1

1.Физико-химические процессы, влияющие на вынос механических примесей

Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от

комплексного

подхода

к

решению

данной

проблемы.

Необходимо

знание

физико-

химических процессов и причин, вызывающих образование и отложение солей в

различных условиях залегания нефти и разработки нефтеносных пластов, умение

заранее прогнозировать, надежно 28 контролировать и своевременно предотвращать

возможное появление солевых осадков в процессе эксплуатации скважин. Особое

внимание должно уделяться правильному выбору методов борьбы с отложением солей,

позволяющих добиться наибольшей их эффективности в конкретных промысловых

условиях с учетом экономической целесообразности.

Под

механизмом

образования

солеотложений

следует

понимать

комплекс

процессов, приводящих к накоплению твердой фазы на поверхности оборудования для

добычи нефти. При этом наибольший интерес представляет исследование способов

закрепления

солевых

частиц

на

поверхности

оборудования.

Лабораторными

исследованиями

и

изучением

структуры

осадков

показано,

что

образование

солеотложений есть следствие кристаллизации солей из перенасыщенных по разным

причинам

попутно

добываемых

нефтяных

вод.

Действительно,

все

осадки

в

нефтепромысловом оборудовании, независимо от содержания и состава основного

компонента

(кальцит,

гипс,

барит,

целестин),

имеют

четко

выраженную

кристаллическую структуру. Солеотложение происходит при перенасыщении попутно

добываемых

вод

в

сложных

гидро-термодинамических

условиях

с

присутствием

нефтяных

компонентов,

газовой

фазы

и

механических

примесей,

оказывающих

влияние

на

интенсивность

накопления

солей,

характер

и

свойства

осадков.

Современная теория кристаллизации из водно-солевых растворов основана на том, что

фазовые превращения в них начинаются в определенных местах (участках) и от них

распространяются. Кристаллизация может быть вызвана загрязнениями водно-солевой

системы,

в

частности

различного

рода

механическими

примесями.

Значительное

влияние

на

рост

кристаллов

оказывает

степень

перенасыщения,

природа

кристаллизующегося вещества, состояние растущей поверхности, интенсивность и

2

характер перемешивания раствора, наличие различных примесей. Значительная часть

образцов

солеотложений

содержит

как

кристаллически

связанные,

так

и

адсорбированные органические соединения, которые гидрофобизируют поверхности

солевых

частиц

и

придают

осадку

желтовато-коричневый

цвет.

Исследование

органических веществ из солеотложений показало, что они состоят в основном из

ароматических

непредельных

углеводородов,

сернистых

соединений,

асфальтенов,

парафинов и смол. [2] Специальные опыты с кристаллизацией сульфата кальция из

перенасыщенного

водного

раствора

показали,

что

добавки

органических

веществ,

выделенных из осадков, изменяют индукционный период кристаллизации. Наиболее

существенное

влияние

на

кристаллизацию

солей

из

перенасыщенных

растворов

оказывают

асфальтены

и

смолы.

Такое

действие

этих

коллоидных

соединений

объясняется их способностью адсорбировать на своей поверхности ионы солей и

превращаться в центры кристаллизации. Согласно исследованиям Л.Х. Ибрагимова,

прочность

осадка

солеотложений

после

удаления

из

их

состава

органических

соединений уменьшается в среднем на 20–40%. Существенное влияние на механизм

солеотложений

оказывает

также

режим

движения

газожидкостной

смеси,

фазовые

превращения компонентов смеси и их распределение по сечению труб. Выделяющиеся

из жидкости при давлении ниже давления насыщения пузырьки газа появляются в

первую

очередь

не

в

объеме

жидкости,

а

на

стенках

оборудования,

что

ведет

к

образованию многочисленных границ раздела фаз твердое тело – газ – жидкость и

способствует зарождению и росту кристаллов солей. Солевые 30 отложения служат

адсорбентами

для

нефтяных

компонентов,

что

приводит

к

прилипанию

к

ним

пузырьков

газа,

и

это

заметно

увеличивает

объем

осадков.

Повышение

степени

турбулизации потока также заметно увеличивает скорость адсорбции на поверхностях

оборудования и частицах осадка аполярных и гетерополярных соединений нефти,

которые способствуют не только закреплению пузырьков газа на поверхностях, но и

прилипанию

частиц

друг

к

другу

и

к

стенкам

оборудования.

В

конкретных

промысловых условиях влияние скоростей потоков, изменение степени турбулизации

их на процесс осадконакопления проявляются весьма различно. Увеличение скорости

движения потока, его усиленное перемешивание, также способствуют образованию

3

твердой фазы за счет активизации массообменных процессов. Однако большинство

кристаллов

при

гетерогенной

кристаллизации

зарождается

и

остается

на

стенках

подземного оборудования, увеличивая объем солеотложений в скважинах. Состояние

поверхности

труб

тоже

играет

важную

роль

в

процессе

солеотложения.

На

шероховатой поверхности образуется большее количество частиц твердой фазы, чем на

гладкой.

Это

объясняется

повышенной

каталитической

активностью

выступов

и

углублений. Кроме того, часть мелких частиц может срываться потоком жидкости с

отшлифованной

поверхности.

Однако

обработка

поверхности

труб

не

позволяет

предотвращать

солеотложения.

Быстро

протекающий

процесс

коррозии

разрушает

гладкую поверхность, а сами продукты коррозии служат дополнительными центрами

кристаллизации. [4]

Солеотложение можно снизить, применяя защитные покрытия

рабочих поверхностей оборудования материалами, плохо смачиваемыми и водой, и

нефтью,

с

низкими

значениями

критических

натяжений

смачивания,

например,

фторопластом.

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

зависит

от

условий,

при

которых

нарушается

химическое

равновесие

системы,

т.е.

при

переходе

водных

растворов

солей

в

состояние

перенасыщения.

Перенасыщение

системы

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

твердых

отложений

на

поверхности

оборудования зависит также от свойств подложки, электрокинетических и других

физико-химических явлений, происходящих на поверхности раздела фаз. В реальных

условиях многие явления проявляются одновременно, что усложняет исследование

процесса формирования отложений в целом. Существенные затруднения в выявлении

4

причин

выпадения

солей

исследователи

испытывают

также

из-за

отсутствия

систематической информации по гидрохимическим и гидрогеологическим изменениям

по

конкретным

месторождениям,

находящимся

в

разработке

в

течение

уже

длительного

времени.

[1]

Особую

важность

имеет

вопрос

выбора

источников

водоснабжения и способов подготовки воды, используемой для заводнения с учетом

особенностей взаимодействия закачиваемой воды с породами продуктивного пласта.

Общепринятой классификации способов предупреждения отложения неорганических

солей нет. В настоящее время находятся в стадии испытания и внедрения следующие

способы борьбы с отложениями солей:

– технологические;

– химические;

– физические

– комбинированные.

5

2. Лабораторные и экспериментальные данные по исследованию

эффективности технологии

Известно, что пластовые воды месторождений НГДУ «Нижнесортымскнефть»

крайне разнообразны по своему ионному составу и минерализации. Так, воды

относятся к гидрокарбонатному либо хлоркальциевому типу с минерализацией

6,4-47,8

г/л.

Попутно

добываемые

воды

пластов

месторождений

НГДУ

«Нижнесортымскнефть»относятся к хлоркальциевому типу. Их минерализация

изменяется от 35,4 до 139,1 г/л. Реже встречается гидрокарбонатно-натриевый тип

вод. Их минерализация изменяется от 4,4 до 22,5 г/л. Исследование ингибиторов

солеотложения проводилось с учетом возможности выпадения, как карбоната

кальция,

так

и

сульфата

бария,

а

также

предрасположенности

пластовых

и

попутно добываемых вод месторождений нефти Западной Сибири к выпадению

кальцита.

Как

показывают

результаты

исследования,

эффективность

ингибирования солеотложения одними и теми же реагентами может существенно

различаться в зависимости от индекса насыщения пластовой воды карбонатом

кальция. В этой связи для повышения эффективности ингибирования необходим

подбор

свойств

и

дозировок

ингибитора

для

каждого

осложненного

солеотложением месторождения.

В

условиях

Западной

Сибири

применяемые

ингибиторы

солеотложения

должны

обладать как низкотемпературными параметрами (не замерзать при температуре

ниже

минус

50

°С),

так

и

высокой

термостабильностью,

т.к.

температура

в

призабойной зоне пласта и на приеме УЭЦН на ряде месторождений может

достигать 110-130 °С. [7] Кроме того, ингибиторы солеотложения должны хорошо

перекачиваться

в

условиях

низких

температур,

не

оказывать

отрицательного

воздействия на процесс деэмульсации водонефтяной продукции и обладать низкой

коррозионной

активностью.

Учет

всех

этих

параметров

позволил

подобрать

соответствующие

ингибиторы

солеотложения

для

большинства

осложненных

месторождений нефти НГДУ «Нижнесортымскнефть»

В лабораторных условиях проведены исследования

6

по оценке эффективности ингибиторов солеотложений. Были протестированы 4

ингибиторы различных производителей: все водорастворимы и имеют плотность

1048

–

1025

г/см

3

.

Тестирование

ингибиторов

минеральных

отложений

проводились на имитате (модели) пластовой воды Юкъяунского месторождения

следующего состава: [8]

рН

ρ,

г/см

3

Содержание, г/дм³

Общая

жёсткость,

мг-экв/л

Общая

минерализация,

мг/дм³

Тип

воды

по

Сулину

HCO

-

3

CO

2-

3

Ca

2+

Mg

2+

Cl

-

Fe

2+

+

Fe

3+

K

+

+

Na

+

SO

2-

4

6,9

1,04

0,28

0,0

3,01

1,28

32,9

0,0

15,7

0,24

255

53,438

Cl-Ca

Лабораторное исследование ингибиторов проводились трилонометрическим

методом по разности содержания ионов кальция в образцах с добавлением и без

добавления ингибитора солей при 60°С. По данным лабораторных исследований

построен график зависимости эффективности реагента от концентрации:

7

Рисунок 1.

График зависимости эффективности реагента от концентрации

Эффективность

ингибирования

солеотложений

исследуемых

реагентов

различается,

но

всегда

прямо

пропорционально

зависит

от

дозировки.

Так,

согласно результатам исследования эффективности ингибирования солеотложений

на имитаторе (модели) воды максимальную эффективность (100%) ингибирования

в «жёстких» условиях показали ИСО марки «D» и «A». Все ингибиторы начинают

проявлять эффективность и при малых дозировках (5 – 10 мг/дм

3

). При средних

дозировках (20 мг/дм

3

) эффективность ингибиторов примерно одинаковы (71,43 –

87,5%). При 30 мг/дм

3

100% эффективность показал «D», тогда как «B» – 85,71%,

«A» – 87,5%. При более высоких дозировках (60 мг/дм

3

) наиболее эффективны

«A», «D», эффективность реагента «B» – 85,71%.Как следует из представленных

данных, максимальная ингибирующая способность реагента «C» – 81,13 и 73,58%

достигается при дозировках 20 и 30 мг/дм

3

.В целом по результатам тестирования

наибольшую эффективность в условиях Юкъяунскогоместорождения показали

«A»

и

«D».Как

известно,

ингибитор

рекомендуют

к

опытно-промышленным

испытаниям,

если

при

лабораторных

испытаниях

защитный

эффект

ингибирования солеотложений составляет 75 – 90% при концентрации ингибитора

5

–

30

мг/л.Результаты

лабораторных

исследований

дают

основания

для

рекомендации

химических

реагентов

против

образования

минеральных

отложений солей для проведения ОПИ на Юкъяунском месторождении.

Примеры

решения

задач

по

закачке

ингибитора

солеотложения.Количество ингибитора солеотложения, требуемого для обработки

ПЗП скважины, определяется по формуле

(1.1)

где G - потребное количество ингибитора отложения солей в товарном виде,

кг;

А- коэффициент неравномерности выноса ингибитора (1ч

2

);

Q

В

-среднесуточная добыча воды в составе продукции скважины, м

3

/сут;-

8

дозировка ингибитора, г/м

3

τ- предполагаемое время защиты оборудования (120-150)сут.

Рассмотрим

на

примере

обработки

скважины

№

7.

Примем

дозировку

для

реагента

"Инкредол",

равную

в

среднем

10

г/м

3

,

коэффициент

А=1,5;

среднесуточная добыча воды 62 м

3

/сут, время защиты оборудования - 150 суток.

Тогда в уравнение:

кг.(1.1)

На

основе

рассчитанного

количества

ингибитора

приготавливается

ингибирующий

раствор

на

пресной

воде.

Для

отечественных

реагентов

рекомендуются

0,2-1%

растворы.

За

исходную

концентрацию

ингибитора

"Инкредол-1"

примем

1%

раствор

реагента.

Тогда

для

приготовления

ингибирующего раствора (V

инг

) потребуется 13,95 м

3

пресной воды (исходя из

плотности воды 1000 кг/м

3

).

Затем

определяется

количество

продавочной

жидкости

для

доставки

приготовленного раствора в пласт с радиусом проникновения не менее одного

метра. Имеются различные рекомендации по глубине продавки ингибитора в

пласт.

Так,

по

исследованиям

А.Ш.

Сыртлановадля

условий

НГДУ

«Нижнесортымскнефть»эта величина составляет 1,6-1,9 м. Возьмем для нашего

расчета среднюю величину радиуса продавки - 1,6 м.

Объем продавочной жидкости в пласт рассчитываем по формуле

(1.2)

где V

скв

- объем скважины, м

3

;пзп - объем призабойной зоны пласта, м

3

.

, (1.3)

где r

эк

- внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;

внеш.нкт- наружный радиус НКТ, м;

Н - глубина скважины, м;- глубина спуска насоса, м.

, (1.4)

где r

зак

- радиус закачки ингибитора в пласт, м;- эффективная толщина пласта, м;-

9

коэффициент

пористости

породы,

доли

ед.;r

эк

-

н а руж н ы й

р а д и у с

эксплуатационной колонны, м.

В скважине №7 эксплуатационная колонна с внутренним диаметром 130 мм и

трубы НКТ с наружным диаметром 101,6 мм. Глубина скважины Н = 1260 м,

глубина спуска насоса L = 970 м, эффективная толщина пласта 6 м; пористость

0,24.

По формуле (1.3):

м

3

.

По формуле (1.4):

м

3

.

По формуле (1.2):

м

3

.

Объем

до

динамического

уровня

скважины,

для

заполнения

ингибитором,

рассчитывают по следующей формуле, после чего закрывают левую затрубную

задвижку.