Файл: Анализ эффективности методов борьбы с солеотложениями при.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 180
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
49 калия [6]. Однако продукты этого реагента имеют тенденцию к подавлению реакции на поверхности осадка. Растворы гидроокиси натрия такого недостатка не имеют.
При воздействии гидроокиси натрия на отложения солей кальция реакция протекает с образованием гидроокиси кальция и сульфата либо карбоната натрия:
CaSO
4
·2H
2
O + 2NaOH = Ca(OH)
2
+ Na
2
SO
4
+ 2H
2
O;
CaСO
3
+ 2NaOH = Ca(OH)
2
+ Na
2
СO
3
Сульфат и карбонат натрия хорошо растворимы в воде, а гидроокись кальция представляет собой рыхлую массу, легко переходящую во взвешенное состояние с образованием тонкодисперсной суспензии, которая может быть извлечена потоком жидкости.
Обработку скважин раствором каустической соды рекомендуется проводить при солеотложении в стволе скважины и подземном оборудовании без задавки раствора в ПЗП. При продавливании раствора каустической соды в пласт для удаления отложений из ПЗП может произойти уменьшение проницаемости пород.
Это обусловлено тем, что перфорационные отверстия, поровые каналы и трещины частично перекрываются продуктами реакции – хлопьевидными осадками гидроокиси кальция. В таких случаях гидроокись кальция можно удалить путем обработки скважины 13–15%-ным раствором соляной кислоты:
Ca(OH)
2
+ 2HCl = CaCl
2
+ 2H
2
O.
Образующийся в результате этой реакции хлористый кальций хорошо растворим в воде [1].
В практике борьбы с отложениями неорганических солей в скважинах, ПЗП и, главным образом, на подземном оборудовании применяются хелатные соединения, действие которых основано на разрушении осадков вследствие образования устойчивых комплексов с ионами, содержащимися в растворе. На практике наибольшее распространение получили растворы этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА) и ее солей [14]. Реакция солеотложений с хелатными соединениями протекает медленнее, чем со щелочами, однако качество очистки лучше. Для увеличения скорости реакции в хелатные растворы добавляют карбонаты щелочных
50 металлов, щелочи, бикарбонат аммония, гликолят натрия, бензол, толуол и др. [18].
На отечественных месторождениях в ограниченном количестве проводились обработки скважин с использованием 10–20%-ного раствора трилона Б
(двунатриевая соль ЭДТА). Однако из-за значительной стоимости реагента и получения результатов, сопоставимых с эффективностью щелочных обработок, хелатные соединения применяются только для удаления наиболее плотных, мелкозернистых осадков кальцита, гипса и барита [1].
Следует отметить, что применение щелочи и соляной кислоты для растворения отложений в скважинах направлено на активное воздействие только на минеральную часть, в то время как осадок всегда содержит и органическую часть.
Углеводородные соединения, обволакивая кристаллы соли и заполняя пустоты между ними, затрудняют возможность контактирования ее с растворяющим реагентом, уменьшается эффективность процесса растворения осадков. При этом значительно уменьшается поверхность реагирования, а, следовательно, и эффективность процесса растворения отложений. Для увеличения растворяющей способности рабочих растворов их нагревают до температуры 70 -80 °С. Однако в ряде случаев при наличии на отложениях углеводородных соединений (смол, парафинов, асфальтенов и др.) обработка кислотами и щелочами не достигает результата даже при повышенных температурах. В таких случаях необходимо вначале удалить углеводороды из осадка до химической обработки путем промывки скважины горячей нефтью или растворителями. При этом существенно усложняется технология обработки скважины [1; 2; 10].
Для Верх-Тарского месторождения с характерным выпадением карбонатов кальция метод удаления солевых отложений с использованием химических растворов остается наиболее приемлемым. Для удаления солей рекомендуется применять 12-15% растворы ингибированной соляной кислоты (СКО) для обработки призабойной зоны пласта и наземной коммуникации, а для прямой и обратной кислотной промывки скважин кислотные составы, содержащие 3-5% соляной кислоты [19].
51
3.2 Предотвращение выпадения солей
Многолетний опыт борьбы с отложениями неорганических солей показал, что наиболее эффективны методы, основанные на предупреждении отложения солей.
При этом правильный выбор метода может быть сделан лишь на основе тщательного изучения гидрохимической и термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам с выявлением основных причин, вызывающих перенасыщение попутно добываемых вод солеобразующими ионами, поскольку выпадение и отложение неорганических солей зависят от условий, при которых нарушается химическое равновесие системы, т.е. при переходе попутных вод в состояние перенасыщения.
Перенасыщение попутно добываемых вод солеобразующими ионами может быть вызвано изменением температуры, давления, а также смешиванием растворов солей различного состава с образованием нового раствора, в котором содержание ионов слаборастворимых солей оказывается в избытке.
Формирование отложений НОС на поверхности оборудования зависит также от свойств подложки, электрокинетических и других физикохимических явлений, происходящих на поверхности раздела фаз.
В реальных технологических процессах добычи, сбора и подготовки нефти многие явления происходят одновременно, что усложняет исследование формирования отложений в целом.
Существенные затруднения в выявлении причин выпадения солей возникают из-за отсутствия систематической достоверной информации по гидрохимическим и гидрогеологическим изменениям на разрабатываемых объектах в течение длительного времени.
Общепринятой классификации способов предупреждения отложения неорганических солей нет. В настоящее время разрабатываемые и применяемые методы предупреждения отложения НОС можно разделить на две группы – безреагентные и химические [1; 10].
52
1 2 3 4 5 6 7 8 9
3.2.1 Физические методы
Способ предупреждения образования неорганических солей путем воздействия электромагнитных и акустических полей на газожидкостные смеси изучался Д.М. Агаларовым, Г.В. Кострюковым, А.Д. Голиковым, Ш.Н. Алиевым,
В.С. Дроновым и др. Известные данные о влиянии магнитного поля на кристаллизацию и отложение НОС весьма противоречивы. Теоретические исследования, выполненные А.Н. Лычевым и А.И. Черемисиным, показали, что влияние магнитного поля на параметры фазового перехода в водных растворах солей невелико.
Влияние электромагнитного поля на процессы кристаллизации связано, очевидно, с действием магнитной и электрической составляющих. Установлено, что под воздействием электромагнитного поля изменяются структуры солей и общая масса отложения, приходящегося на единицу поверхности, снижается адгезионная прочность солей с поверхностью металлического оборудования.
Эффективность применения акустических излучателей и ультразвуковых генераторов для предотвращения отложения солей изучалась многими авторами.
Установки для предупреждения отложения НОС в подземном и наземном нефтепромысловом оборудовании, основанные на использовании акустических полей, испытаны на месторождениях Северного Кавказа и Западной Сибири. Обзор этих работ показывает, что в ультразвуковом диапазоне частот акустическое поле, создаваемое излучателями, уменьшает интенсивность отложения солей на поверхности оборудования. Широкое применение акустических излучателей в промысловых условиях требует дальнейших исследований и опытно- промышленных испытаний [1].
Физические методы снижают только интенсивность солеобразования, а предотвратить зародышеобразование и образование центра кристаллизации солеотложения не способны. Магнитные, электрические, акустические методы не имеют перспективы широкого применения, они могут найти лишь узкое и ограниченное применение [2].
53
3.2.2 Технологические методы
Практика разработки и эксплуатации залежей нефти показывает, что для предупреждения отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта, на поверхности скважин и оборудовании могут использоваться методы на основе технологических процессов добычи нефти [14]. Технологические способы рекомендуется применять в комплексе с физико- химическими методами воздействия на процесс солеобразования.
Турбулизация восходящего потока
Опыт эксплуатации добывающих скважин в условиях солеобразования показал положительную роль в предотвращении солевых отложений скоростей восходящих потоков водонефтяных смесей в системе подъемного лифта и в эксплуатационных колоннах. Сокращение сроков пребывания в скважинах пересыщенных солями растворов за счет увеличения скоростей восходящих потоков жидкости ухудшает условия для кристаллизации солей, способствует сокращению зарождающихся микрокристаллов и их прилипанию к поверхности оборудования
[14].
Технологическим приемом снижения солевых отложений в эксплуатационных колоннах скважин является спуск в интервалы фильтра хвостовиков из НКТ.
Спуск в интервалы фильтра определенной конструкции хвостовиков позволяет создавать необходимые скорости восходящего потока для выноса водонефтяной смесью на поверхность мелкодисперсного солекристаллического шлама, предотвращая, таким образом, гравитационное осаждение кристаллов на забой скважин и рост солевых пробок [19].
Скважинные штуцеры и диспергаторы способны изменять структуры и скорость движения газожидкостной смеси в скважине или условия кристаллизации солей. Они эмульгируют добываемую воду в нефти, что уменьшает вероятность контакта воды со стенками насоснокомпрессорных труб и другого промыслового оборудования [1].
54
Ограничение водопритоков
Важным технологическим методом предупреждения солеотложения является своевременное проведение водоизоляционных работ в скважинах.
Водоизоляционные работы – это отключение из разработки обводненных прослоев пласта, ограничение притока вод в добывающие скважины и повышение фильтрационного сопротивления движению воды в промытых зонах продуктивного коллектора селективными водоизолирующими материалами (биополимерами, химическими вспененными композициями, гидрофобизаторами и пр.) [2].
Практика показывает, что сравнительно резкое изменение состава попутно добываемой воды и, как следствие этого, интенсивное солеотложение может происходить за счет прорыва вод из других водоносных горизонтов через нарушения целостности цементного кольца и обсадной колонны, возникающие в процессе эксплуатации скважины. При этом самое эффективное средство предотвращения отложения солей – ремонтно-изоляционные работы в скважине с ликвидацией обнаруженных нарушений [1].
Ограничением притока вод в скважины в процессе добычи нефти устраняется две большие группы причин, способствующих обводнению добывающих скважин: технические (нарушение герметичности эксплуатационных колонн и крепи скважины выше продуктивного пласта) и геолого-технологические.
Проблема обводнения и ограничения водопритоков в скважины сводится к использованию комплекса методов и средств на основе разобщения пластов при строительстве скважин, неселективного и селективного отключения из разработки обводненных пропластков послойно-неоднородного продуктивного пласта, ограничения притока вод в добывающие скважины и их движения в дренируемых промытых зонах коллектора водоизолирующими материалами [14; 19].
Подготовка воды в системе ППД
При заводнении продуктивных пластов с целью поддержания пластового давления приходится дополнительно использовать поверхностные (с водоемов) и сеноманские воды с большим содержанием ионов жесткости или анионов,
55 способных выпадать в твердые осадки солей. При этом будет существовать опасность смещения ионного равновесия при взаимодействиях с подтоварной и пластовой водами в сторону образования нерастворимых солей.
Рекомендуется не допускать перемешивание несовместимых вод, использовать их в системе нагнетания в пласт по разным схемам - раздельно. Если технологическая схема обустройства месторождения не позволяет устранять эти предпосылки негативных процессов солеотложения, то необходимо уменьшить вероятность выпадения солей методом дозирования реагента-ингибитора в потоки несовместимых жидкостей до точки кристаллизации твердых осадков [19].
Выбор оптимального значения забойного давления
В условиях высоких газовых факторов и депрессий образование карбонатов кальция начинается уже в зоне интервала перфорации, что характерно для месторождений Западной Сибири. График влияния забойного давления на интенсивность солеобразования представлен на рисунке 8 [20].
Рисунок 8 - Влияние забойного давления и высокого газового фактора на интенсивность солеобразования в скважине
56
Перспективным является метод, основанный на выборе оптимального значения забойного давления, поскольку значение равновесной концентрации солей, в частности кальцита, зависит от давления в насыщенном солями растворе.
Повышение давления на забоях добывающих скважин приводит к уменьшению их дебитов. Чтобы не допустить этого, необходимо предусматривать повышение давления нагнетания воды на линиях нагнетательных скважин или организацию очагового заводнения. В каждом конкретном случае целесообразность повышения давления нагнетания для уменьшения интенсивности солеотложения необходимо определять путем проведения техникоэкономических расчетов [1].
3.2.3 Применение защитных покрытий
Одним из безреагентных способов повышения работоспособности нефтепромыслового оборудования в условиях отложения НОС может быть применение защитных покрытий. Имеется положительный опыт применения НКТ с покрытием внутренней поверхности стеклом, эмалями и лаками. На Самотлорском месторождении испытывались ПЭЦН, центробежные колеса и направляющие, аппараты которых были покрыты пентапластом или были изготовлены из полиамидных составов с покрытиями эпоксидной смолой, фторопластом, пентапластом с графитом и алюминием. Промысловые данные показали увеличение надежности работы УЭЦН и межремонтного периода их работы. Покрытие из пентапласта не предотвращает полностью отложения солей, однако снижает интенсивность роста их образования. Поэтому оборудование с защитным покрытием следует применять в скважинах с умеренной скоростью солеотложения.
В условиях же интенсивного отложения солей одновременно с использованием защитных покрытий целесообразно применять химические реагенты.
В литературе приводятся весьма противоречивые данные о возможности применения защитных покрытий для предотвращения солеотложений. Вопрос о перспективах их использования остается открытым. Это объясняется недостаточной
57 изученностью критериев, определяющих эффективность полимеров, отсутствием единого мнения о требованиях, которым они должны удовлетворять [1].
Следует отметить, что проблема солевых отложений на металлических поверхностях нефтепромыслового оборудования тесно связана с коррозионным процессом, так как любая шероховатость и продукты коррозии являются концентраторами кристаллизации при движении пересыщенных солями растворов.
Поэтому любые антикоррозионные защитные покрытия на внутренних металлических поверхностях являются мерой по снижению солевых отложений
[14].
3.2.4 Предотвращение отложений солей реагентами – ингибиторами
Вышеперечисленные методы являются так называемыми "безреагентными" способами борьбы с отложениями минеральных солей. Они не являются универсальными, и эффективность их применения в значительной степени зависит от условий осадкообразования.
Из известных способов предотвращения отложения солей наиболее эффективным и технологичным способом предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, в том числе и при глушении скважин, является химический с использованием реагентов-ингибиторов.
В зависимости от механизма действия ингибиторы солеотложения можно условно разделить на 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.
По химической природе потенциальными ингибиторами солеотложения могут быть неионогенные полифосфаты, производные сульфокислот, органические