И ликвидации отложения солей

НА СТЕНКАХ ТРУБ

 

В общем случае все способы борьбы с образо­ванием ОМС на нефтяных месторождениях можно подразде­лить на методы, предотвращающие ОМС, и методы борьбы с уже выпавшим осадком

Исследования, проведенные в институте «Гипровостокнефть», показали положительное влияние увеличения скорос­тей восходящих потоков в скважинах на предотвращение от­ложения и накопления в них гипсовых пробок. Увеличение скоростей потоков создает неблагоприятные условия для осе­дания и закрепления на оборудовании скважин кристаллов гипса, образующихся в растворах, поступающих из пласта, сокращает сроки пребывания в скважинах растворов, перена­сыщенных по отношению к гипсу. Для борьбы с выпадением гипса в нефтесборных коллекторах рекомендуется установка у устья специальных гипсосборников.

Отложения хлорида натрия относятся к водорастворимому типу солеотложений, поэтому основным методом предупреж­дения их образования и ликвидации в скважинах является об­работка скважин водой или водными растворами поверхност­но-активных веществ (ПАВ).

Количество воды, которое необходимо закачивать ежесу­точно в скважины с целью предупреждения отложений солей, рассчитывается по данным технического режима на каждый квартал:

где р_газа — дебит газа, нм³/сут.;

Q_газа — количество воды, необходимое для покрытия дефици­та влаги в газе на забое, л/сут.;

Q₂ — количество воды, необходимое для предупреждения упаривания пластовой воды, л/сут.;

(W_з – W_у) — коэффициент, зависящий от термобарических условий на забое и в устье скважин;

q_ж — дебит воды, г/нм³;

с — минерализация выносимой воды, г/л.

Данный способ может быть осуществлен только на беспакерных скважинах, оборудованных ингибиторопроводами или приустьевыми дозаторами реагентов. Он является наиболее эф­фективным для высокодебитных скважин, которые самопроиз­вольно выносят поступающую в скважину жидкость на поверх­ность. Для низкодебитных скважин этот метод является нера­циональным. На низкодебитных скважинах (при текущих усло­виях разработки месторождения с дебитами 10—40 тыс. м³/сут.) предотвращение отложений солей может быть достигнуто пу­тем закачки в скважину водных растворов ПАВ, что обеспечит покрытие дефицита влаги в газе и предотвратит скопление жид­кости на забое.

Более универсальным методом ликвидации солеотложений является периодическая промывка скважин. Удаление соли путем промывки скважин может быть осуществлено как с ис­пользованием пакеров, так и без них. Эффективность промы­вок увеличивается при добавлении в закачиваемую воду ПАВ в количестве 2—5 г/л. Это обеспечивает образование в стволе скважины пены, и промывка фактически ведется не водой, а пеной.

Промывка пеной, по сравнению с промывкой водой, обла­дает существенными преимуществами. Во-первых, ускоряется процесс промывки. Во-вторых, пена препятствует проникно­вению воды по трещинам отложений к поверхности газопро­мыслового оборудования, неравномерности разложения осад­ка, возможности его обрушения на забой скважины и заку­порки обрушившимся осадком скважины. В-третьих, пена обес­печивает более полную очистку скважины от закачиваемых растворов и остатков солеотложений.

Для добавки в промывочные растворы рекомендуются та­кие ПАВ, как «Сольпен-20», третичная окись амина, сульфо-токсилаты. Промывка скважин при этом проводится до полно­го растворения соли, что контролируется шаблонированием скважины или отсутствием в выносимой из скважины промы­вочной жидкости солей.

Профилактические промывки таких скважин позволяют своевременно выявить и предотвратить процесс отложения солей.

Промывки с целью удаления солей возможны в том случае, если есть проходной канал в трубах для прокачки воды или химических реагентов. Если же такого канала нет, то един­ственным способом остается механическое удаление путем фрезерования или разбуривания солей пробки в стволе сква­жины.

Разработаны технологические схемы воздействия на призабойную зону пласта, способствующие восстановлению со­общения ствола скважины с пластом и задержанию про­цесса солеотложений. Так, разработана технология комп­лексного воздействия на ПЗП методом ТГХВ в сочетании с ингибитором солеотложений. На первом этапе восстанав­ливается продуктивность скважин, сниженная солеотложениями, после чего в пласт закачивается ингибитор солеот­ложений, значительно замедляющий процесс новых солеобразований.

Отложения солей в системе подготовки нефти в объедине­нии «Краснодарнефтегаз» носят локальный характер. Наиболее типичны солеотложения в трубопроводах, резервуарах и теплообменниках нефтесборных пунктов (НСП). На нефтесборных пунктах месторождений Широкая Балка, Бугундырь, Анастасиево-Троицкое, Украинское соли представлены карбона­тами магния и кальция (64-89,4%) и сопутствующими им смо­лами (9,9-23,6%), механическими примесями (10,2-11,8%) и продуктами коррозии (3,2-5,2%).

Отложения солей, как следует из анализа собранного ма­териала о составе пластовых вод и попутного газа, связаны с нарушением углекислотного равновесия. В большей степени они проявляются на Бугундырском НСП. Скорость формиро­вания ОМС изменяется в широких пределах от 0,2-0,6 до 3,8-4,1 мм/год. Фактически наблюдаемые значения также имеют значительный разброс и на отдельных объектах, на­пример, на линиях сброса пластовых вод из технологического резервуара Бугундырского НСП они достигают 10-15 мм/год. Самым распространенным осложнением, обусловленным от­ложением солей, является закупорка трубок теплообменни­ков, необходимость в очистке которых возникает каждые 1-1,5 мес.

За пределами НСП скорость отложения солей в трубопро­водах, используемых для подачи пластовой воды на утилиза­цию или поддержание пластового давления, зависит не только от их состава, но и от принятой системы водоподготовки. При предварительном сбросе воды в открытые водоемы она, как правило, оказывается незначительной и, например, в системе ППД Троицкого месторождения не превышает долей милли­метра в год. Сформировавшиеся при этом отложения облада­ют высокой однородностью, сплошностью и обеспечивают на­дежную противокоррозионную защиту внутренней поверхно­сти трубопровода. В условно закрытой системе сбора и утили­зации она существенно выше.