Методы предотвращения солеотложений

Все технологии борьбы с солеотложениями делятся на предупреждение и удаление солеотложения. Как показывает практика, первая группа методов гораздо более эффективна. К ней относят:

• 1. Технологические:
  • · Оптимизация источников водоснабжения системы ППД;
  • · Селективная изоляция обводнившихся пластов в нефтяной скважине;
  • · Турбулизация потока в водонефтяной смеси;
  • · Увеличение скорости водонефтяного потока в трубах и аппаратах;
  • · Использование защитных покрытий;
  • · Увеличение глубины спуска погружного электроцентробежного насоса.
• 2. Физические:
  • · Магнитная обработка;
  • · Обработка электрическим током;
  • · Воздействие акустическими методами.
• 3. Механические:
  • · Разбуривание;
  • · Использование гидромониторов;
  • · Применение сменных гипсосборников.
• 4. Химические:
  • · Применение ингибиторов солеотложений;
  • · Использование растворов соляной кислоты и хлорида натрия;
  • · Использование раствора едкого натра;

Эффективным способом предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, в том числе и при глушении скважин, является химический с использованием ингибиторов отложения солей[2].

Ингибирование К ингибиторам относятся такие химические вещества, добавление которых в раствор неорганической соли резко замедляет процесс осадкообразования.

Механизм работы этих ингибиторов следующий. Основная часть ингибиторов представляет собой поверхностно активные вещества, которые, сталкиваясь с кристалликами соли в потоке флюида, концентрируются на его поверхности, тем самым не давая другим молекулам той же самой соли закрепиться на зародыше. ингибитор насос нефть скважина Характерная структура ингибитора представлена в приложении 1. Это поверхностно активное вещество — пентафосфонат[6].

Методика подбора ингибиторов Различные типы ингибиторов применяются в различных ситуациях. Один из важнейших критериев — температурные характеристики ингибитора. Каждый ингибитор имеет свой температурный диапазон, то есть область температур, в которой его использование оптимально. Также при подборе ингибитора учитываются его эффективность применительно к данному технологическому процессу, возможность его использования при заданных эксплуатационных условиях, совместимость с другими химическими реагентами, его доступность и возможность регулярных поставок[1].

Одними из основных требований, которые должны предъявляться к ингибиторам солеотложения, являются его адсорбционно-десорбционные свойства. Известно, что нефтегазоносные породы обладают различной смачиваемостью и разной сорбционной способностью. Например, основная добыча нефти на Ромашкинском месторождении осуществляется из девонских залежей, связанных с терригенными коллекторами, представленными песчаниками, в состав которых входят карбонатные минералы. Исходя из этого, для улучшения адсорбционно-десорбционных характеристик ингибитора солеотложения необходимо использовать реагенты, снижающие межфазное натяжение на границе «нефть-ингибирующий раствор» и позволяющие увеличить поверхность контакта как с силикатными и алюмосиликатными минералами, так и карбонатной составляющей в составе цемента.

Потенциальными ингибиторами солеотложений могут быть:

• · Низкомолекулярные поликарбоновые кислоты
• · Полимеры и сополимеры карбонатных кислот типа акриловой или малеиновой
• · Производные сульфокислот
• · Органические производные фосфорной и фосфоновой кислот[3].

Ингибиторы солеотложений В настоящее время для ингибирования солеотложений в той или иной мере используют около 30 химических реагентов и композиций на их основе[1].

Гексаметафосфат натрия (МРТУ 6−09−745 — 63) — порошкообразное вещество — предназначен для предотвращения солеотложений в аппаратах подготовки нефти, в скважине и наземных коммуникациях. Реагент обладает высокой эффективностью. При его добавлении происходит увеличение индукционного периода кристаллизации и резкое замедление процесса выделения гипса из пересыщенного водного раствора.

Оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ, ТУ 6−09−20−54 — 79) — представляет собой белый кристаллический продукт, предназначен для предупреждения отложения неорганических солей в призабойной зоне пласта, подземном и наземном оборудовании скважин, в системе подготовки нефти и воды.

Реагент ПАФ-1 (аминофосфат) — водный раствор темно-коричневого цвета. Предназначен для предупреждения отложений солей в призабойной зоне пласта, нефтяной скважине, системе подготовки нефти и воды.

Товарный реагент хорошо растворим в воде и нерастворим в нефти и органических растворителях; нетоксичен. Ингибитор горюч, но невзрывоопасен, по токсичности относится к умеренно опасным соединениям с невыраженным коэффициентом видовой чувствительности и ориентировочно безопасном уровнем воздействия.

Реагент ПАФ-13 (ТУ 6−05−05 — 78) — ингибитор на основе полиэтиленполиамин — метилфосфоновых кислот и их солей обладает высокой эффективностью при обработке газлифтных скважин. Подобен реагенту ПАФ-1.

Эта композиция рекомендуется для постоянного дозирования в зимнее время в газлифтных скважинах. При задавке ингибитора в ПЗП используют 2−10%-ные растворы в воде. Реагент ПАФ-13 в количестве 0,1−2 мг/л увеличивает индукционный период более чем в 4 раза.

Реагент ИСБ-1 (ТУ 6−02−1171 — 79) — нитротриметилфосфоновая кислота (НТФ) — предназначен для предотвращения отложения солей при добыче, сборе и подготовке нефти.

Способы ввода реагента в систему: постоянное дозирование, разовая закачка в скважину и ПЗП, периодическое дозирование через затрубное пространство скважины.

Удовлетворительная адсорбционно-десорбционная характеристика реагента ИСБ позволяет с достаточной эффективностью осуществлять ингибирование закачкой раствора в ПЗП.

Реагент SP-181 — раствор органических фосфатов — предназначен для предупреждения отложений сульфата и карбоната кальция. Классифицируется как горючее вещество с категорией пожароопасности «Б» .

Реагент обладает устойчивостью в пластовых условиях до температуры 80оС. Совместимость ингибитора с пластовой водой зависит от содержания ингибитора в растворе.

Реагент SP-203 — раствор органических фосфатов — предназначен для предотвращения отложений сульфатов кальция и бария. По пожароопасности подобен реагенту SP-181.

Реагент СНПХ-53 — 70%-ный водный раствор 1-оксиэтилидендифосфоновой кислоты и фенольных оснований — предназначен для предупреждения отложений барита.

Реагент СНПХ-531 — модификация реагента СНПХ-53 — предназначен для предотвращения баритовых отложений в условиях высокой минерализации.

Реагент СНПХ-5301 — композиционный состав на основе азотфосфорсодержащих соединений — предназначен для предотвращения отложений солей сложного состава, включающих сульфат бария.

Применяется для обработки скважин, трубопроводов. Может быть использован при небольшой минерализации.

Реагент СНПХ-5100 — водный раствор акрилового типа в кислотной и нейтрализованной среде. Предназначен для предупреждения отложений солей сложного состава в любых водных и водонефтяных системах.

Реагент СНПХ-5306 — композиционный состав на основе азотфосфорсодержащих соединений — предназначен для предотвращения отложений минеральных солей, включая сульфаты и карбонаты кальция, магния и бария.

На базе отходов химической промышленности разработано несколько модификаций реагента СНПХ-5306.

Корексит 7647 — полимер — предназначен для предупреждения отложений карбоната кальция и сульфатов бария, кальция и стронция. Совместим с высокоминеральной пластовой водой. Горюч, принадлежит к категории «Б» по пожароопасности.

Окисленный лигнин (ОСТ 59−16 — 76) представляет собой темно-коричневый порошок, предназначен для отложений минеральных солей, эффективен в системах и аппаратах темплообмена, распределительных устройствах отстойных аппаратов. Его применяют для предотвращения отложений кальцита и гипса. При ингибировании отложений гипса в систему добавляют соду.

Триполифосфат натрия (ТПФН) (ГОСТ 13 493−77) — представляет собой белый порошок. Применяют для предупреждения отложений солей в аппаратах промысловой подготовки нефти.

Гипан (ТУ 6−01−166 — 74) — гидролизованный полиакрилонитрил — применяют в качестве ингибитора солеотложений в аппаратах подготовки нефти.

Хлористый аммоний (NH4Cl) — предназначен для предотвращения отложений карбонатных солей.

Технология применения ингибиторов Наряду с созданием ингибирующих составов предупреждения отложения солей важное значение приобретают технологические способы их реализации.

В зависимости от условий выделяют следующие методы ингибирования:

• · постоянное дозирование ингибитора с помощью дозирующей установки типа УДЭ (УДПХ, БДР и т. д.);
• · периодическое дозирование;
• · депонирование ингибитора в пласте;
• · добавление ингибитора к жидкости глушения;
• · дозирование ингибитора в отдельную нагнетательную скважину;
• · дозирование ингибитора в группу нагнетательных скважин с КНС[3].

Последовательно могут использоваться комбинированные способы подачи ингибитора, например, вначале периодическая закачка, затем — через 2−6 месяцев — непрерывная дозировка или периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины. Дозированная подача ингибитора в скважину (систему) считается надежным методом, хотя требует постоянного контроля и обслуживания дозировочных насосов и устройств.

Распространение получил метод периодической подачи ингибитора в затрубное пространство скважины, однако он не всегда эффективен, так как при низких динамических столбах реагент быстро уносится потоком жидкости. В наиболее благоприятных условиях при высоких динамических столбах периодичность подачи ингибитора составляет 15−20 суток. Метод дозирования ингибитора применим при отложении солей в подземном оборудовании и трубах лифта, но при отложении солей в призабойной зоне пласта необходима его задавка в пласт[1].