Борьба с солеотложениями путем периодической закачки ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта (стр. 3 из 6)

Бывают случаи солепроявления за счет неправильного прорыва вод различного состава к забою скважины.

Таким образом, даже при должной организации работ по предупреждению отложений солей не исключается необходимость в периодическом проведении работ по удалению отложения неорганических солей.

Эффективность действия каждого реагента оценивают по скорости растворения образцов, причем исследования проводят при различных температурах (от –7 до +80^оС) и различной концентрации исходного раствора реагента (от 5 до 35 массовых долей % ).

Из всех испытанных реагентов для удаления гипса наиболее эффективен и технологичен 20 – 25 %-ый раствор едкого натра. Солянокислотная обработка эффективна только тогда, когда в составе отложений в большем количестве присутствуют карбонаты. Для повышения эффективности обработок рекомендуется применение стимуляторов растворения осадков.

2.1 Выбор наиболее эффективного способа удаления солевых осадков

Образование отложений неорганических солей на глубиннонасосном оборудовании скважин в НГДУ " Чекмагушнефть" впервые было обнаружено в 1965 году скв.94 Манчаровского месторождении. В дальнейшем с каждым годом наблюдается рост числа скважин и месторождений, добыча нефти на которых была осложнена отложениями неорганических солей.

Первоначальным основным методом ликвидации отложений были механические очистки ствола скважин и замена из строя насосов и забитых солями НКТ на новые. Позже стали применяться щелочные, солянокислотные обработки скважин и ТГХВ ( впервые в 1976 г.).

С 1976 года на промыслах начато внедрение импортных и высоко эффективных отечественных ингибиторов отложения солей.

На Таймурзинском месторождении было внедрено метод непрерывной подачи раствора ингибитора дозировочными насосами в затрубное пространство скважин.

С 1977 года на промыслах были внедрены методы периодической продавки водного раствора ингибитора солеотложения в ПЗП.

Также в НГДУ "Чекмагушнефть" начаты с 1978 года работы по внедрению способа продавки ингибитора солеотложения в ПЗП в составе двухфазной пены.

Большое разнообразие причин, могущих привести к отложению неорганических солей в условиях конкретных месторождений, привело к созданию большого числа самых разнообразных методов удаления и предотвращения. Причины, условия и интенсивность отложения солей различны для различных месторождений. Соответственно различаются и методы борьбы. Отсутствие четкого представления о природе и механизме образования твердых осадков в эксплуатационных скважинах затрудняет выбор эффективных методов борьбы с этим явлением. Только комплексный подход к решению проблемы и умное применение средств борьбы с солеотложением в каждом конкретном случае позволит предотвратить осложнения вызванные этим явлением.

При эксплуатации ряда площадей НГДУ " Чекмагушнефть " наблюдается снижение продуктивности нефтяных скважин из-за отложения в них неорганических солей. Особенно увеличивается количество скважин, осложненных этими отложениями на поздней стадии разработки с увеличением обводненности добываемой жидкости.

Как показывают ранее проведенные исследования, эти соли в основном отлагаются на глубинном оборудовании и эксплуатационной колонне в виде кристаллов игольчатой формы, ориентированных к оси труб. Представлены они преимущественно гипсом и сульфидом железа.

На 01.03.2002 г. количество осложненных отложений неорганических солей, составляет по НГДУ " Чекмагушнефть " порядка 250 скважин, т.е. более 15 % от общего фонда действующих нефтяных скважин. Отметим, что в данный фонд входят скважины, где когда - то наблюдались отложения гипса в той или иной мере, а также скважины, склонные к отложению солей по результатам анализа изменения солевого состава попутно- добываемой воды и расчетным показателям степени перенасыщенности их сульфатами кальция и находящиеся на сегодняшний день в консервации из-за нерентабельности.

В таблице 2.1 представлено распределение фонда гипсующихся скважин по нефтепромыслам НГДУ " Чекмагушнефть ".

Таблица 2.1 Распределение фонда гипсующихся скважин по нефтепромыслам НГДУ "Чекмагушнефть"

Нефтепромысел	Количество гипсующихся скважин
	Всего	Фонт.	ЭЦН	ШГН	Консер.
ЦДНГ - 1	59		40	5	14
ЦДНГ - 2	98	3	41	38	16
ЦДНГ - 3	80	1	43	17	19
ЦДНГ - 4	13		11	2
Всего по НГДУ	250	4	135	62	49

Как видно из таблицы, 2.1 основной фонд скважин находится на нефтепромыслах 1, 2, 3 соответственно 59, 80 и 98 скважин.

Отметим, что на Таймурзинской, Манчаровской площадях отложения преимущественно представлены гипсом, а на Юсуповской площади - сульфидом железа. Эксплуатируются эти скважины в основном электро - центробежными насосами с обводненностью более 60 %. Доля таких скважин составляет порядка 54 % от всего фонда гипсующихся скважин.

Проблема борьбы с отложениями неорганических солей в добывающих скважинах в НГДУ " Чекмагушнефть " практически решена за счет применения различных ингибиторов солеотложения как в отдельности, так и в комплексе с другими методами воздействия на призабойную зону скважин и глубинно- насосного оборудования.

Методы удаления отложений солей из скважин подразделяются на механические и химические. Сущность механических методов удаления отложения заключается в проведении очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок или путем переработки колонны расширителя, скребками с последующим шаблонированием. Механические очистки -дорогостоящие мероприятия, поэтому в настоящее время наибольшее распространение получили химические методы удаления.

Сущность химических методов удаления отложений солей заключается в проведении обработок скважин реагентами, эффективно растворяющими неорганические соли. Для удаления карбонатных солей успешно применяются простые соляно-кислотные отработки. Для удаления сульфатных солей существуют два основных принципа разрушения сульфатов: конверсия осадка с последующим растворением преобразованного осадка соляной кислотой или растворение кислотами и хелатными соединениями.

В НГДУ " Чекмагушнефть" для удаления отложений с НКТ и штанг применяется циркуляция раствора каустической соды скважинным насосом без подъема глубиннонасосного оборудования. Технология обработки заключается в подготовке обвязки устья скважины, позволяющей осуществить прямую и обратную промывку с обеспечением циркуляции жидкости по замкнутому циклу: емкость - насосный агрегат - скважина - емкость. Приготовленное расчетное количество 20-25 % раствора каустической соды закачивается в скважину. Прокачка раствора ведется при небольших скоростях. В процессе обработки скважины целесообразно производить допуск труб, периодически контролировать концентрацию реагентов. Обработка скважины завершается промывкой водой.

При продавке раствора каустической соды в пласт для удаления отложения гипса из призабойной зоны пласта может произойти уменьшение проницаемости. Это обусловлено тем, что перфорационные отверстия, поровые каналы и трещины частично перекрываются продуктами реакции каустической соды с гипсом - хлопьевидными осадками гидроокиси кальция. В таких случаях гидроокись кальция удаляется путем обработки скважины 13-15 % раствором соляной кислоты:

Ca (OH )₂ + 2 HCl = CaCl + 2 H₂O

Образующийся в результате этой реакции хлористый кальций хорошо растворим в воде.

Также применяют для ликвидации осадков гипса из призабойной зоны пласта термогазохимическое воздействие (ТГХВ). Сущность этого метода заключается в том, что в интервал перфорации спускают аккумулятор давления скважинный (АДС), содержащий медленно горящий порох, при сгорании которого на забое создается большое давление и развивается высокая температура. В продуктах сгорания содержится углекислый газ и соляная кислота. Все эти факторы влияют на быстрое разрушение и растворение гипсоуглеводородных отложений любой плотности в призабойной зоне скважины.

3. Метод периодической продавки ингибитора солеотложений в ПЗП

Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Для предупреждения образования отложений неорганических солей в скважинах применяются химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования. В промысловой практике борьбы с отложением солей наиболее широкое распространение получил метод периодической обработки ПЗП водным раствором ингибитора отложения солей. Сущность обработки заключается в периодической закачке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора жидкости из скважины. Вынос ингибитора добываемой жидкостью после продавки и пуска скважины в эксплуатацию до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования солей предопределяет период последствия и срок защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей и время между продавками ингибитора. Поэтому, чем продолжительнее вынос реагента (в достаточных для ингибирования количествах), тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солей. Продолжительность выноса ингибитора в значительной мере зависит от величины адсорбции ингибитора солеотложений на поверхности породы пласта. При этом, чем больше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнее предотвращения образования отложений солей.