Одной из главных причин уменьшения эффективной добычи углеводородов на месторождениях Крайнего Севера России является отложение солей неорганического происхождения на поверхностях труб и нефтедобывающего оборудования. На первом месте (70 %) кальцит, в меньших количествах (3–4 %) можно выделить карбонат магния, а также сульфиды и оксиды железа. Как итог, накопление солей способствует ухудшению как нефтедобывающих показателей, так и технико-экономических показателей в целом [1].
Ключевые слова: солеобразование, ингибитор солеотложения, призабойная зона пласта, пересыщение, ингибиторная защита, технологии защиты внутрискважинного оборудования.
За несколько лет наблюдений за научно-производственными показателями на Восточно-Янгинском месторождении (Губкинский район ХМАО) автор сделал выводы, что солеотложения на скважинах носят сугубо негативных характер. Из последствий можно выделить преждевременных выход электроприводного центробежного насоса (далее ЭЦН) из строя, ремонт и закупка нового оборудования, ухудшение дебита нефти в связи с простоем скважин, закупорка трубопроводов и так далее. В связи с закупкой предприятия импортного оборудования и сложностью проведения их ремонта необходим специальные мероприятия для приостановки образования солей. В связи с этим авторы приводят исследования с 2006 года процесса солеотложения и его зависимости от геологического строения месторождения и применяемой технологии разработки.
Отложения солей на стенках скважин и нефтепромысловых оборудованиях подразумевают собой кристаллические образования неорганического происхождения, которые появляются в связи с солеобразованием в нефтепромысловом оборудовании и в пластах. Выявлена закономерность отложения солей в связи с изменением ионного состава их растворов, температуры, давления и показателя pH. Так же приведен спектр твердых отложений, влияющих на эффективность нефтедобычи: кальцит (СаСО3), сидерит (FeCO3) барит (ВаSO4) целестин (SrSO4) ангид-рит (СаSО4), гипс (СаSO4 2Н2О), пирит (FeS), галенит (РвS) и сфаренит (ZnS) [2].
Органической частью солеотложения являются, в первую очередь, ароматические углеводороды, асфальтены, смолы, тугоплавкие парафины, соединения серы.
Отложение солей в структурном плане подразделяют на кристаллически связанное органическое вещество и адсорбционное. Так же в объеме солевых отложений выделяются ароматические углеводороды с замещенной одноядерной структурой, а так же спирты и карбоновые кислоты. В адсорбционных слоях такие углеводороды выделяются в меньших количествах. Асфальтены и смолы входят в группу адсорбционных слоев, и благодаря своей поверхностной активности, и за счет притяжения солеобразующих ионов, становятся центром кристаллизации.
По строению солевых отложений различают микро- и мелкокристаллические отложения, плотные слоистые отложения разной степени кристаллизации с включением углеводородов и крупнокристаллические [3].
Плотные солевые отложения с микрозернистой структурой образуются в основном на колесах ЭЦН, в клапанах и приемных фильтрах насосов, на штоках.
Главная проблема этих осадков заключается в том, что невозможно определить различные слои, так как они смешиваются в однородную консистенцию.
Так как в большинстве случаев осадки солей имеют слоистую структуру на стенках оборудования образуются микрокристаллические осадки органического происхождения, которые обрастают мелкими и средними кристаллами с преобразованием в более крупные с игольчатой формой кристаллами. Такие отложения наблюдаются в системе подъема скважин (НКТ), в устьевом оборудовании.
Структура и местное строение солеотложений зависит от состава, количества и качества маточного раствора, термобарическими и гидродинамическими условиями. Так же не маловажную роль играют процессы перекристаллизаций и растворений. Как пример местной структуры солеотложений можно привезти их образование в напорных линиях внутрипромыслового сбора нефти, в системе ППД, в ряде случаев в НКТ.
В продуктивных столбах скважин при бурении соляных пробок, достигших глубины более 500 метров, можно видеть, как плотные камневидные отложения с микрозернистой структурой (на забое скважин), так и с рыхло упакованными кристаллами [2].
Можно сделать вывод, что отложения солей имеют сложный состав, строение и напрямую зависят от общих гидрохимических и термобарических условий месторождения в независимости от стратиграфического возраста и типа коллектора. А также солеотложения происходят при любом способе эксплуатации скважин.
Если речь идет о доставке реагента в пласт, то используются следующие основные способы: закачка в пласт добывающих скважин, закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибиторов с проппантом при ГРП, введение ингибиторов с жидкостью ГРП при ГРП, совмещение кислотной обработки с введением ингибитора и введение ингибитора с жидкостью глушителя.
Впервые технология закачки ингибиторов испытывалась с 1965 по 1970 гг. на месторождениях Latan East Howard в западном Техасе, Grayburg Jackson, Bone Springs в Нью-Мексико, East Salt Creek в округе натрона (Вайоминг) и т. д., в России технология применялась с 1970 по 1980 гг. на месторождениях Западной Сибири. [4] Технология заключается в задавливании ингибитора в ПЗП, где в последующем он фиксируется на поверхности породы. В дальнейшем, при прохождении жидкости через ПЗП ингибитор освобождается и уже с пластовой жидкостью попадает в скважину и предупреждает дальнейшее отложение солей.
В 2022 году на месторождениях Западной-Сибири зарекомендовали себя два вида ингибиторов от АО «НИИНЕФТЕПРОМХИМ».
Ингибиторы солеотложения марки СНПХ-5311-Т применяются для предотвращения отложений карбоната кальция, сульфата и карбоната кальция в условиях высокой минерализации промысловых вод, сульфида железа, оксидов и гидроксидов железа, карбоната кальция, сульфаты и карбонаты бария, стронция. Это происходит по следующей схеме:
- Ингибиторы вступают во взаимодействие с катионами кальция, магния, бария, железа присутствующими в воде
- Образуют устойчивые водорастворимые комплексы. Эти комплексы взаимодействия ингибиторов с катионами абсорбируют все на поверхности зародышей солей, нарушая их структуру и препятствуя дальнейшему росту кристаллов и прилипанию их к поверхности оборудования.
Для растворения карбонатных отложений с примесью сульфидов и оксидов железа применяют растворитель СНПХ-53R.
Главный плюс технологии защиты ингибитором состоит в том, что он относительно не требует больших затрат и прост в эксплуатации.
Приоритетным направлением борьбы с отложениями солей при добыче нефти в настоящее время является их предотвращение на основе ингибирующей защиты скважин и оборудования. Выбор технологии ингибирования зависит от водообеспеченности, дебита скважины и экономической эффективности каждой технологии [1].
Главные риски, связанные с отложениями солей, можно оценить по химическому составу раствора, благодаря которому выпадают соли и общей массе отложений.
В настоящее время на месторождениях Западной Сибири применяются две технологии борьбы с солеотложениями:
1) постоянное дозирование ингибитора в затрубное пространство скважины дозирующим узлом типа «УДЭ» и
2) вдавливание ингибиторной пачки в призабойную зону пласта.
Недостатки первого варианта заключаются в том, что от солеотложения не защищена ПЗП скважин и часть «от забоя до приёмки» ЭЦН. Так как вторая технология показывает хорошие результаты в независимости от поднятия цены на ее использование.
Определенных долгосрочных исследований эффективности применяемых технологий в данный момент нет. В связи с этим возрастает необходимость в экспериментальные исследования с различными ингибиторами, повышения их качества, а также поиск новых путей борьбы с солеотложениям на месторождениях.
Литература:
- Джордан М, Макей Э. Предотвращение отложения солей в процессе добычи нефти на глубоководных месторождениях. /Нефтегазовые технологии. — 2016. — № 1. — С. 44–48.
- Кащавцев В. Е. Подбор ингибиторной защиты скважины от солеобразования при добыче нефти / Нефтепромысловое дело. — 2020. — № 607. — С. 21–23.
- Шайдаков В. В., Масланов А. А., Емельянов А. В. и др. Предотвращение солеотложений в системе поддержания пластового давления / Нефтяное хозяйство. — 2017. — № 6. — С. 70–71.
- Семеновых А. Н. Маркелов Д. В., Рагулин В. В. и др. Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 8. — С. 94–97.
