Технологии предупреждения образования солеотложений при эксплуатации скважин

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.

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.

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.

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.

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.