МЕТОДЫ  ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ  ОТЛОЖЕНИЯ  СОЛЕЙ  В  НЕФТЯНЫХ  СКВАЖИНАХ

Шангараева  Лилия  Альбертовна

канд.  техн.  наук,  ассистент  кафедры  разработки  и  эксплуатации  нефтяных  и  газовых  месторождений  Национального  минерально-сырьевого  университета  «Горный»,  РФ,  г.  Санкт-Петербург

E-mail: 

METHODS  FOR  PREVENTING  SCALE  IN  OIL  WELLS

Liliya  Shangaraeva

candidate  of  Science,  assistant  of  development  and  exploraration  of  oil  and  gas  fields  department  of  the  National  mineral  resources  University  "Mining",  Russia  St.  Petersburg

АННОТАЦИЯ

Отложение  солей  при  разработке  и  эксплуатации  залежей  нефти  наиболее  активно  проявляется  на  поздних  стадиях  разработки,  когда  растет  обводненность  продукции  добывающих  скважин.  Сегодня  большая  часть  нефтяных  месторождений  России  находится  на  стадии  интенсивного  обводнения,  поэтому  проблема  солеотложения  является  актуальной.  Выбор  эффективного  реагента  для  обработки  скважины  должен  быть  основан  не  только  на  его  ингибирующей  способности,  но  также  должна  учитываться  его  адсорбционно-десорбционная  характеристика,  от  которой  зависит  эффективность  и  длительность  действия  ингибитора  солеотложения.

ABSTRACT

Accumulation  of  scale  when  developing  and  exploitation  of  oil  deposits  most  actively  manifests  itself  in  the  later  stages  of  development,  when  rising  water  cut  wells.  To  date,  most  of  the  oil  fields  in  Russia  is  under  intensive  irrigation,  so  the  problem  of  scale  fomation  is  relevant.  Choosing  an  effective  agent  for  the  treatment  of  wells  should  be  based  not  only  on  its  inhibitory  ability,  but  must  also  take  into  account  its  adsorption-desorption  characteristics,  which  determines  the  efficiency  and  duration  of  scale  inhibitors  .

Ключевые  слова:  солеотложения;  ингибитор;  методы  предотвращения.

Keywords:  scale;  inhibitor;  methods  for  preventing.

Солеобразование  при  разработке  и  эксплуатации  залежей  нефти  —  достаточно  сложный  и  многофакторный  процесс,  наиболее  часто  встречающееся  на  поздних  стадиях  разработки,  когда  растет  обводненность  продукции  скважины.  Одной  из  причин  увеличения  интенсивности  солеотложения  является  интенсификация  добычи,  когда  стремятся  увеличивать  депрессию  и  тем  самым  создают  благоприятные  условия  для  их  формирования  [1,  с.  27].

На  практике  почти  60  %  случаев  выхода  из  строя  центробежных  насосов  происходят  по  причине  выпадения  солей,  либо  же  засорения  механическими  примесями,  которые  в  большинстве  случаев  оказываются  в  итоге  осадками  солей,  которые  выпали  в  скважине,  не  закрепившись  на  поверхности  нефтепромыслового  оборудования,  и  потом  вместе  с  потоком  жидкости  оказались  внутри  насоса  [4,  c.  43].

Предотвращение  солеотложения  в  скважинах,  нефтепромысловом  оборудовании  и  системах  внутрипромыслового  сбора  и  подготовки  нефти  является  основным  направлением  в  борьбе  с  данным  процессом,  как  негативным  явлением.  Исходя  из  экономической  целесообразности  в  зависимости  от  условий  и  особенностей  разработки  залежей,  доступности  технических  средств  и  прочих  факторов  могут  использоваться  различные  подходы  в  борьбе  с  данным  явлением. 

Для  предотвращения  солеотложения  в  нефтепромысловом  оборудовании  применяют  технологические,  физические  и  химические  способы.  Технологические  и  физические  методы  включают  в  себя  обработку  потока  жидкости  магнитными  и  акустическими  полями,  операции  по  отключению  обводненных  интервалов,  применение  защитных  покрытий  поверхности  оборудования  и  др.

Эффективным  способом  предотвращения  солеотложения  в  нефтепромысловом  оборудовании,  в  том  числе  и  при  глушении  скважин,  является  химический  с  использованием  ингибиторов  отложения  солей.

К  ингибиторам  относятся  такие  химические  вещества,  добавление  которых  в  раствор  неорганической  соли  резко  замедляет  процесс  осадкообразования.

Наиболее  удовлетворительной  теорией,  объясняющей  механизм  ингибирования  кристаллической  фазы  из  пересыщенных  растворов,  является  теория  адсорбционного  ингибирования  за  счет  вхождения  молекул  комплексонов  в  кристаллическую  решетку  осаждающихся  солей.  Причем  адсорбции  ингибиторов  предшествует  стадия  их  комплексообразования  с  ионами  металлов  кристаллизующейся  соли.  Вследствие  этого  индукционный  период  кристаллизации  солей  возрастает  в  результате  снятия  пересыщения  соляных  растворов  солей  и  замедления  роста  кристаллов  [2,  c.  12]. 

Ингибиторы  солеотложения  не  являются  универсальными,  каждый  из  них  предотвращает  отложение  только  определенной  группы  солей.  Ориентировочные  эффективные  дозы  ингибиторов  проводятся  в  технических  условиях  их  применения.  Однако  практика  показывает,  что  эффективность  рекомендованных  дозировок  ингибиторов  солеотложения  для  условий  конкретной  скважины  должна  быть  проверена  лабораторными  исследованиями  с  учетом  минерализации  пластовых  вод  и  гидрохимической  обстановки  пласта.  В  лабораторных  условиях  также  необходимо  определить  совместимость  ингибитора  с  водой,  на  которой  планируется  готовить  раствор  ингибитора  для  обработки  призабойной  зоны  пласта.

Ингибиторы  солеотложения  различаются  по  механизму  их  действия.  Хелаты  —  вещества,  способные  адсорбироваться  на  активных  центрах  микрозародышей  солей,  предотвращая  образование  кристаллов  в  пересыщенном  растворе.  «Пороговый  эффект»  ингибиторов  заключается  в  реализации  механизма  блокирования  центров  кристаллизации,  и  высокоэффективного  диспергирования.  Действие  кристаллоразрушающих  типов  ингибиторов  основано  на  искривлении  поверхности  кристаллов. 

Большинство  ингибиторов  не  остается  активными  в  пласте  в  течение  длительного  времени.  Поэтому  эффективным  и  экономически  целесообразным  является  применение  ингибиторов  порогового  действия. 

В  качестве  ингибиторов  солеотложения  могут  выступать  органические  производные  фосфоновой  и  фосфорной  кислот,  неиногенные  полифосфаты,  низкомолекулярные  поликарбоновые  кислоты,  полимеры  и  сополимеры  кислот  и  др.  [3,  c.  212].

Для  ингибирования  солеотложения  в  процессе  нефтедобычи  применяют  в  основном  следующие  технологии: 

·     непрерывная  подача  ингибитора  солеотложения  в  межтрубное  пространство  скважин  с  использованием  дозирующих  устройств;

·     периодическое  дозирование  ингибитора  в  межтрубное  пространство  скважины; 

·     закачка  ингибитора  солеотложения  в  ПЗП  для  его  последующего  пролонгированного  выноса  в  ствол  скважины; 

·     введение  в  закачиваемую  для  ППД  воду.

Менее  эффективны  приемы  периодического  дозирования  ингибитора  в  межтрубное  пространство  скважин  и  дозированная  подача  ингибиторов  в  пласт  через  систему  ППД  вследствие  их  значительных  адсорбционных  потерь.

Наибольшее  предпочтение  отдается  технологии  задавливания  ингибитора  в  ПЗП  при  проведении  КРС,  так  как  ингибитор  солеотложения  выносится  из  ПЗП  значительное  время  и  работает  как  в  самой  ПЗП,  так  и  во  внутрискважинном  оборудовании,  в  НКТ,  а  также  в  системе  сбора,  транспорта  и  подготовки  нефти.  Все  зависит  от  качества  ингибиторов  солеотложения. 

Одними  из  основных  требований,  которые  должны  предъявляться  к  ингибиторам  солеотложения,  являются  его  адсорбционно-десорбционные  свойства.  Известно,  что  нефтегазоносные  породы  обладают  различной  смачиваемостью  и  разной  сорбционной  способностью.  Например,  основная  добыча  нефти  на  Ромашкинском  месторождении  осуществляется  из  девонских  залежей,  связанных  с  терригенными  коллекторами,  представленными  песчаниками,  в  состав  которых  входят  карбонатные  минералы.  Исходя  из  этого,  для  улучшения  адсорбционно-десорбционных  характеристик  ингибитора  солеотложения  необходимо  использовать  реагенты,  снижающие  межфазное  натяжение  на  границе  «нефть-ингибирующий  раствор»  и  позволяющие  увеличить  поверхность  контакта  как  с  силикатными  и  алюмосиликатными  минералами,  так  и  карбонатной  составляющей  в  составе  цемента.

Таким  образом,  выбор  эффективного  реагента  для  обработки  скважины  должен  быть  основан  не  только  на  его  ингибирующей  способности,  но  также  должна  учитываться  его  адсорбционно-десорбционная  характеристика,  от  которой  зависит  эффективность  и  длительность  действия  ингибитора  солеотложения.

Список  литературы:

1.Ахметшина  И.3.  О  механизме  образования  солеотложений  /  И.3.  Ахметшина  Р.Х.  Бочко,  Л.Х.  Ибрагимов  //  Нефтепромысловое  дело.  —  1981.  —  №  1.  —  С.  26—28.

2.Камалетдинов  Р.С.  Обзор  существующих  методов  предупреждения  и  борьбы  с  солеотложением  в  погружном  оборудовании  /  Р.С.  Камалетдинов  //  Инженерная  практика:  пилотный  выпуск.  Декабрь,  2009.  —  С.  12—15.

3.Кащавцев  В.Е.  Солеобразование  при  добыче  нефти  /  В.Е.  Кащавцев,  И.Т.  Мищенко.  М.:  2004.  —  432  с.

4.Кащавцев  В.Е.  Роль  пластовых  вод  в  процессе  осадкообразования  солей  при  добыче  нефти  /  В.Е.  Кащавцев  //  Нефть,  газ  и  бизнес.  —  2004.  —  №  1.  —  С.  42—45.