опыт применения капсулированных и традиционных

88
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ КАПСУЛИРОВАННЫХ
И ТРАДИЦИОННЫХ ИНГИБИТОРОВ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ
КОМПАНИИ «ЧАМПИОН ТЕХНОЛОДЖИС»
Сувернев Сергей Павлович
Региональный менеджер «Чампион Технолоджис»
Есть множество ингибиторов, которые предлагает любая
«химическая» компания. Остановлюсь на одном, который на
данный момент является эксклюзивной разработкой «Чампион
Технолоджис» — это ингибитор Captron 75 W. Существует ряд
методов защиты солеотлагающего фонда — прежде всего,
это периодическая закачка ингибитора при помощи УДР.
Мы пошли совершенно другим путем. В конце 2007 года мы
разработали систему, включающую в себя полимерную капсулу
размером 15,75 мкм, которая помещается в консервирующий
раствор. Работа капсулы начинается после закачки ингибитора
в рабочий флюид — то есть при размещении в зумпфе
(см. «Технология микрокапсулирования»). В свою очередь
механизм работы полимерной капсулы обеспечивает
равномерный вынос ингибитора и исключает многие типичные
для традиционных ингибиторных обработок осложнения.
Принцип действия капсулированного ингибитора
солеотложения Captron 75 W
Ингибированная вода
Интервал перфорации
П
ринцип работы капсул обеспечивает равномерную подачу, благодаря чему не требуется никаких УДР, чтобы дозировать 50 г/тонну, 150
г/тонну и т.д. Рабочая концентрация реагента совершенно точно определена как лабораторным путем, так
и на основе громадного количества анализов продукции скважин со всего мира.
Что дает данная технология? Во-первых, обеспечивается длительный контролируемый вынос. Контролируемый — потому что просто определить остаточное
содержание, и, что немаловажно, это равномерный вынос. При любой обработке (я не говорю про УДР) сначала реагент выносится интенсивно в пределах определенного количества, после чего интенсивность стремится к нулю. Здесь же принцип такой: да, в начале обра-
Технология инкапсулированного
Низкая
Концентрация
ингибитора
Высокая
Каптрон 75 в зумпфе
Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы прогнозирования и предупреждения солеотложений
инженерная практика пилотный выпуск 89
Сравнение выноса некапсулированного ингибитора
при периодических обработках и выноса
ингибитора в капсулах
Альтернатива размещению капсул в зумпфе —
применение скважинного контейнера
ПЭД
Ингибированная жидкость
Дозатор
Концентрация ингибитора
Вынос некапсулированного ингибитора
при пермодических обработках
Вынос Captron 75W
Пластовая жидкость
Минимально эффективная концентрация
Контейнер с Каптрон 75
Монтаж при ПКРС
Возможность многократной
заправки на устье
Подбор количества секций
контейнера, согласно
производительности
скважины
Время (сутки)
ботки, в виду того, что вместе с этим реагентом закачивается и насыщенный концентрат, бывает всплеск. Но
это день-два, а дальше система выходит на равномерную дозировку. Уменьшается потеря реагента в процессе обработки — как мы знаем, стандартный реагент,
особенно при задавках, сорбируется на породу. В данном случае такого не происходит. Кроме того, это также
исключает воздействие на призабойную зону пласта —
то есть на интервал перфорации, тогда как при задавке
существует возможность кольматации.
Капсулированный ингибитор эффективно действует
по всему потоку. Если реагент находится в зумпфе, то
работает защита как колонны, так и всего глубинно-насосного оборудования и НКТ — с наружной и с внутренней стороны.
И немаловажно, что сама эта технология подачи реагента применима к любому стандартному ингибитору,
то есть, увеличивая концентрацию, по нашей методике
мы его просто инкапсулируем.
Интервал перфорации
416
395
305
300
263
197
159
195
200
121
104
57
100
114
91
173
160
127
71
83
59 66
32
4
/8
90
89
1/
58
36
1
51
0
0
/7
10
56
34
3
83
90
9/
57
54
8/
0
20
19
6/
05
4
/1
б)
54
0(
55
8
90
37
2/
57
6/
11
28
69
54
34
3
69
0
8/
Ингибитор размещается в зумпфе как при ПКРС, так
и на действующих скважинах. Время обработки скважины составляет не более 1 часа, осаждение капсул в
зумпф происходит одновременно со спуском подземного оборудования бригадой ПКРС (см. «Принцип дей-
452
451
450
400
77
ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРА
500
36
0/
1
Наработка в днях до и после закачки
CAPTRON 75W
Наработка скважин до и после обработки Captron 75 W.
Талинская площадь ОАО «ТНК-Нягань»
Средняя наработка на отказ до применения Сaptron 75W
Текущая наработка после закачки Captron 75W
Увеличение средней наработки на 22.09.09 составило 203 суток
373
310
Средняя наработка на отказ до применения Сaptron 75W
34
42
23
6
22
22
13
30
4/8
48
105
64
63
60
449р
46
95
122
18/160
22
78
10/443
49/631
4/108
10/156
4/604
10/3052
15
104
34/269
43
6
14/152
107
78
4/1011
103
170
137
18/160
100
174
141
25/813
119
117
149
112/438
200
0
292
273
1/470п
300
112/438
378
36/250
399
400
4/1011
Наработка в днях до и после закачки
CAPTRON 75W
Наработка скважин до и после обработки CAPTRON 75 W на месторождениях ОАО «Славнефть Мегионнефтегаз»
Текущая наработка после закачки Captron 75W 22.09.09
Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы прогнозирования и предупреждения солеотложений
90
тор вымывается в высокой концентрации определенный период времени, после чего ее уровень резко падает. У ингибитора Captron мы видим прямую линию.
Причем это уровень от 10 мг/л и выше.
ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ
Вопрос. Скажите, какой глубины должен быть зумпф?
С.Сувернев. Зумф должен быть для размещения объема в 233,6 кг.
В принципе, объем воды — бочка, 200 литров. Но чем больше зумпф,
тем равномернее выносится реагент.
Вопрос. А нет ингибитора комплексного воздействия? Допустим, соль
и коррозия.
С.C.. Есть ингибитор комплексного воздействия, соль и коррозия, называется
Captron 75 W.
Вопрос. Если мы планируем защищать скважину с горизонтальным
интервалом перфорации, как будет работать ингибитор?
С.C.. В горизонтальной скважине не пробовали. Мое личное мнение,
в горизонтальной скважине реагент работать не будет.
Вопрос. Я слышал, что сама капсула не растворяется в воде и в виде шелухи
остается на зумпфе. Так?
С.C.. Нет. На тот момент, пока в капсуле находится ингибитор, сама капсула
работает по принципу обыкновенной пилюли. То есть в воде она растворяется.
Вопрос. Как вы сами рекомендуете проводить непосредственную загрузку
капсулированного ингибитора в зумпф?
С.C.. Есть три более или менее равнозначных варианта. Первое — это
в открытом стволе скважины. Нам нужно смочить ствол скважины, загнать
ингибитор и смыть со стенок весь остаток.
Второе — мы спускаем в воронку. Да, более точно. Мы спустили в воронку,
но опять же это дополнительная спускоподъемная операция. То есть нам надо
не на 800 м спускать, а на уровень забоя. Правильно? Правильно.
Третье — также применяемое и уже испытанное. Мы просто
восстанавливаем скважину, подходит CH-ка, закачивает реагент в затруб,
на рабочую скважину, дается время отстоя, и снова запускается.
Вопрос. А не рассматривали вариант поглощающей скважины? То есть,
допустим, при задавке, если реагент будет уходить интервалом перфорации.
С.C.. Вот в том-то и дело, что данный реагент исключает возможность
задавки. Это полимерная капсула.
ствия капсулированного ингибитора солеотложения
Captron 75 W»).
Капсулы сделаны таким образом, что ингибитор высвобождается только при определенной минимальной
концентрации заданного вида ионов, кальцитов и всего
они только начинают работать.
Это же принцип обеспечивает и постоянство концентрации ингибитора, поскольку после срабатывания
верхнего слоя, концентрация ионов в флюиде восстанавливается до «безопасного» уровня, и капсула снова
«молчит» (см. «Сравнение выноса некапсулированного
ингибитора при периодических обработках и выноса
ингибитора в капсулах»). Стандартный жидкий ингиби-
В настоящее время на месторождениях ОАО «Самотлорнефтегаз» CAPTRON 75 W применяется на 72 скважинах
600
500
400
367
276
300
399
310
281
362
302
291
175
154
151
480
471
422
374
345
291 303
274
188
200
115
100
59
78
2/
31
08
12
6
15
/2
68
29
25
30
8
14
82
/1
21
7
9
1
73
72
/1
07
3/
68
41
74
/1
25
/1
65
13
10
47
1
25
49
0/
59
89
31
13
20
/
13
/3
/7
54
55
12
04
41
83
0
89
Наработка в днях до и после закачки
CAPTRON 75W
Наработка скважин до и после обработки CAPTRON 75 W
на месторождениях ОАО «Славнефть Мегионнефтегаз»
Средняя наработка на отказ до применения Сaptron 75W
Текущая наработка после закачки Captron 75W 22.09.09
АЛЬТЕРНАТИВЫ ЗУМПФА
Мы столкнулись с тем, что на большинстве крупных
российских месторождениях 3-4 стадий разработки в
зумпфах лежит все что угодно. То есть 30-40% скважин,
в принципе, вообще без зумпфов. Мы обратились как к
западным, так и к российским изготовителям погружного оборудования с просьбой помочь нам в этом вопросе.
Откликнулись Reda (Schlumberger), и на радость нашу
откликнулся «Новомет» и сделал погружной контейнер.
Погружной контейнер — это альтернатива зумпфа (см.
«Альтернатива размещению капсул в зумпфе — применение скважинного контейнера»). Монтаж производится
при ПКРС, есть возможность многократной заправки на
устье. Количество секций контейнера можно подбирать
по производительности скважины.
ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ
Кратко по преимуществам капсулированных ингибиторов. Не требует закачки дополнительной какой-то
жидкости в пласт. Гидростатики у него, можно сказать,
нет. Немаловажно, особенно на дальних месторождениях, уменьшение транспортных затрат. В России принято раз в год закачивать ингибитор, но реально получается и два раза в год, в зависимости от дебитов. Но
речь не идет о еженедельной закачке или о еженедельных прогонах техники. Минимальные требования по
времени закачки и длительное действие реагента.
Недостатки. Требуется свободный объем зумпфа
для размещения капсул. В скважинах с выносом мехпримесей 1000 мг/л все же присутствуют присыпания,
в результате чего действие реагента полностью не прекращается, но эффективность его снижается. И, в скважинах с дебитом жидкости более 250 м3/сутки резко
снижается время эффективного действия реагента.
Вернее, в таких случаях требуется большее количество
ингибитора.
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ
Мы начали испытывать Captron 75 W на фонде «ТНКНягань». Это был первый, пилотный проект, закончился
он в начале 2008 года. Обработка велась в расчете: одна
бочка (236 кг) на скважину. Цена реагента на тот момент
составляла 28 тысяч рублей за бочку.
По результатам пилотного проекта увеличение наработки на отказ составило 148 суток, что дало толчок к
дальнейшему распространению данного ингибитора (см.
«Наработка скважин до и после обработки Captron 75 W.
Талинская площадь ОАО «ТНК-Нягань»).
На проекте компании «Славнефть-Мегионнефтегаз»
среднее увеличение наработки по скважинам составило 203 суток (см. «Наработка скважин до и после обработки Captron 75 W на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»).
В мае 2008 года начали пилотный проект в «Самотлорнефтегазе», где на данный момент работают 72
скважины, обработанные Captron 75 W. Отказов нет (см.
«Наработка скважин до и после обработки Captron 75 W
на месторождениях ОАО «Самотлорнефтегаз»).
Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы прогнозирования и предупреждения солеотложений