Основные методы борьбы с отложением солей

В настоящее время в практике борьбы с солеотложением в добывающих скважинах нашли широкое применение методы, предотвращающие образование таких отложений. Методы удаления солеотложений применяются как вынужденная мера, когда по каким-то причинам не было предусмотрено использование какого-либо способа предотвращения солеотложения.

Кристаллы отложений солей

Методы предотвращения солеотложения принято подразделять на физические, химические и технологические.

Технологические методы

1. Оптимизация источников водоснаб­жения системы ППД - Метод позволяет предот­вратить смешение несов­местимых с точки зрения выпадения осадков вод в продуктивном пласте;

2. Селективная изоляция обводнившихся пластов (пропластков) в нефтя­ной скважине - Метод исключает смеше­ние несовместимых вод в полости нефтяной скважины;

3. Турбулизация потока водонефтяной смеси в скважине - Метод эффективен в эмуль­сиях типа «вода в нефти», так как гомогенизация по­тока вследствие принуди­тельной турбулизации исключает непосредственный контакт водной фазы со стенками подъемных труб и снижает отложение со­лей. Метод неприменим при возможности выделения углекислого газа, так как это приводит к падению карбонатной устойчивости воды;

4. Увеличение скорости водонефтяного потока в трубах и аппаратах - Происходит сокращение сроков пребывания пере­насыщенных растворов в технологических объектах и снижение интенсивности прилипания кристаллов со­лей к поверхности труб и оборудования. Метод предотвращает ло­кальное выпадение солей, что не исключает (а часто усиливает) интенсивность солеотложений на после­дующих участках;

5. Использование защитных покрытий - Использование покрытий с низкой адгезионной способ­ностью также является ло­кальной мерой, которая лишь переносит место от­ложения солей. Метод эффективен при использовании на ответ­ственных узлах оборудо­вания (погружной насос);

6. Увеличение глубины спуска погружного электроцентробежного насоса - Повышение давления са­мо по себе может приво­дить к повышению раст­воримости. Исключаются процессы выпаривания во­ды и выделения СО2 в зо­не погружного электродви­гателя даже при высоко­температурных условиях.

Физические методы

1. Магнитная обработка, обработка электрическим полем - Имеет локальный эффект. Рекомендуется для уст­ранения из воды катионов кальция;

2. Воздействие акустическими метода­ми - Ультразвуковые частоты способствуют интенсивному образованию в объеме раст­вора микрокристаллов, вы­нос которых обеспечивается потоком жидкости. Имеет локальный эффект.

Химические методы

Применение ингибиторов солеотложений.

Методы удаления солей

Методы удаления солей подразделяются на механические и химические. Механические методы удаления солей основаны на использовании для разрушения твердых осадков бурового инструмента (в скважине), гидромониторов и других специальных устройств. Разбуривание применяют в крайнем случае из-за высокой цены, если другие методы защиты и удаления не оказались нерезультативны.

В качестве механического средства так же можно назвать гипсосборники, в которых благодаря резкому снижению скорости потока происходит осаждение частичек гипса из пересыщенного сульфатами кальция пластовой продукции. Устанавливаемые в непосредственной близости от скважины в сочетании с профилактическими внутрискважинными методами (физическими или технологическими) гипсосборники достаточно надежно защищают промысловое оборудование и коммуникации от вредных отложений. Наиболее эффективны и удобны горизонтальные гипсосборники диаметром около 300 мм и длиной до 10 м.

Химические методы удаления солей наиболее широко разработаны применительно к гипсовым пробкам либо к гипсоуглеводородным отло­жениям.

Для рыхлых осадков гипса используют карбонатные и бикарбонатные 10-15 %-ные растворы щелочных металлов.

Реагенты для удаления солеотложений

Твердые гипсовые отложения разрушаются комплексными растворами при температуре 60-70°С. Используют смеси растворов соляной кислоты и хлорида натрия. Например, высокая эффективность по­добного термохимического разрушения гипсовых пробок достигается при использовании смеси 27%-ной НСl и 15%-ного NaCI в объемном соот­ношении примерно 15:12. Перед смешиванием используемую для раство­рения поваренной соли воду нагревают до 70°С. Концентрацию растворов НСl и NaCI меняют в зависимости от конкретных условий.

Соляная кислота реагирует с гипсом:

CaSO4H2O + 2НСl = CaCl2 + Н2SО4 + 2H2O.

Образующийся при этом хлористый кальций хорошо растворим в воде. Хорошим растворяющим эффектом обладают растворы едкого натра (NaOH). Например, на некоторых месторождениях Пермской области широко ис­пользуют 20%-ный водный раствор NaOH. Действие гидроксида натрия на гипс протекает по реакции:

CaSO4H2O + 2NaOH = Са(ОН)2 + NaSО4 + 2Н2О.

Сульфат натрия хорошо растворим в воде, а гидроокись кальция пред­ставляет собой неплотную рыхлую массу, которая при малейшем гидроди­намическом воздействии образует в жидкости мелкодисперсную легкоизвлекаемую суспензию.

По расчету для растворения 1г гипса необходимо 2,3 мл 20%- ного раствора NaOH. Однако на практике для обеспечения необходимого вре­мени контакта дозу раствора приходится увеличивать в 10-12 раз по сравнению с расчетным объемом.

Для разрушения плотных пробок гипса могут быть использованы также смеси типа 15% HCI и 4% NH4Cl при температуре 60-70°С и растворы гидроокисей щелочных металлов, например каустической соды. Эффективны также 18%-ные растворы этилендиаминтетрауксусной кис­лоты или ее солей.

В составе твердых осадков, накапливающихся в нефтепромысловом оборудовании, в особенности в скважинах, как правило, присутствуют уг­леводородные соединения в виде парафина, асфальтеносмолистых веществ, тяжелых компонентов нефти и т. д. (до 25%). Эти соединения препят­ствуют эффективному протеканию реакции между применяемым реаген­том и неорганической солью и, следовательно, быстрому растворению твердого осадка. Поэтому в состав сложного химического реагента добав­ляют компонент, действующий на углеводородную составляющую отложе­ний, которые называют стимуляторами растворения, например стимуля­торы растворения гипсоуглеводородных отложений реагент Т-66 и ЗМ.

Реагент Т-66 - побочный продукт изопренового производства состоит из соединений 1,3-диоксициклоалканов. Это - легкоподвижная масляни­стая жидкость желтого цвета плотностью 1,03 г/см3. Растворимость реа­гента в воде 90%; температура замерзания не выше минус 25 °С. Ис­пользуют его также как пеногаситель глинистых растворов и ингибитор коррозии для защиты от сероводородной коррозии в процессах вскрытия пласта.

Реагент ЗМ («зеленое масло») - соединение 4,4-диметил-1,3-диоксана (кубовый остаток того же производства). По свойствам во многом сходен с реагентом Т-66.

Сравнительная эффективность обычных растворителей и растворителей со стимуляторами была испытана применительно к отложениям, содер­жащим 74,5% неорганических солей (в том числе 65% гипса), 4% влаги и более 20% углеводородных соединений. Результаты испытаний (рис. 1) свидетельствуют о целесообразности добавления указанных стимуляторов в обычные растворители.

Влияние стимуляторов растворения на эффективность разрушения проб гипсоуглеводородных отложений

Графики на рисунке:

1 – 13%-ный раствор HCl;

2 – 20%-ный раствор NaOH;

3 – 13%-ный раствор HCl±реагент 3М;

4 – 20%-ный раствор NaOH+реагент Т-66 в количестве 0,75.