8.2.2. Борьба с солеотложениями

Все технологии борьбы с солеотложениями заключаются в предупре­ждении или удалении солеотложений.

До 2008г. в ОАО «Сургутнефтегаз» наиболее распространенным способом удаления солеотложений являлся способ обработки скважин с помощью соляной кислоты – для восстановления дебита скважин и (или) расклинивания УЭЦН. Однако опыт работы показал, что этот метод борьбы с отложениями носит кратковременный эффект и, более того, приводит к коррозии корпусов УЭЦН и НКТ, а также, что особенно опасно, – к раз­рушению эксплуатационной колонны. В настоящее время приоритет отдан ингибиторной защите против солеотложения.

Методы предупреждения отложения солей делятся на физические, хими­ческие и технологические. Физические методы заключаются в воздействии на продукцию либо магнитным полем, либо акустическим. При химических методах применяют различные ингибиторы солеотложений. Технологиче­ские – это защитные покрытия, подбор и подготовка рабочего агента для системы поддержания пластового давления. Также к технологическим методам относится изменение техрежимов работы скважин и насосного оборудования. Четвертая составляющая – ограничение водопритоков в скважине.

Физический метод

Магнитная обработка. Под действием магнитного поля растворенные соли меняют свою структуру и вследствие этого не осаждаются в виде твердых отложений, а выносятся как мелкодисперсный кристаллический «шлам». К преимуществам данного метода относится простота конструк­ции, к недостаткам – необходимость монтажа подъемного оборудования, потребность в обработке продукции до начала кристаллизации солей, то есть невозможность применения при солеобразовании в призабойной зоне пласта. Также метод не предотвращает образование солей, и в целом его результаты неоднозначны.

Технологические методы

Первый из указанных технологических методов – это изменение тех­нологических параметров. То есть изменение забойного давления путем изменения типоразмера ЭЦН и (или) глубины спуска, путем подбора ре­жима работы погружного насоса к скважинным условиям по программе «Автотехнолог + Соль», для изменнения термобарических условий солеот-ложения. К недостаткам можно отнести то, что применение данного метода возможно только при подземном ремонте на скважине, и в некоторых случаях можно получить снижение добычи нефти при уменьшении произ­водительности УЭЦН. Следующий технологический метод – это выбор и подготовка рабочего агента (воды) в системе ППД. Принцип действия: агент подбирается с учетом совместимости с пластовыми и попутно добывае­мыми водами. Преимущества данного метода – высокая эффективность, сохранение продуктивности скважин благодаря защите от солеотложения в пласте, ПЗП и до системы нефтесбора. Недостатки – сложность реали­зации, необходимость наличия нескольких источников воды для закачки, значительные затраты на подготовку закачиваемого агента и значитель­ные затраты на инфраструктуру для реализации адресной закачки в пласт. Следующий технологический метод – это ограничение водопритоков сква­жины, то есть капитальный ремонт скважин в случае поступления воды вследствие негерметичности эксплуатационной колонны и применение водоизолирующих составов в случае прорыва воды в продуктивном пласте. Недостатки метода сопряжены со значительными затратами и сложностью его реализации КРС.

Следующий метод – защитные покрытия и детали из специальных мате­риалов. Принцип действия – использование покрытий рабочих поверхностей, контактирующих с солевыми растворами, веществами, имеющими малую адгезию к солям: стекло, эмаль, лаки, полимер и пластики. Преимущество метода состоит в том, что он не усложняет технологию эксплуатации вну-трискважинного оборудования. Недостатки – сложность нанесения на по­верхности, высокая стоимость и относительная недолговечность и хрупкость покрытий. В качестве примера можно привести оборудование российской фирмы «Ижнефтепласт».

Рабочие органы ЭЦН изготавливаются из полимерных материалов, благодаря чему достигается низкая адгезия материалов, высокая чистота проточных каналов, отсутствие образования гальванических пар. Преиму­щества – коррозионная стойкость материала, малый вес, позволяющий снизить массу ротора, чистота проточных каналов. Недостатки – меньшая, чем у металлических рабочих органов, стойкость к мехпримесям. Такие рабо­чие органы активно используются в ОАО «Сургутнефтегаз» для увеличения наработки ЭЦН на отказ на скважинах с осложнением «солеотложение» при отсутствии КВЧ более 200 мг/л.

Одним из способов борьбы с солеотложениями является использование СУ с частотным преобразователем в режиме «встряхивания». Периодически изменяется ускорение вращения УЭЦН на короткое время – это не позволяет образовываться отложениям. Но данный способ не решает саму проблему, хотя позволяет несколько увеличить наработку на отказ.

Химический метод

Метод основан на применении ингибиторов солеотложений.

Существует целый ряд способов подачи ингибиторов солеотложений: дозирование с помощью устьевого дозатора в затрубное пространство сква­жины; периодическая закачка в затруб с помощью агрегатов; применение погружных скважинных контейнеров с реагентом.

Если мы говорим о доставке реагента в пласт, то применяются следую­щие основные способы: задавка в пласт добывающих скважин; закачка в нагнетательные скважины через систему ППД; введение ингибиторов с проппантом при ГРП; введение ингибиторов с жидкостью гидроразрыва при ГРП; совмещение кислотной обработки с введением ингибитора; введе­ние ингибитора с жидкостью глушения. Преимущества этого метода – воз­можность закачки на пластах с различными фильтрационными свойствами, при проникновении ингибитора в пласт исключается солеобразование в призабойной зоне (ПЗП).

Метод введения ингибитора с жидкостью разрыва при ГРП позволяет защитить обширную область ПЗП при высокой продолжительности эффекта. Дальнейшая эксплуатация скважин не требует специального оборудования при сокращении времени на КРС. Недостаток этого метода – повышенные требования к совместимости ингибитора с агентом ГРП и значительные затраты на ингибиторы.

На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» широкое применение наш­ли погружные скважинные контейнеры (ПСК) «ТРИЛ» ООО «Л-Реагент» (рис. 13). Контейнер заполняется твердым реагентом и крепится к основа­нию погружного двигателя. Конструктивные особенности ПСК «ТРИЛ» по­зволяют дозировать подачу реагента путем выкручивания регулировочных болтов.

Применение контейнера «ТРИЛ» дает следующие преимущества:

– высокая степень надежности (корпус из НКТ);

– простота монтажа (монтируется на скважине как стандартный хво­стовик НКТ);

– не требует дополнительного облуживания в процессе работы;

Существующий недостаток:

– необходимость постоянного контроля выноса реагента;

– ограниченный срок действия;

Рис. 13. Погружной скважинный контейнер (ПСК) «ТРИЛ»

– дебит жидкости – не более 150 м³ в сутки.

Одним из используемых химических методов является закачка инги­битора полиакрилатного типа Dodiscale V 2870 К по технологии перио­дического дозирования с помощью МБРХ. После проведения закачки ингибитор перемещается вниз по затрубному пространству до динамиче­ского уровня, смешивается со скважинной жидкостью и, в конечном счете, поступает на прием УЭЦН. Некоторая часть ингибитора из-за разности в плотности оседает на забой скважины. В результате происходит посте­пенное насыщение ингибитором призабойной зоны пласта. Ингибитор адсорбируется, а затем постепенно выносится с поступающей пластовой жидкостью, защищая при этом нефтепромысловое оборудование. Способ­ность блокировать образование и рост карбонатных отложений выгодно отличает этот ингибитор от других реагентов и обеспечивает его высокую эффективность. Из-за относительно большого молекулярного веса при его контакте с солями или поверхностью металла, а также с продуктами коррозии металла при достижении равновесного состояния происходит образование устойчивой защитной пленки.

Отложения сульфатов бария (ВаSО₄) происходит после освоения скважин и проведения ГРП. Исследование состава химических реаген­тов, используемых при ГРП, показало, что при взаимодействии с водой они разлагаются с образованием сульфата аммония, серной кислоты и кислорода, что приводит к многократному увеличению в пластовой воде сульфат-ионов, а следствие этого – к образованию нерастворимых солей сульфата бария (барита) и сульфата кальция (ангидрита).

Для предотвращения выпадения солей на рабочих органах ЭЦН при освоении скважин после ГРП в ОАО «Сургутнефтегаз» применяется ингибитор солеотложений в составе технологической (продавочной) жид­кости, закачиваемой при проведении операций ГРП.