Борьба с солеотложениями путем периодической закачки ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта

Известно, что растворимость гипса в воде имеет максимальные значения 2,05-2,11 г/л в пределах температур 20-50 оС. При температурах выше и ниже указанных, его растворимость резко снижается. Как показывают промысловые наблюдения, в первую очередь отложения гипса появляются на электродвигателе и на рабочих колесах насосов. Это вероятнее всего объясняется тем, что при работе электродвигателя насоса наблюдается повышение его температуры.

Растворимость гипса существенно увеличивается в растворах солей, не имеющих с сульфатом кальция общих ионов. Прослеживается тесная зависимость растворимости от состава растворенной соли и общей минерализации раствора: с повышением минерализации растворимость увеличивается, достигает максимума, после чего начинает падать в следствии проявления высаливающего эффекта. Максимальная растворимость гипса в растворах поваренной соли при температуре 25 оС и концентрации NaCl 139 г/л равна 7,3 г/л, то есть в три с половиной раза превышает растворимость в дистиллированной воде при той же температуре. Однако даже незначительные добавки в раствор соли, имеющей общий ион с сульфатом кальция, резко снижает растворимость гипса. Десятипроцентное содержание хлористого кальция в растворе снижает растворимость гипса более чем в три раза по сравнению с растворимостью его в пресной воде. Зависимость растворимости гипса от давления сравнительно невелика. В растворах NaCl с минерализацией 80-200 г/л повышение давления на 10-20 МПа приводит к увеличению растворимости гипса всего на 7-10 %. При минерализации менее 80 и более 200 г/л влияние повышения давления на 20-40 МПа совершенно незначительно. Только в интервале давления 50-100 МПа растворимость сульфата кальция резко возрастает. Подводя итог изучения вопроса о причинах и условиях образования гипса при нефтедобычи можно представить следующую схему формирования состава попутно - добываемых вод с последующим выпадением из них гипсовых осадков: закачиваемые бессульфатные воды в результате взаимодействия с породой нефтевмещающего коллектора, пластовой водой, нефтью и погребенными водами обогащаются сульфат - ионами. Смешение этих вод с пластовыми водами хлоркальциевого типа приводит к образованию попутно - добываемых смешанных вод, представляющих собой насыщенные растворы сульфата кальция (гипса). К подобному же результату приводит и смешение двух пластовых вод, одна из которых содержит значительное количество иона кальция, а другая сульфат - иона. Кроме того, если закачиваемая вода заведомо обогащена сульфат - ионами, то при смешении ее с пластовой водой хлоркальциевого типа образуются также насыщенные растворы сульфата кальция. Выпадение из таких растворов гипса происходит под влиянием изменения температуры, давления, концентрации других солей, в результате действия активных органических соединений.

Нужно заметить, что выпадение гипса происходит тем интенсивнее, чем больше центров кристаллизации в растворе. При добыче нефти центрами могут быть механические частицы, выносимые из скважины потоком жидкости; пузырьки газа, выделяющиеся из нефти; шероховатые стенки труб и насосного оборудования.

2. Методы предотвращения солеобразований

Для удаления солей применяют различные способы в зависимости от характера солевых отложений, места отложения неорганических солей и их состава. Для ликвидации отложений солей в обсадной колонне применяют механический способ - разбуривание солевых пробок с последующей дополнительной перфорацией в интервале продуктивного пласта.

На промыслах России и за рубежом широко используют химические способы удаления солей. Нередко различные способы используются одновременно для обеспечения более полного удаления солей.

Отметим, что химические способы применяют для удаления гипса и карбоната кальция. Отложения сульфата бария удаляются, как правило, механическим способом. Поэтому в каждом случае, в зависимости от состава солевых отложений, необходимо выбирать соответствующие методы и реагенты, чтобы обеспечить наибольшую эффективность проводимых обработок.

Для удаления гипса наибольшее распространение получили следующие реагенты: водный раствор едкого натра (каустической соды), водные растворы соляной кислоты с добавкой хлористого натрия или хлористого аммония, водные растворы углекислого натрия (кальцинированной соды).

На скважинах НГДУ "Чекмагушнефть" наблюдалось отложение солей в призабойной зоне. Это наиболее ярко проявилось при испытании ингибиторов, в тщательно оборудованных для постоянной подачи ингибитора скважинах. Хвостовики были спущены до интервала перфорации, ингибитор подавали постоянно с помощью дозировочных насосов, работа которых находилась под постоянным наблюдением. Тем не менее через 3-4 месяца эксплуатации дебит скважин начал снижаться. Подъем оборудования и его ревизия показали полное отсутствие отложений солей на поверхности оборудования. После проведения обработок призабойной зоны продуктивность скважин была восстановлена.

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 +80оС) 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"

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: