Технология борьбы с солеотложениями

Применяемые в нефтепромысловой практике материалы для ограничения водопритоков делятся на следующие группы - осадкообразующие, гелеобразующие, отверждающиеся, пенные системы, гидрофобизирующие поверхность горной породы. К тампонирующим материалам предъявляются определенные требования:

растворимость закупоривающего материала в воде и нефти;

образование осадка в результате химической обменной реакции с солями пластовых вод;

образование осадка при контакте с изолируемой водой;

коагуляция и флокуляция при смешивании с пластовой водой;

высаливание полимеров;

обращение эмульсии при контакте с пластовой водой;

снижение растворимости материала при изменении рН среды;

набухание материала в воде;

образование закупоривающей структуры в результате реакции конденсации или полимеризации в присутствии воды;

способность изменения характера смачиваемости скелета коллектора или гидрофобизации поверхности горной породы;

способность пены препятствовать фильтрации воды и разрушаться при контакте с нефтью;

особые свойства нефтяных эмульсий или эмульсий на основе ароматических углеводородов;

адсорбционная способность полимеров;

механическое закупоривание фильтрационных каналов водонасыщенной части пласта.

Таблица 2.3. Методы и материалы ограничения водопритоков в скважины

Методы	Водоизолирующие материалы
Изоляция закупоривающими с различной растворимостью в воде и нефти материалами. Материалы закачиваются в пласт в виде перенасыщенных растворов или расплавов.	Твердые углеводороды - нафталин, воск, парафин, стеариновая кислота, смоляные полимеры, алкилароматические смолы, битум, крахмал.
Изоляция водопритоков путем образования осадков в результате химической обменной реакции с солями пластовых вод.	Используются гидроксиды поливалентных и щелочных металлов, растворы сложных эфиров, мыла, высокомолекулярных кислот.
Образования осадков в результате реакции гидролиза, а не с содержащимися в воде солями.	Рекомендуется хлористая сера, некоторые металлы, эфир, органические силикаты, канифолевое масло.
Коагуляция и флокуляция при смешении с пластовой водой.	Свойственно коллоидным системам неорганического золя на основе оксидов железа, алюминия, кремневой кислоты, натуральным и синтетическим латексам, суспензиям.
Основанные на свойствах высаливания полимеров. Механизм образования заключается в необратимой коагуляции золей, протекающей при наличии сравнительно малого количества электролита в воде.	Разработано большое число полимерных материалов, высаливающихся при контакте с пластовой водой. Используются производные акриловой кислоты - гипан, сополимеры виниловой смолы.
Обращение эмульсий в водонасыщенной части пласта, которое происходит при увеличении концентрации водной фазы и изменении рН среды. Снижение растворимости материала при изменении рН среды.	Обуславливает выпадение асфальто-смолистых веществ, малорастворимых в воде неорганических солей или формирование гелеобразных структур. Снижается растворимость водных растворов танина и солей поливалентных металлов.
Использование свойств набухания в воде материалов.	Рекомендуется использовать суспензии глин, желатин, суспензию полигликолевого эфира.
Путем образования закупоривающих структур за счет конденсации или полимеризации в присутствии воды.	Используется главным образом акроидная кислота, полиизоционаты, силаны.
Гидрофобизация поверхности горной породы. Недостатком является малая эффективность при интенсивном отборе пластовых флюидов.	Используются углеводородные жидкости, ПАВ, гидрофобные эмульсии, аэрированные жидкости
На основе адсорбционной активности полимеров, которые за счет реологических свойств способствуют снижению фильтрации воды без существенного снижения фазовой проницаемости для нефти. Эффективность использования снижается с ростом минерализации пластовой воды и проницаемости горной породы.	В качестве основного реагента используется частично гидролизованный полиакриламид (ПАА). Рекомендуется закачивать ПАА в пласт совместно и раздельно с катионами поливалентных металлов.
Использование способности пен и эмульсий оказывать дополнительное сопротивление фильтрации воды в пористой среде и разрушаться при контакте с нефтью.	Применение 2-3 фазных пен с получением в пластовых условиях. Используются нефтяные эмульсии и эмульсии на основе ароматических углеводородов.

На селективной основе разработано большое количество водоизолирующих материалов, которые с учетом выше изложенных требований приведены в таблице 2.3.

По механизму тампонирования обводняющихся пластов селективные материалы делятся на:

«избирающие» воду вследствие ее минерализации, когда идут простые реакции с выпадением нерастворимых солей и мыл;

«избирающие» воду с любой минерализацией, когда идут реакции гидратации и гидролиза (гипс, цемент, минеральные соли жирных кислот, хлористая сера, хлорид железа);

разрушающиеся и селективно блокирующие движение пластовой воды.

Неселективные методы ограничения водопритоков в скважины предусматривают полное закупоривание продуктивного пласта с последующим вскрытием его необводненной части. Для обеспечения высокой эффективности водоизоляции применяемые тампонажные материалы должны обладать следующими физико-химическими свойствами:

растворимостью в нефти и нерастворимостью в воде;

селективной адгезией образующегося в призабойной зоне скважины геля к гидрофобной породе;

достаточно высокой прочностью и высоким градиентом давления сдвига образующегося геля в пористой среде;

способность гидрофобизировать поверхности фильтрационных каналов

достаточно высоким регулируемым индукционным периодом времени загустевания при пластовых термобарических условиях

регулируемой подвижностью в пористой среде в период закачки в ПЗС.

Таблица 2.4. Методы и материалы неселективной водоизоляции в скважине

Методы	Водоизолирующие материалы
Осадкообразующие при взаимодействии закачиваемых в пласт реагентов.	Водные растворы солей железа, алюминия, едкого натрия.
Создающие гели за счет реакции между первичными и вторичными аминами	Гелеобразующие реагенты типа полисахаридов и протеинов, водорастворимые соли кремниевой кислоты.
С использованием синтетических смол.	Смолы - фенолальдегидная, мочевино-меланино-формальдегидная, акриловая.
Образующие суспензии	Цементная суспензия на водной основе; суспензия на основе синтетических смол, суспензии глин, в которых дисперсная фаза может быть представлена бентонитом, желатином, а дисперсионная среда - углеводородной жидкостью; прочие виды суспензий - нефтяная эмульсия с добавками измельченной бумаги, суспензия окисленного битума на водной основе, суспензии с твердыми материалами в виде гранул и волокон.

2.2 Химический способ предупреждения отложения неорганических солей

Применение ингибиторов при добыче нефти остается приоритетным направлением для предотвращения солеотложений.

В зависимости от механизма действия ингибиторы солеотложений условно можно разделить на следующие три типа:

хелаты - вещества, способные связывать солеобразующие катионы и препятствовать их взаимодействию с солеобразующими анионами;

ингибиторы «порогового» действия, добавление которых в раствор препятствует зарождению и росту кристаллов солей;

кристаллоразрушающие ингибиторы, не препятствующие кристаллизации солей, а лишь видоизменяющие форму кристаллов.

В основе механизма действия ингибиторов солеотложения лежат адсорбционные процессы. Адсорбируясь на зародышевых центрах солевого соединения, ингибиторы подавляют рост кристалла, видоизменяют его форму и размеры, препятствуют прилипанию друг к другу, а также ухудшают адгезию кристалла к металлическим поверхностям. В качестве химических реагентов, препятствующих кристаллизации малорастворимых неорганических солей эффективно используются комплексоны.

Ниже приводятся характеристики и условия применения наиболее используемых в отечественной нефтепромысловой практике ингибиторов предотвращения моносолей и солевых осадков сложного состава.

Отечественные ингибиторы предотвращения отложения неорганических солей

Однокомпонентные ингибиторы

ГМФН - гексаметафосфат натрия представляет неорганический полифосфат анионного типа и является бесцветным порошкообразным веществом с хорошей растворимостью в воде.

Используется для предотвращения отложений кальцита и гипса в скважинах и наземных коммуникациях при содержании ионов кальция и магния в воде до 1000 мг-экв/л.

ГМФН является замедлителем процесса солеобразования, адсорбируясь на поверхности микрокристаллов и прекращая их рост.

ТПФН - триполифосфат натрия представляет неорганический полифосфат. В товарном виде - это белый порошок с формой применения 1-5% ного водного раствора.

Область применения при ингибировании кальцита и гипса с содержанием ионов кальция и магния в воде до 1000 мг-экв/л. Дозировка ТПФН составляет в пределах 10-20 г./м³.

Недостатком полифосфатов является малая термостабильность. При температуре выше 50⁰С они гидролизуются и переходят в ортофосфаты, которые образуют с ионами кальция осадки. Кроме того, при попадании в открытые водоемы полифосфаты стимулируют развитие синезеленых водорослей.

ИСБ-1 (НТФ) - комплексон в виде нитрилотриметилфосфоновой кислоты.

Предназначен для предупреждения сульфатно- и карбонатно-кальциевых отложений. Ингибитор получил широкое распространение в отечественной практике нефтедобычи.

Продукт представляет кристаллический порошок, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах. Ингибитор совместим с минерализованными водами (0,1-5% раствор в пресной воде совместим с водой, содержащей до 16 г./л ионов кальция) и обладает различными адсорбционно-десорбционными свойствами в зависимости от адсорбента.

ОЭДФ (оксиэтилидендифосфоновая кислота) - образует прочные комплексы с большим числом катионов, в том числе со щелочноземельными и предназначены для предупреждения отложений неорганических солей. Представляет собой белый кристаллический порошок, хорошо растворимый в воде, кислотах, спиртах.

Реагент используются для предупреждения отложений неорганических солей в ПЗС, оборудовании, в системе подготовки нефти и воды.

В нефтепромысловой практике для предупреждения отложений солей на основе ОЭДФ (1,1 - оксиэтилидендифосфоновой кислоты) используется раствор с 15-18% концентрацией активного вещества. Ингибитор хорошо растворим в пресной и минерализованной воде, имеет температуру схватывания минус 50 ⁰С и вязкость при минус 40 ⁰С - 800 мПа*с. Ингибитор не оказывает отрицательного влияния на процесс обезвоживания и обессоливания нефти и ее товарные качества, а также при наличии в попутнодобываемой воде в количестве 1-200 г./т на 30-70% снижается коррозия оборудования.

ПАФ-1 - хелатообразующий агент предназначен для предупреждения отложений карбоната и сульфата кальция в нефтяных скважинах и системы подготовки нефти и воды и представляет водный раствор темно-коричневого цвета с содержанием 22% основного вещества. Реагент хорошо растворим в воде и нерастворим в нефти и органических растворителях.

Реагент вводится путем разовой закачки в призабойную зону скважины, периодическим дозированием в затрубное пространство скважины и комбинированным способом. В зависимости от интенсивности отложения солей водные растворы ПАФ-1 при концентрации 0,1-1% применяются при дозировании 10-15 г./м³ обрабатываемой воды. При первичной задавке ингибитора в ПЗС минимально допустимый расход реагента рекомендуется 60 кг. В практике используются 22-26% водные растворы солей данной кислоты, нейтрализованные щелочью до рН = 5-6.

ПАФ-13 - однозамещенная натриевая соль на основе полиэтилен-полиамин-метилфосфоновой кислоты представляет расслаивающуюся жидкость, с нерезким запахом. Реагент обладает высокой эффективность при обработке газлифтных скважин. Дозировка для предотвращения отложений сульфата кальция составляет 10 г./м³, карбоната кальция - 15 г./м³ обрабатываемой воды.

Гипан - гидролизованный полиакрилонитрл используется в гелеобразном виде для предупреждения отложений кальцита.

Оптимальная дозировка 5-10 г./м³. Рабочие растворы готовятся в концентрации 0,05-0,1% в количестве для дозирования в течение 7-10 суток. Растворы готовятся с помощью оборудования реагентных блоков установки подготовки нефти. Перед нагнетанием реагента в емкость смешивания (наполовину заполненную пресной водой) его перемешивают с подогревом не ниже 90 ⁰С. При этом на прием насоса одновременно подается пресная вода. В емкости смешивания раствор перемешивается насосом с подачей сжатого воздуха. Реагент рекомендуется применять в системе подготовки нефти и воды и при промывке скважин.

Хлористый аммоний - используется для предупреждения карбонатных солей в системе подготовки нефти. Химический реагент способствует разложению бикарбоната кальция при температуре ниже (36 ⁰С), чем температура превращения его в трудно растворимый кальцит (45-50 ⁰С). Реагент может использоваться также для растворения уже образовавшегося карбоната кальция. Реагент вводится порциями по 10 кг на прием циркуляционного насоса через каждые 15 минут.

Окисленный лигнин применяется для предотвращения отложений кальцита и гипса в растворах, содержащих до 1000 мг-экв/л ионов кальция и магния. Ингибитор применяется в виде водных растворов в пресной воде.

Подготовка реагента осуществляется в следующей последовательности:

заполняется мешалка пропеллерного или турбинного типа на 2/3 объема нагретой до 80-90 ⁰С пресной водой;

при включенной мешалке засыпается окисленный лигнин из расчета 50-100 кг на 1 кубический метр воды;

после 30 минутного перемешивания смесь с помощью насоса перекачивается в емкость объемом 30-100 м³, которая обогревается паровым подогревателем и оснащается приспособлением для подачи и равномерного распределения сжатого воздуха, а также устройством для отбора раствора;

смесь перемешивается в емкости барботированием воздуха в течение 5-10 мин;

циклы повторяются до получения раствора требуемой концентрации (1-3%) в необходимом количестве.

При отсутствии мешалки рабочий раствор может приготавливаться путем растворения окисленного лигнина непосредственно в емкости при длительном (3-4 часа) барботированием воздухом и подогреве смеси до 80 ⁰С.

Накопленный на дне емкости нерастворимый осадок реагента удаляется путем заполнения емкости подогретой водой с добавлением 1,5% соды. Объем промывочной воды (V) рассчитывается по формуле:

V = A x P / C

где: А - количество соды, необходимой для растворения одной тонны окисленного лигнина (0,21 т);

С - содержание соды в 1 м ³ воды (15 м³);

Р - количество окисленного лигнина, израсходованного для приготовления рабочего раствора в емкости.

Содовый раствор перемешивается в течении 5-6 часов, затем емкость доливается водой и раствор вновь перемешивается в течение 30 мин. Полученный подобным образом раствор может использоваться в качестве ингибирующего с дозировкой, меньшей в 2-3 раза по сравнению с раствором реагента без соды.

Полиакриламид (ПАА) - для предотвращения отложения солей рекомендуется применять гидролизованный ПАА с содержанием в водном растворе 10-60 г./м³. Применение ПАА основано на способности образовывать на поверхности мономолекулярную пленку. Применение ПАА ограничивается содержанием в пластовой воде ионов кальция и магния до 200 мг-экв/л.

Композиционные ингибиторы

Большое распространение для предотвращения отложений солей при добычи нефти получили композиционные составы с повышенной адсорбционно-десорбционной способностью на поверхности пород призабойной зоны, главным образом, на основе комплексона НТФ.

Ингибирующая композиция с массовым содержанием компонентов:

Ингибитор (НТФ), % ………………………………………….55-60

Латекс (сухой остаток), % …………………………………….3-5,5

Нефть, % ……………………………………………………13,32-27,12

ПАВ, %………………………………………………………….. 0,4-1,35

Вода ……………………………………………………………остальное.

Композиция предназначена для предотвращения солевых отложений, главным образом, сульфатно-кальциевых, в скважинах с низкой проницаемостью пласта-коллектора и невысоким пластовым давлением.

Композиция вводится в интервал перфорации эксплуатационной колонны скважины при ее ремонте с помощью трубчатого контейнера по схеме на рис. 8

Рис. 8. Схема применения ингибирующей композиции в скважине контейнерным способом: 1 - контейнер с композицией; 2 - зона выпадения солей

Приготовление композиции осуществляется путем эмульгирования 1,5-15% латекса, 33-62% нефти и 1-3% ПАВ. Остальное количество составляет вода с учетом входящей в состав латекса. В полученную эмульсию при перемешивании постепенно вводится ингибитор (нитрило-триметилфосфоновая кислота).

Особенностью композиции является стабильность ингибирующих свойств в течение продолжительного времени в процессе эксплуатации скважины.

Композиция основана на увеличении поверхности адсорбента за счет гидрофилизации пор пласта коллектора, смоченных нефтью. Входящий состав композиции оксидат, растворяясь в нефти, снижает поверхностное натяжение и увеличивает адсорбцию на поверхности породы.

Целесообразная концентрация оксидата (30-40%) в составе композиции определена, исходя из наименьшего поверхностного натяжения на границе «нефть - ингибирующий раствор» при максимальном содержании в нем НТФ до 5%, что рекомендуется при задавке ингибитора в пласт. При концентрации НТФ в составе композиции свыше 18% защитный эффект от солеобразования снижается. Особенность ингибирующего состава с оксидатом в том, что наряду со снижением коррозионной активности усиливается адсорбционно-десорбционная способность ингибитора, а следовательно, продолжительность его действия (рис. 9).

Способ применения ингибирующей композиции путем продавки в призабойную зону скважины по обычной технологии.

Рис. 9. Адсорбция и десорбция ингибирующих композиций на основе НТФ 1-5% НТФ с оксидатом; 2-5% НТФ с соляной кислотой.

Подбор ингибиторной защиты скважин и оборудования

Различные геолого-физические условия залегания нефти и особенности разработки залежей требуют подбора ингибиторов предупреждения отложения солей применительно к данному технологическому процессу. Ингибиторы должны отвечать определенным требованиям: совместимостью с попутно добываемыми водами, термостойкостью, низкой коррозионной активностью, быть экологически безопасными и т.д. С целью упорядоченного подбора оптимального ингибитора для защиты оборудования от солеобразований в процессе подготовки нефти разработана методика, предусматривающая следующие требования:

по агрегатному состоянию в качестве ингибиторов допускаются только порошкообразные вещества и нерасслаивающиеся жидкости. Не допускается содержание в жидкостях крупновзвешенных и оседающих примесей. Содержание нерастворимых примесей допускается не более 1%;

величина индукционного периода (время появления твердой фазы в перенасыщенном растворе осадкообразующей соли) не должна быть менее 10 минут;

ингибиторная система должна иметь полную совместимость с пластовой водой месторождения без расслаивания и образования осадка;

при обработке нефти месторождения смесью ингибитора и деэмульгатора не должно увеличиваться содержание солей и воды. Ингибитор должен быть совместим с деэмульгатором;

ингибитор считается эффективным, если уменьшение скорости образования осадка на поверхности нагрева превышает 80% при расходе ингибитора не более 10 мг/л;

ингибитор должен быть термостабильным, то есть при нагреве рабочего раствора до 130 ⁰С эффективность действия не должна быть ниже 80%;

выдержанность ингибитора относительно коррозионной активности должна определяться скоростью коррозии стали марки Х18Н9Т и Ст. 3 в рабочем растворе не более 0,05 мм/год.

Подбор ингибиторов в соответствии с вышеперечисленными требованиями производится в лабораторных условиях стандартными методами, однако возможны и нестандартные подходы, требующие определенных исследований, в частности, в области совместимости вод, коррозионной активности, адсорбционно-десорбционных процессов.

При применении отечественных ингибиторов солеотложений приготовление их рекомендуют на пресной воде, а в зимних условиях с добавками антифриза.

Техника и технология применения ингибиторов

Наряду с созданием ингибирующих составов предупреждения отложения солей важное значение приобретают технологические способы их реализации. В зависимости от условий ингибиторы могут применяться по следующей технологии:

- путем непрерывной или периодической подачи в систему с помощью специальных дозировочных устройств;

- периодической закачкой раствора в скважину с последующей задавкой его в призабойную зону.

Последовательно могут использоваться комбинированные способы подачи ингибитора, например, в начале периодическая закачка, затем - через 2-6 месяцев непрерывная дозировка или периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины.

В соответствии с общими принципами ингибиторной защиты скважин и оборудования перед реализацией технологии предупреждения солеобразовании на объектах необходимы подготовительные работы.

Шаблонированием или спуском дистанционного измерителя диаметра труб устанавливается наличие осадков, зоны их отложений и состав. Засорение лифта скважин и призабойной зоны может устанавливаться косвенно одновременно со снижением дебита по падению устьевого и повышению рабочего давления, снижению коэффициента продуктивности скважины.

При отложениях производятся работы по восстановлению продуктивности скважин. Для удаления солевых осадков в начальной стадии обычно используется солянокислотные обработки 15-18% концентрацией раствора с добавкой ингибитора кислотной коррозии в концентрации 0,5-1% на объем кислоты.

Скважина выдерживается с соляной кислотой в течение 2 часов. В случае снижения давления на агрегате при выдержке скважины с соляной кислотой ее необходимо периодически подкачивать в НКТ скважины. При повторной обработке скважины соляной кислотой время выдержки берется от 1,5 до 2 часов.

При обработке призабойной зоны количество кислоты определяется в зависимости от толщины пласта и геолого-физических свойств. В среднем, берется от 0,2 до 0,8 м³ раствора кислоты на 1 погонный метр обрабатываемого интервала пласта.

Результаты солянокислотных обработок скважин при всех способах их эксплуатации проверяются шаблонированием, а призабойной зоны - по восстановлению дебита и коэффициента продуктивности.

Дозированная подача ингибитора в скважину считается надежным методом, хотя требует постоянного контроля и обслуживания дозировочных насосов и устройств.

В скважины жидкий ингибитор подается в затрубное пространство по схеме на рис. 10. с обвязкой устья скважины (рис. 11). В скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами при отложении солей ниже насоса спускается хвостовик из НКТ. Длина хвостовика в зависимости от прочности НКТ определяется их весом.

Реагент обычно подается в виде 5-10% раствора в пресной воде, а в зимнее время из-за низкой температуре ингибитор подается в чистом виде в байпасную линию, через которую в затрубное пространство пропускается часть продукции скважины (до 10%). Расход реагента корректируется в зависимости от изменения дебита скважины по воде и содержания ингибитора в попутнодобываемой с нефтью воде.

Метод дозирования ингибитора применим при отложении солей в подземном оборудовании и трубах подъемного лифта, но при отложении солей в призабойной зоне необходима его задавка в пласт.

В процессе разработки залежи с заводнением находит применение способ подачи ингибитора через систему поддержания пластового давления.

Рис. 10. Схема подачи ингибитора в затрубное пространство скважины

1 - газораспределительная батарея; 2 - скважинная линия с газом высокого давления; 3 - дозировочный насос; 4,5 - манометры; 6 - задвижка выкидной линии; 7,8 - затрубные задвижки; 9 - НКТ; 10,11 - пусковой и рабочий газлифтные клапаны; 12 - циркуляционный клапан; 13 - пакер

Рис. 11. Обвязка устья скважины для дозирования ингибитора предупреждения отложения солей

1 - хвостовик; 2 - штанговый насос; 3 - дозировочный насос;

4 - обводная линия; 5 - выкидная линия; 6 - емкость для ингибитора.

Средствами подачи ингибиторов в скважину являются различной конструкции дозаторы или применяется контейнерный способ для удаления твердых реагентов. При отложении солей в насосных установках, НКТ, устьевой арматуре скважин нашел применение глубинный дозатор с принудительной подачей жидкого реагента.

Периодическая задавка ингибиторов в призабойную зону скважины позволяет предотвращать отложение солей в течение всего периода выноса реагента с продукцией скважины. Периодическую задавку ингибитора в призабойную зону рекомендуется осуществлять в определенной последовательности.

Для фонтанных скважин, сначала открывают задвижку на затрубном пространстве, заменяют жидкость в НКТ на раствор ингибитора и его расчетный объем при закрытой задвижке с продавочной жидкостью задавливается в ПЗС. Давление задавки определяется приемистостью пласта, которое не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины. При низкой приемистости и высоком пластовом давлении реагент следует закачивать через НКТ с предварительной установкой пакера. Однако и в данном случае давление закачки реагент не должно превышать давления гидроразрыва пласта. В случае перевода скважины на механизированный способ добычи при задавке раствора ингибитора вслед за продавочной жидкостью скважина глушится раствором необходимой плотностью.

При механизированном способе добычи нефти, когда скважины оборудованы насосами (ШГН, ЭЦН) с обратным клапаном, раствор ингибитора задавливается в затрубное пространство. Жидкость в затрубном пространстве заменяется на раствор ингибитора, закрывается задвижка на напорном трубопроводе насоса и раствор ингибитора с продавочной жидкостью задавливается в пласт. При заполнении затрубного пространства скважины раствором ингибитора необходимо обеспечивать свободный излив жидкости из напорного трубопровода насоса. Для скважин, оборудованных ЭЦН с обратным клапанам, давление на устье затрубного пространства не должно превышать допустимого давления устьевого сальника, а в скважинах с ЭЦН без обратного клапана задавка ингибитора осуществляется через НКТ.

Задавка раствора ингибитора в призабойную зону газлифтных скважин осуществляется по схеме на рис. 14. Предварительно прекращается подача газа высокого давления в скважину путем закрытия задвижки скважинной линии на ГРБ.

Рис. 14. Схема задавки ингибитора в призабойную зону скважины.

1 - газораспределительная батарея (ГРБ); 2 - скважинная линия с газом высокого давления; 3,4 - манометры; 5 - цементировочный агрегат;

6 - задвижка выкидной линии; 7,8 - затрубные задвижки; 9 - лифт;

10,11 - пусковой и рабочий газлифтные клапаны; 12 - циркуляционный клапан; 13 - пакер.

Стравливается газ из затрубного пространства скважины. Зарывается затрубная задвижка 7. Подсоединяется цементировочный агрегат 5 к выкидной линии, производится обвязка устья скважины с цементировочным агрегатом и опрессовывается нагнетательная линия. Осуществляется задавка раствора ингибитора в лифт 9 скважины.

Давление задавки при беспакерном компоновке подземного оборудования не должно превышать давлений опрессовки эксплуатационной колонны и гидроразрыва пласта. При компоновке с пакером и закрытом циркуляционном клапане 12 давление задавки не должно превышать давления опрессовки НКТ, гидроразрыва пласта, максимального перепада давления, воспринимаемого пакером и давления открытия циркуляционного клапана разового действия.

При всех способах эксплуатации скважин после задавки ингибитора в призабойную зону скважину выдерживают в течение 12-24 часов для более полной адсорбции реагента в пористой среде.

Затем скважина осваивается и пускается в эксплуатацию. Контроль содержания ингибитора в попутнодобываемой с нефтью воде должен производиться не реже 2 раз в месяц путем анализа отбираемой жидкости.

Растворы ингибиторов на пресной воде для отечественных реагентов рекомендуются с концентрацией 0,2-1%.

2.3 Физические методы предупреждения солеотложений

К физическим методам предупреждения солеобразования могут быть отнесены методы воздействия на растворы различными электромагнитными, акустическими полями, а также использование для защиты нефтепромыслового оборудования различных покрытий. Наиболее широко метод используется для предотвращения солеобразований в различных теплообменных аппаратах и системе водоснабжения.

Магнитные обработки

Независимо от конструкции устройств, сущность сводится к воздействию на солевой раствор магнитным полем определенной напряженности и полярности, приводящим к структурным изменениям раствора. Пари необходимом выборе параметров устройств и режимов их работы достигаются условия, когда соли из растворов не осаждаются в виде кристаллов на поверхности оборудования и выносятся потоком как мелкодисперсный кристаллический шлам.

На рис. 2.10 показаны отдельные типы магнитных устройств, применяемых против солеобразований при добыче нефти.

Собранное магнитное устройство помещается в патрубок и устанавливается на глубине начала отложения солей по оси подъемного лифта, у приема глубинного насоса или у башмака НКТ в компрессорных скважинах, а также в выкидных линиях скважин. Извлечение магнитного устройства из скважины производиться с целью профилактики и дополнительного намагничивания постоянных магнитов, что осуществляется 1 раз в год.

Намагничивание магнитных элементов производится от катушки - соленоида, возбуждаемого постоянным током, который подается от сети или генератора через выпрямитель мощностью не менее 10 кВт.



Рис. 2.10. Конструкции магнитных устройств для предотвращения отложений неорганических солей.

МУПС - магнитное устройство предотвращения солеобразований;

УГПОС - устройство глубинное против отложений солей;

МУДС - магнитное устройство для скважины.

Для подбора наружного диаметра магнитного устройства составляется номограмма с учетом различных условий и режима работы скважины, выкидной линии.

По диаметру магнитного устройства оценивается длина магнитов, позволяющая сохранять наибольшую их энергию во времени. В нефтепромысловой практике используется технология воздействия перемещающимися магнитными полями (рис. 2.11). В связи с этим изготавливаются муфты из прочного немагнитного материала, внутри которых размещаются постоянные магниты цилиндрической формы.



Рис. 2.11. Расположение магнитных муфт в скважине по технологии защиты от отложений солей на НКТ

1 - магнитные муфты; 2 - штанги насоса; 3 - НКТ; 4 - эксплуатационная колонна; 5 - цементная заливка (камень).

Муфты крепятся на штангах насоса, и перемещаясь вместе с ними, индуцируют магнитное поле, что позволяет обрабатывать флюид в любом интервале и любой протяженности.

Акустическая защита

Появившиеся в последние годы теоретические и экспериментальные исследования указывают на перспективность применения физических методов, в первую очередь ультразвуковой техники и технологии в процессах нефтедобычи.

Известно, что интенсивные звуковые и ультразвуковые колебания являются эффективным средством воздействия на вещество, способным изменять его состояние, диспергировать, коагулировать, эмульгировать, изменять скорость растворения и кристаллизации, значительно ускорять гетерогенные, диффузионные и другие процессы.

Разработка акустических технологий защиты нефтепромыслового оборудования от отложений солей требует понимания механизма образования солей и явлений, которые возникают при ультразвуковом воздействии.

На основании исследований, выполненных в ЦНИЛ ПО «Нижневартовскнефтегаз» механизм действия акустической кавитации на выпадение кальцита объясняется следующим образом. Акустическая кавитация вызывает сильные гидродинамические возмущения в растворе, которые сопровождаются выделением газовых пузырьков. При этом возникают локальные зоны с сильным разогревом жидкости. Создаются области со значительными градиентами давлений и концентрации солеобразующих ионов. Это облегчает образование зародышей кристаллов.

Высокая скорость зародышеобразования мешает росту отдельных кристаллов. Этим и объясняется уменьшение их размеров в акустическом кавитационном режиме. Кристаллы, образованные в зоне акустической кавитации, практически не закрепляются на поверхности и оседают на дно сосуда.

Следовательно, для эффективной защиты нефтепромыслового оборудования от отложений карбонатных солей необходимо использовать устройства, позволяющие создавать акустическую кавитацию в обрабатываемом растворе. В качестве примера таких устройств можно привести гидродинамический излучатель (ГДИ), применяемый для защиты электроцентробежных насосов (ЭЦН). Результаты исследований позволяют сделать вывод, что дальнейшее совершенствование ГДИ должно быть связано с разработкой более мощных систем излучателей. Для защиты поверхностей насоса от кавитационной эрозии необходимо ГДИ поместить в специальную камеру. Выбор частот ГДИ должен определяться в основном конструктивными соображениями и необходимостью создания в обрабатываемом объеме излучений более высокой интенсивности.

На основе анализа эффективности применения гидродинамических излучателей установлено, что средняя наработка на отказ установок ЭЦН с ГДИ составляет 128 сут, что больше средней наработки в тех же скважинах незащищенных установок на 79 сут.

Вместе с тем выявлено, что установки с ГДИ уступают по наработке установкам, защищаемым химическими методами, для которых средняя наработка в тех же скважинах составляет 158 сут.

Недостаточная для практики эффективность ГДИ объясняется низким качеством их изготовления. В частности, по данным испытаний, из-за нарушения технологии термообработки деталей ГДИ в 25% случаев они досрочно выходят из строя в процессе эксплуатации. Малая прочность рабочих поверхностей излучателей приводила к их износу в процессе работы и увеличению зазора между ротором и статором излучателя. В связи с этим со временем снижалась интенсивность излучателя ГДИ и уменьшались размеры области кавитации, необходимой для обработки водонефтяного потока. В итоге в ЭЦН начинали появляться отложения солей. Поэтому были сделаны выводы о необходимости совершенствования ГДИ как в направлении улучшения качества изготовления, так и в направлении создания конструктивных модификаций для различных условий эксплуатации установок ЭЦН.

Очень удачным оказалось применение ГДИ в сочетании с химическими способами защиты. Это объясняется диспергирующим эффектом ГДИ, для которого достаточна более низкая, чем для предотвращения солеотложения, интенсивность излучения. Дополнительное диспергирование ингибитора солеотложений в потоке улучшает его защитный эффект за счет увеличения общей поверхности контакта с ассоциатами молекул солей, растворенных в попутных водах. Применение комбинированной защиты позволяет весьма существенно (в среднем в 1,5 раза) повысить наработку на отказ установок ЭЦН на солепроявляющих скважинах по сравнению с применением только химической защиты.

2.3 Способы удаления неорганических солей

В промысловой практике возникает необходимость в периодическом удалении отложений неорганических солей из скважин, НКТ и оборудования даже при условии применения способов предупреждения. Например, при эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами при использовании ингибирования постоянной подачей реагента через затрубное пространство возможно отложение неорганических солей ниже приема насоса (в обсадной колонне и в призабойной зоне). Солеотложение наблюдается и в скважинах эксплуатирующихся штанговымии насосами, не оборудованных хвостовиками.

Для удаления неорганических солей применяют различные способы в зависимости от характера солевых отложении, места отложения неорганических солей и их состава.

Для борьбы с отложениями неорганических солей применяют:

- механический способ;

- химический способ (закачка растворителей);

- термогазохимическое воздействие (ТГХВ).

Механический способ

Этот способ в основном применяется на первых этапах борьбы с отложениями неорганических солей.

При механическом способе производят разбуривание мощных гипсовых пробок, затем эксплуатационную колонну прорабатывают расширителями, скребками или другими устройствами. Этот способ можно применять в тех случаях, когда перфорационные каналы не перекрыты отложениями солей. Если же перфорационные каналы перекрыты, то необходима дополнительная перфорация и очистка каналов другими способами.

Механический способ очистки скважин от отложений солей дорогостоящий и применяется редко.

Химический способ

При обработке скважин по удалению отложений неорганических солей необходимо: определить состав отложений солей и в зависимости от этого выбрать тип реагента; ориентировочно возможное количество, место и характер накопления отложении; подготовить устье скважины таким образом, чтобы можно было осуществлять прямую и обратную промывку с обеспечением циркуляции жидкости по замкнутому циклу емкость - насос - скважина - емкость. При этом предусмотреть возможность периодического спуска труб на заданную глубину вплоть до забоя скважины.

Подготовить раствор заданной концентрации в количестве, в 10-12 раз превышающем количество (массу) отложений. Закачать раствор в скважину в объеме, обеспечивающем полное перекрытие интервала отложений.

Периодически прокачивать реагент с тем, чтобы постоянно освежать его в местах контакта с отложениями. Наилучшие результаты достигаются при создании непрерывной циркуляции раствора по схеме емкость - насос - скважина - емкость. При этом обеспечивается систематический вынос из скважины продуктов реакции. В случае невозможности обеспечения непрерывной циркуляции раствора в течение длительного времени, т.е. в течение нескольких суток, должна быть применена периодическая прокачка. В процессе обработки скважины целесообразно доспускать трубы.

Через сутки необходимо освежать раствор реагента. Концентрация раствора может контролироваться по его плотности.

Продолжительность обработки скважины определяют полнотой очистки оборудования и труб от отложений, которая может быть определена по концентрации реагента в пробах, отбираемых на устье скважины.

Полная очистка скважины от отложений обеспечивает значительное увеличение межремонтного периода эксплуатации скважины. Обработка скважины завершается промывкой ее водой.

Обработанная щелочь после отделения осадка и доведении концентрации ее до оптимальной может быть использована в дальнейшем для обработки других скважин.

Для очистки скважины от отложений неорганических солей рекомендуют применять следующие реагенты, которые приведены в таблице 2.8.

Табл. 2.8 Реагенты для очистки скважин от отложений неорганических солей

Очистка скважины	Применяемые реагенты	Концентрация
1. От рыхлых осадков гипса	Nа2СОз; К2СОз и NaHCO3; KHCO3	10 - 15%-е растворы натрия и калия
2. От сульфатных солей	Каустическая сода (NaOH)	20 - 25%
3. От твёрдых гипсовых пробок	НСl + NaCl в соотношении 15:12	27% - НС1, 15% - NaCl
4. От плотных пробок гипса	HCl + NH4CL при температуре 60 - 70 0C	15%-НС1, 4% - NH4C

Щелочные ванны дают весьма незначительное восстановление дебита.

Сравнительно хорошие результаты получены при использовании нагретого до 70 °С 15о/о-ного раствора соляной кислоты, насыщенного поваренной солью.

Термогазохимическое воздействие

Термогазохимическое воздействие (ТГХВ) применяется для очистки перфорационных каналов и призабойной зоны пласта от отложений солей, иногда используют после химической обработки скважин. Способ очень эффективен. Сущность метода заключается в том, что в интервал перфорации опускают скважинный аккумулятор давления, содержащий порох, при сгорании которого на забое создаётся большое давление и развивается высокая температура. В продуктах сгорания присутствуют углекислый газ и соляная кислота. Все эти факторы влияют на быстрое разрушение и растворение гипсоуглеводородных отложений любой плотности. Однако многократное проведение ТГХВ в одной скважине может привести к нарушению целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца.

2.4 Состав и свойства нефти и растворённого газа

Изучение физико-химических свойств нефти и попутного газа Золотуского месторождения проводил ось лабораториями УкрГИПРОНИПИнефть, БелНИПИнефть.

По подсолевым залежам исследовано 25 глубинных и 15 проб дегазированных нефтей. Качество проб удовлетворительное.

Условия отбора: глубина 2500-3750 м, пластовая температура 73-81 °С, пластовое давление 23,5-29,4 МПа.

Воронежская залежь

Пластовая нефть воронежской залежи представлена пятью глубинными пробами из скв. 26 и двумя пробами из скв. 91 и характеризуется следующими основными параметрами:

- давление насыщения по исследованным пробам колеблется от 5,7 до 6,3 МПа и в среднем по залежи составляет 6,1 МПа;

- плотность пластовой нефти, определенной при давлении 23,5 МПа, изменяется от 740,0 до 759,0 кг/м³, в среднем по залежи равна 748,5 кг/м³, при давлении насыщения 6, lМПа - 723,0 кг/м³; плотность сепарированной нефти изменяется от 824,7 до 872,0 кг/м³ при среднем значении 830,3 кг/м³;

- газонасыщенность колеблется от 66,9 до 72,0 м³/т, среднее значение 8,3 м³ /т;

- объемный коэффициент при давлении 23,5 МПа в среднем по залежи составляет 1,212;

- вязкость при давлении 23,5 МПа равна 1,19 мПа*с, интервал колебания 1,02 - 1,29 мПа*с;

В составе растворённого газа преобладает метан - 41,79%.

Плотность сепарированной нефти в среднем по залежи составила 831,8 кг/м³; вязкость при 20 °С - 20,81 мПа*с, при 50 °С - 4,2 мПа*с; содержание серы - 0,18% масс., асфальтенов - 0,84% масс., смол - 4,86% масс., парафина - 5,17% масс. Выход легких фракций до 300 °С достигает 51,0% объемных.

Семилукская залежь

Основные характеристики следующие:

- давление насыщения в среднем по залежи составляет 5,8 МПа, изменяется при этом от 5,0 до 6,0 МПа;

- плотность пластовой нефти при давлении насыщения - 741,0 кг/м³, при 29,4 МПа - 770,0 кг/м³, при давлении насыщения - 741,0 кг/м³, плотность сепарированной нефти 850,0 кг/м³;

- газонасыщенность колеблется от 51,0 до 59,1 м³/т, среднее значение 55,8 м³/т;

- объемный коэффициент при давлении 29,4 МПа в среднем по залежи составляет 1,185;

- вязкость при давлении 29,4 МПа равна 1,01 мПа*с, интервал колебания 0,91 - 1,11 мПа*с.

В составе растворённого газа преобладает метан - 43,52%.

Плотность в среднем по залежи составила 851,6 кг/м³; вязкость при 20 °С - 17,49 мПа*с, при 50 °С - 6,38 мПа*с; содержание серы - 0,30% масс., парафина -5,6% масс. Выход легких фракций до 300 °С достигает 47% объемных.

Саргаевская залежь

Отобраны и исследованы две глубинные пробы из скв. 27 и 5-В основные параметры следующие:

- давление насыщения по исследованным пробам изменяется от 5,1 до 5,3 МПа и в среднем по залежи составляет 5,3 МПа;

- плотность пластовой нефти, определенная при давлении 29,4 МПа, колеблется от 742,0 до 771,0 кг/м³, в среднем по залежи равна 758,0 кг/м³, при давлении насыщения 5,3 МПа - 728,0 кг/м³; плотность сепарированной нефти изменяется от 843,0 до 862,0 кг/м³ при среднем значении 852,0 кг/м³;

- газонасыщенность колеблется от 47,7 до 60,9 м³/т;

- объемный коэффициент при давлении 29,4 МПа в среднем по залежи составляет 1,207;

- вязкость нефти при давлении 29,4 МПа равна 2,18 мПа*с, интервал колебания 1,84 - 2,52 мПа*с.

В составе растворённого газа преобладает метан - 45,08%.

Поверхностные пробы нефти исследованы по скв. 27, 5-В, 54. Средняя плотность нефти составила 855,0 кг/м^З, вязкость при 20 °С - 23,81 мПа*с. Содержание серы - 0,25% масс., асфальтенов - 2,22% масс., смол - 7,85% мас., парафина - 5,57% масс., выход легких фракций до 300 °С - 44,7% объемных.

отложение соль месторождение борьба

2.5 Борьба с отложениями солей на Золотухинском месторождении

В настоящее время имеют место отложения, связанные с солеотложениями на подземном оборудовании скважин, главным образом, на залежах с высокоминерализованной водой в продукции добывающих скважин. Наиболее распространённым является выпадение хлоридных солей (галит).

В НГДУ «Речицанефть» для предупреждения отложения солей ингибиторная защита скважин и оборудования не используется. Единственно эффективным способом предотвращения этого процесса является снижение минерализации пластовой воды путём подачи на приём насоса или на забой скважины пресной или слабоминерализованной воды.

Наиболее существенные проблемы с солями наблюдаются на Речицком, Золотухинском, Ю. Осташковичском, Ю. Сосновском месторождениях. На отдельных скважинах Золотухинского месторождения №№73, 111, 114 обработки проводятся ежедневно или через день.

Анализ проведённых технологических обработок скважин №30 и №114 с 01.2006 г. по 02.2007 г. и анализ отказов по причине засоления

С 1998 по 2007 гг. на Золотухинском месторождении произошло 223 отказа, из них 21 - по причине засоления. 4 подъёма из 21 производились методом «труба+штанга», 2 - методом расхаживания.

В БелНИПИнефть на скважинах, подверженных отложению солей производят отборы проб нефти. Если обводнённость нефти до 1,8%, то определяют плотность нефти и содержание растворённых в ней солей. Если же содержание воды в нефти превышает 1,8%, то о наличии растворённых солей судят по плотности воды.

Проявление солеотложений в скважинах приурочено к участкам распространения попутных вод с плотностью более 1,20 - 1,22 г./см^3.

В таблице 2.9. приведены значения плотности воды отбираемых проб из скважины №114 Золотухинского месторождения.

Размещено на Allbest.ru