Файл: Анализ эффективности методов борьбы с солеотложениями при.pdf

40 карбонатного равновесия, пластовые воды, содержащие кальций и магний, обычно выделяют осадки карбоната кальция.
Исключения из этого правила могут быть при смешении вод, одна из которых находится в равновесном состоянии по отношению к ионам Са
2
+, Mg
2
+ и СО
3 2- , а другая обогащена магнием. В этом случае карбонат магния может выпадать в осадок раньше карбоната кальция.
При температуре выше 82 °С карбонат магния разлагается с образованием гидратоокиси магния по уравнению:
MgCO
3
+ H
2
O = Mg(OH)
2
↓ + CO
2
Если из попутных вод выпадают и сульфатные, и карбонатные соли, то обычно наблюдается четкая локализация осадков: в НКТ, особенно в нижней половине скважины, преобладают сульфаты кальция и бария, а в наземных сооружениях отлагаются углекислые соли кальция и отчасти магния [13].

41 скважинах, где попутная вода представлена пластовыми рассолами в приконтурных скважинах. Основная причина выпадения хлористого натрия из попутной воды нефтяных месторождений - это снижение температуры и давления, приводящее к их перенасыщению, солью [13].
2.3 Промысловые методы определения зон образования неорганических
солей
Для выбора технологически целесообразных и экономически выгодных способов предупреждения НОС необходимо знать состав образующихся солей и наиболее вероятные зоны их отложений. Это прежде всего относится к выбору химических методов и составов ингибиторов солеобразования. Для эффективного предупреждения кристаллизации солей и их удаления с поверхности оборудования ингибитор должен быть доставлен до начала интервала отложений. В частности, для предупреждения отложения гипса химические реагенты должны вводиться до интервала выпадения осадка. Знание расположения зон образования НОС крайне необходимо и для принятия оптимальных технологических решений по ослаблению интенсивности образования солевых отложений.
Обнаружение места отложений НОС в промысловых условиях часто представляет непростую задачу. Решить ее можно при условии систематического изучения фильтрационных характеристик пласта, призабойной зоны скважин, контроля работы глубинно-насосного оборудования, систематического отбора проб и определения химического состава попутных вод, изменения дебита скважин и обводненности добываемой жидкости [1].
Основное содержание промысловых исследований сводится к следующему:
1. Выбор скважин для исследования истории их эксплуатации и ремонтов.
2.
Регулярное проведение гидродинамических исследований на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.

42 3. Изучение профилей притока, термограмм, распределения плотности жидкости в межтрубном пространстве при тех же режимах работы скважины, что и при исследованиях, изложенных в п. 2.
4. Систематическое изучение физико-химических свойств нефти и воды, оценка насыщенности попутных вод гипсом.
5. Отбор образцов металла эксплуатационной колонны, цементного камня за колонной и породы продуктивного пласта боковым сверлящим керноотборником.
6. Периодические исследования состояния эксплуатационной колонны акустическим цементомером и каверномером.
7. Тщательный осмотр поднимаемых из скважины штанг, насосного оборудования НКТ на предмет обнаружения образования НОС и 48 определения толщины отложений.
8. Анализ динамики показателей работы окружающих скважин.
Для комплексных исследований необходимо выбирать скважину или группу скважин, в которых отложение НОС только обнаружено или ожидается по прогнозам в скором времени. По выбранным для анализа скважинам необходимо собрать и проанализировать материалы промысловых исследований и обобщить все сведения, полученные при проведении подземных и капитальных ремонтов, выполненных до начала комплексных исследований.
Отложение НОС в удаленных от скважины зонах продуктивного пласта с достаточной достоверностью можно оценить по результатам гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации, проведенных через значительные промежутки времени. По результатам обработки кривых восстановления давления можно определить фильтрационные характеристики всей области дренажа, т.е. удаленных зон пласта. Сопоставляя их за ряд лет (рисунок 6) и учитывая динамику дебита скважины между исследованиями путем снятия КВД, можно установить выпадение солей в пласте. Постоянство основных фильтрационных характеристик удаленной зоны пласта (гидропроводности, проницаемости) или их улучшение в связи с замещением нефти менее вязкой

43 вытесняющей водой будет свидетельствовать о том, что НОС в удаленных зонах продуктивного пласта не отлагается. Ухудшение физических свойств удаленной зоны пласта будет свидетельствовать о возможном отложении НОС. Более точное решение будет получено путем совместной интерпретации всего комплекса информации, получаемой в результате наблюдений за работой выбранных скважин
[1].
Рисунок 6 - Пример характерных изменений КВД по данным исследования солеобразующей скважины на неустановившихся режимах фильтрации: 1 – КВД, построенная после первого исследования; 2 – КВД, построенная через значительный промежуток времени после первого исследования
При анализе промысловых наблюдений следует учесть, что образование НОС в заводненных объемах пласта может привести к уменьшению добычи воды из высокообводненных скважин. Это объясняется увеличением фильтрационных сопротивлений, промытых водой пропластков, характеризующихся относительно высокой проницаемостью [15].
Отложение неорганических солей в призабойной зоне пласта четко обнаруживается при сравнении результатов исследований скважины на установившихся режимах, выполненных через достаточно большие промежутки времени.

44
Образование и отложение НОС в призабойной зоне пласта приводят к уменьшению коэффициента продуктивности скважины из-за снижения коэффициента проницаемости пород, эффективной толщины пласта, а также по причине закупоривания перфорационных отверстий отложениями солей.

45
3 СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С СОЛЕОТЛОЖЕНИЕМ
В отечественной и зарубежной практике известны различные методы борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти. В общем случае все они подразделяются на методы борьбы с уже выпавшими осадками, то есть удаление уже сформировавшихся солеотложений, и методы, предотвращающие или замедляющие процессы отложения неорганических солей [1; 2; 16; 17]. Общая характеристика методов борьбы солеотложениями представлена в Приложении В, а на рисунке 7 – их классификация. [1; 2].
Рисунок 7 - Общая классификация методов борьбы с солеотложением
Предотвращение выпадений солей в скважинах, в нефтепромысловом оборудовании и устройствах, коммуникациях внутрипромыслового сбора, подготовки промысловой жидкости и систем ППД является одним из направлений технологической деятельности нефтедобывающего предприятия.
На некоторых скважинах предотвратить солеобразование в призабойной зоне пласта и погруженном оборудовании возможно за счет изменения забойного давления (динамического уровня в скважине), глубины подвески и эксплутационной характеристики насоса. Исходя из экономической целесообразности в зависимости от условий и особенностей разработки залежей, наличия сырьевой базы, доступности технических средств и прочих факторов используются различные

46 подходы в борьбе с данным негативным явлением. В нефтепромысловой практике приоритетное распространение для предотвращения отложений солей получили ингибиторные способы защиты скважин и оборудования [2].
3.1 Удаление отложений солей
Удаление солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования, является серьезной проблемой и остается одной из наиболее трудоемких и малоэффективных работ. Эффективность действия удалителей и их выбор зависят от конкретных условий каждого месторождения, в частности от состава отложений неорганических солей.
Методы удаления солевого слоя должны быть быстрыми, не деструктивными по отношению к скважине, трубам и продуктивному пласту, а также эффективными в плане предотвращения повторного осаждения [2]. В настоящее время нет еще универсальных методов, которые могли бы обеспечить удаление или полное предупреждение отложений неорганических солей любого состава. Поэтому в каждом конкретном случае, в зависимости от состава солевых отложений, необходимо выбирать соответствующие методы и реагенты для их удаления с тем, чтобы обеспечить наибольшую эффективность проводимых обработок.
Удаление солеотложений требует больших затрат времени и средств, однако актуальность совершенствования методов удаления отложений солей, несмотря на эффективность применения ингибиторов, по-прежнему сохраняется, поскольку существующие методы предотвращения выпадения НОС в ряде случаев не всегда эффективны.
Методы удаления отложений солей из скважин можно подразделить на механические и химические [1; 10].

47
3.1.1 Механические методы
Сущность механических методов удаления отложений заключается в проведении очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок или путем проработки колонны расширителями, скребками с последующим шаблонированием. Положительный эффект достигается в том случае, если интервал перфорации не перекрыт солевыми осадками. Если фильтрационные каналы перекрыты отложениями солей, то необходимо проводить повторную перфорацию колонны. Механические очистки являются дорогостоящими мероприятиями, поэтому в настоящее время наибольшее распространение получили химические методы удаления отложений [1; 10].
3.1.2 Химические методы
Сущность химических методов удаления отложений солей заключается в проведении обработок скважин реагентами, эффективно растворяющими неорганические соли. Удаление солевых отложений химическим путем зачастую является первым, самым дешевым методом, особенно в случае, когда применение механических методов затруднено, а также нерентабельно и менее эффективно.
Наилучшие успехи достигаются при целенаправленном воздействии на солевые осадки, предварительно изучив их тип, количество, физико-химический состав и минералогическую структуру этих отложений.
Наиболее доступными растворителями солей карбонатов и сульфатов являются 20% раствор гидроокиси натрия (каустическая сода), 10-15% раствор соляной кислоты и 10% раствор трилона Б [2].
Основными методами удаления сульфатных отложений признаны конверсия осадка с последующим растворением продуктов реакции кислотой и воздействие хелатными соединениями.
Лучшими конверсионными агентами признаны растворы гидроокисей и карбонатные растворы.
Выбор реагентов для удаления гипсовых отложений зависит от их структуры.

48
Рыхлые отложения гипса путем закачки в скважину 10–15%-ных растворов карбоната и бикарбоната натрия и калия преобразуются (конверсируются) в карбонат кальция, который потом удаляется соляной кислотой:
CaSO
4
·2H
2
O + Na
2
CO
3
= CaCO
3
+ Na
2
SO
4
+ 2H
2
O;
CaCO
3
+ 2HCl = CaCl
2
+ H
2
O + CO
2
Для промысловых обработок скважин для удаления вторичного осадка карбоната кальция применяется 10–13%-ный раствор соляной кислоты [1].
Для удаления солей кальция широко используют 15%-ный раствор соляной кислоты. В результате химической реакции образуется хорошо растворимый в воде хлористый кальций:
CaSO
4
·2H
2
O + 2HCl = CaCl
2
+ H
2
SO
4
+ 2H
2
O;
CaСO
3
+ 2HCl = CaCl
2
+ СO
2
+ H
2
O.
Добавление 3–4%-ного раствора хлористого аммония или 5–10%-ного хлористого натрия приводит к ускорению реакции. Наиболее эффективно действует реагент при температуре 70–80 °С.
Солянокислотные обработки чаще всего выбирают для удаления отложений карбоната кальция, однако быстрая кислотная реакция имеет отрицательные последствия. Истощенный кислотный раствор, содержащий растворенные компоненты солевого отложения, является отличным инициатором для повторного их выделения по пути транспортирования.
Промысловые испытания показали, что многие скважины можно успешно обрабатывать растворами кальцинированной или каустической соды, если проводить обработки сразу же после появления отложений солей. Объясняется это тем, что слой осадка вначале хорошо проницаем, имеет небольшую толщину и легко разрушается [2].
Исследования, проведенные С.Ф. Люшиным с соавторами, В.Е. Кащавцевым,
Л.Т. Дытюком и другими, показали, что в общем случае гидроокись натрия
(каустическая сода) наиболее действенна при 20%-ной, а гидроокись калия – при
30%-ной концентрации ее в растворе. Хорошим растворителем является гидроокись