Эффективность предотвращения отложения солей с помощью ингибиторов

Более 95% нефти добывается с помощью глубинных электроцентробежных установок. Анализ аварийности по данным сервисных компаний показывает, что количество аварий приблизительно равно общему количеству эксплуатируемых установок. Отказы УЭЦН могут происходить: в связи с неправильным подбором установки, особенностями конструкции или некачественным ремонтом и сложных условий эксплуатации.

Одной из распространенных причин отказов глубинно-насосного оборудования является негативное влияние состава и свойств добываемой продукции. Отказы происходят вследствие образования отложений неорганических солей, асфальто-смолистых и парафиновых веществ, а также засорения механическими примесями рабочих органов насоса. В зависимости от состава и свойств добываемой продукции, доли каждой из этих причин для разных месторождений и даже для разных скважин в пределах одного месторождения могут значительно отличаться.

Интенсивное     воздействие     на     пласт,     использование высокопроизводительных насосов, необходимо для поддержания проектного темпа разработки месторождения. Форсированный отбор жидкости, снижение забойных давлений и интенсивное разгазирование скважинных флюидов, влияет на скорость солеотложения. Сильнее всего солеотложение в области от забоя до приема насоса, поскольку образующиеся микрочастицы соли, обладающие высокой адгезией к металлической поверхности рабочих колес насоса, отлагаются на них, и приводят к поломке.

Выпадение солей в призабойной зоне пласта приводит к увеличению скин-фактора, становится причиной снижения добычи нефти [1].

Предотвращение солеотложения в скважинах, оборудовании и системах внутрипромыслового сбора нефти является основным направлением в борьбе с данным процессом.

В зависимости от условий и особенностей разработки залежей, доступности технических средств могут использоваться различные подходы в борьбе с данным явлением.

Для предотвращения солеотложения применяют технологические, физические и химические способы.

К технологическим способам можно отнести подготовку воды для использования в системе ППД, отключение обводненных интервалов, раздельный отбор и сбор жидкости. Предотвращение солеотложения происходит за счет исключения или ограничения возможности смешения химически несовместимых вод.

В результате многочисленных исследований проб отложений с рабочих колес, втулок погружных насосов, в их составе содержатся полигенные компоненты, состоящие из твердых минеральных зерен и техногенных частиц.

Минеральные зерна представлены глинизированными полевыми шпатами и кварцем. Большинство продуктов солеотложения представлено кальцитом.

Появление проппанта в техногенных компонентах связано с его выносом из пласта после проведения гидроразрыва на соответствующих скважинах.

Эффективным способом предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании является химический с использованием ингибиторов отложения солей. Добавление ингибиторов в раствор неорганической соли резко замедляет процесс осадкообразования.

Выбор технологии предотвращения солеотложения методом ингибирования зависит от двух параметров: зоны солеотложения в скважине, куда необходимо доставить реагент, и объема воды, подлежащей ингибированию.

Главным требованием, которое должно предъявляться к ингибиторам солеотложения, являются его адсорбционно-десарбционные свойства. Известно, что нефтегазоносные породы обладают различной смачиваемостью и разной сорбционной способностью. Разработка универсального ингибирующего состава для таких случаев имеет важное практическое значение.

В зависимости от насыщения пластовой воды карбонатом кальция, эффективность ингибирования солеотложения одними и теми же реагентами может существенно различаться. Для повышения эффективности ингибирования необходим подбор марки и дозировок ингибитора для каждого осложненного солеотложением месторождения [2].

В условиях Западной Сибири ингибиторы солеотложения должны совмещать как низкотемпературные параметры, так и высокую термостабильность. Температура в призабойной зоне пласта и на приеме насоса может достигать 100-120ºC. Ингибиторы солеотложения должны хорошо перекачиваться в условиях низких температур, обладать низкой коррозионной активностью [3].

Учет всех этих параметров позволяет подбирать для большинства осложненных месторождений соответствующие ингибиторы солеотложения.

Анализ работы осложненных скважин, оборудованных УДЭ, показал, что в среднем коэффициент увеличения наработки на отказ ЭЦН вырос более чем в 2 раза. Широкомасштабное применение технологии постоянного дозирования ингибитора солеотложения при помощи УДЭ позволяет снизить количество солевых отказов.

Одним из факторов, осложняющих реализацию технологии постоянного дозирования ингибитора в затрубное пространство, является его коррозионная агрессивность. Были выявлены коррозионные разрушения НКТ и оболочки силового кабеля в затрубном пространстве некоторых ингибируемых скважин.