтосмолопарафиновые отложения.

5. Выдержка реагента для удаления сульфидов железа в скважине в течение времени, достаточного для очистки от сульфидов железа.

6. После выдержки по п.5 - герметизация скважины и запуск насоса (включение скважины). Реагент ХПР-001 откачивается вместе с продукцией скважин (водонефтегазовой смесью). Таким образом, исключается необходимость удаления насыщенного сульфидами железа реагента.

Через некоторое время динамический уровень жидкости в скважине возвращается в начальное положение. Качество нефти при этом повышается, так как скважина от динамического уровня до устья очищена от сульфидов железа.

После возвращения динамического уровня жидкости в начальное положение и последующей остановки скважины может быть произведена заливка в затрубное пространство скважины нефти с ингибитором коррозии защитного действия, например Сонкор, в количестве, необходимом для размещения указанной нефти в скважине от динамического уровня до устья. Выдержка нефти с ингибитором коррозии в скважине - в течение времени, достаточного для образования защитной пленки на поверхностях оборудования (обсадной колонны и насосно-компрессрных труб от динамического уровня до устья скважины). В заливаемые в скважину реагент для удаления сульфидов железа и/или нефть может быть добавлен деэмульгатор, например LML-4312.

Остановка работы скважины необходима для производства работ по ее очистке.

Заливка реагента от динамического уровня до устья скважины позволяет удалить сульфид железа из газовой зоны скважины, где и происходит активное образование сульфида железа.

Запуск скважины в работу и возвращение динамического уровня жидкости в начальное положение позволяет произвести дальнейшие работы по образованию защитной антикоррозионной пленки.

Нефть используется потому, что в ней не содержится сероводород и углекислый газ.

Заливка в затрубное пространство скважины от динамического уровня до устья нефти с ингибитором коррозии защитного действия, например Сонкор, и выдержка времени, достаточного для образования защитной антикоррозионной пленки на поверхностях обсадной колонны и насосно-компрессрных труб от динамического уровня до устья скважины, позволяет образовать на них защитную пленку.

Для осуществления способа по варианту обработки призабойной зоны скважины осуществляют следующую последовательность операций.

1. Останавливают работу скважины.

2. Откачивают из нее жидкость.

3. Закачивают реагент ХПР-001 так, чтобы он попал в призабойную зону скважины, например, путем вытеснения под давлением.

Примеры конкретного осуществления способа

Пример 1.

Заявляемый способ защиты скважин от сульфидов железа был опробован на скважине А месторождения Северный Танып ООО «ЛУКойл-Пермь».

Перед его применением была замерена концентрация сульфида железа FeS в водонефтяной эмульсии, добываемой из скважины А. Она составляла 420 мг/л.

Внутренний диаметр обсадной колонны скважины 127 мм, площадь поперечного сечения обсадной колонны 0,0126 м² (определена как 3,14·(0,127 м)²/4=0,0126 м²). Диаметр наружной поверхности насосно-компрессорной трубы 76 мм, площадь поперечного сечения насосно-компрессорной трубы 0,0044 м² (определена как 3,14·(0,076 м)²/4=0,0044 м²).

Глубина подвески насоса 836 м, высота динамического уровня над насосом составляет 300 м. Поэтому глубина зоны между устьем и динамическим уровнем составляет 536 м. Рабочий объем скважины представляет разность между внутренним объемом скважины и объемом, занимаемым колонной насосно-компрессорных труб, и составляет 4,4 м³ (определена как глубина 536 м·(0,0126 м²-0,0044 м²)≈4,4 м³).

После остановки работы скважины был стравлен газ, а затем закачан реагент ХПР-001 /выпуск филиала «Когалымский завод химреагентов» ОАО «РДН Групп» по ТУ 2458-043-43122541-01/ в объеме 4,4 м³. Плотность нефти, добываемой из скважины А, составляет 892 кг/м³, плотность реагента ХПР-001 соответственно (826,6±5,0) кг/м³. Поэтому закачанный реагент расположился выше динамического уровня (зона от приема насоса до динамического уровня заполнена чистой нефтью) и занял зону между динамическим уровнем и устьем. Время очистки реагентом ХПР-001 составило 6 час.

Затем был запущен насос и восстановлен динамический уровень жидкости в скважине, который был при работе скважины до ее остановки.

После обработки проводился замер содержания сульфида железа в добываемой водонефтяной эмульсии скважины А; в течение 19 дней сульфид железа не определялся.

Пример 2.

Заявляемый способ защиты скважин от сульфидов железа был опробован на скважине Б месторождения Северный Танып ООО «ЛУКойл-Пермь».

Перед его применением была замерена концентрация сульфида железа FeS в водонефтяной эмульсии, добываемой из скважины Б. Она составляла 387 мг/л.

После остановки работы скважины в нее был закачан реагент ХПР-001 /выпуск филиала «Когалымский завод химреагентов» ОАО «РДН Групп» по ТУ 2458-043-43122541-01/. В реагент ХПР-001 добавлен деэмульгатор LML-4312. Количество деэмульгатора определяется из расчета 0,5-2 л деэмульгатора на 1 м³ реагента ХПР-001 или нефти. Время очистки реагентом ХПР-001 с деэмульгатором составило 6 час.

Затем был восстановлен динамический уровень жидкости в скважине, который был при работе скважины.

В скважину была закачана подогретая нефть с температурой 60°С, в которую был добавлен ингибитор коррозии Сонкор /выпуск ЗАО «Опытный завод Нефтехим» по ТУ 2415-009-00151816-98/. Количество ингибитора Сонкор определяется из расчета 100 кг ингибитора на 10-30 м³ нефти. Нефть с ингибитором выдерживалась 2 часа.

После обработки проводился замер содержания сульфида железа в добываемой водонефтяной эмульсии скважины Б; в течение 25 дней сульфид железа не определялся.

Таким образом, способ эффективен и технологичен за счет применения доступного реагента, не требующего откачки из скважины.

1. Способ обработки скважин реагентом для удаления сульфидов железа, отличающийся тем, что в качестве реагента для удаления сульфидов железа используют реагент ХПР-001, который заливают в затрубное пространство скважины в количестве, необходимом для его размещения в скважине от динамического уровня до устья, или закачивают в призабойную зону скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после обработки скважины от динамического уровня до устья в затрубное пространство скважины заливают нефть с ингибитором коррозии в количестве, необходимом для размещения в скважине от динамического уровня до устья.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что реагент ХПР-001 используют с добавкой деэмульгатора.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что заливаемую в скважину нефть с ингибитором коррозии используют с добавкой деэмульгатора.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно выявляют участки ускоренного роста отложений сульфидов железа и производят обработку этих участков.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в лабораторных условиях моделируют условия скважины и призабойной зоны и производят подбор технологии применения реагента ХПР-001.