При добыче нефти существует множество осложняющих факторов, среди которых выделяют отложения неорганических солей в трубах и насосном оборудовании. С целью повышения эффективности технологий и методов воздействия на отложения неорганических солей и предупреждения образования солеотложений производится работа по подбору оптимальных удалителей отложений солей и разработке новых ингибиторов.
При эксплуатации скважин выделяют следующие группы неорганических солей, встречающиеся в отложениях: карбонатные соли (в основном карбонат кальция — кальцит), сульфатные (например, отложения труднорастворимого сульфата бария — барита), хлоридные (хлорид натрия — галит). Среди основных факторов, приводящих к образованию солей, выделяют следующие: автоосаждение/самоосаждение при изменении термобарических условий; смешение несовместимых вод; отмечают также солевыделение, вызванное испарением и закачкой газа.
На отложение карбоната кальция влияют следующие факторы: термобарические условия (при снижении температуры растворимость карбоната кальция увеличивается, при снижении давления, напротив, уменьшается); присутствие в воде СО 2 ; рН среды (по мере увеличения рН и щелочности воды вероятность выпадения карбонатных осадков повышается); смешение несовместимых вод.
Отложения сульфата бария. Вода, недонасыщенная сульфатом бария в пластовых условиях, при подъеме на поверхность в условиях пониженных температур и давления может оказаться перенасыщенной сульфатом бария и выделять осадок барита. Растворимость барита возрастает с повышением концентрации хлористого натрия и с ростом температуры. Отмечается небольшое повышение растворимости барита с увеличением давления (в растворах с минерализацией менее 30–40 г/л; с повышением минерализации влияние давления незначительно).
Прогнозирование процесса солеобразования является важной частью по его предупреждению; различают следующие подходы к прогнозным оценкам: эмпирико-статистический (основан на фактическом опыте разработки месторождений в условиях солеобразования с оценкой динамики солеобразующего фонда добывающих скважин на перспективу в пределах месторождения/группы месторождений) и аналитический (производится для конкретных объектов и условий на основе гидрохимических расчетов). Существует множество методов прогнозирования
солеобразования, каждый из которых имеет определенную область применения; на основе этих методов разработан ряд компьютерных программ для прогнозирования образования отложений солей в скважинах, оборудовании, при смешении вод.
Методы удаления отложений солей подразделяются на механические (безреагентные) и химические. Механические методы удаления отложений являются дорогостоящими, поэтому в настоящее время наибольшее распространение получили химические методы, сущность которых заключается в проведении обработок скважин реагентами, растворяющими неорганические соли (как правило, представляют собой щелочи или неорганические кислоты или смеси органических и неорганических кислот с добавлением ингибиторов коррозии и поверхностно-активных веществ). Динамика растворения солеотложений зависит от их плотности, химического состава, кристаллической структуры, температуры, условий проведения обработки.
Для удаления карбонатных солей применяют соляно-кислотные обработки, однако использование соляной кислоты имеет ограниченную эффективность (например, она не удаляет отложения сульфата бария), кроме того, данная кислота обладает высокой коррозионной активностью. Для снижения коррозионной активности применяются ингибиторы коррозии. Значительно сложнее поддаются удалению отложения сульфатных солей: для их растворения применяют реагенты конверсионного, хелатного и кислотного типов (используют конверсию осадка с последующим растворением преобразованного осадка кислотой или растворение кислотами и хелатными соединениями). Из органических кислот чаще применяют щавелевую, лимонную, гликолевую, сульфаминовую, муравьиную и другие. Были проведены тестоые испытания соляной, уксусной и щавелевой кислот по их воздействию на солеотложения. По результатам испытаний щавелевая кислота оказалась недостаточно эффективной; эффективно растворяют соли карбонатного типа (без остатка) соляная и уксусная кислота. При этом соляная кислота растворяет отложения солей достаточно быстро и при комнатной температуре; для растворения образца соли с применением уксусной кислоты необходимо больше времени (скорость растворения увеличивается при нагревании, интенсивность реакции начинает возрастать при +50 °С, значительно увеличивается скорость реакции при температуре +70 °С). Композиции для удаления отложений солей на основе уксусной кислоты применяются в США. Для удаления отложений барита рассмотрена возможность применения реагентов конверсионного типа (карбонаты или бикарбонаты натрия, гидроокиси натрия или калия) с преобразованием труднорастворимых сульфатных солей в хорошо растворимые соли, удаляемые затем растворами кислоты. Интерес представляет способность некоторых высокомолекулярных веществ взаимодействовать с катионами металлов с образованием хорошо растворимых в воде комплексных соединений (применимо для удаления отложений солей различного типа). Вследствие высокой прочности получаемого комплексона исключается возникновение вторичных осадков, комплексона выводятся из очищаемой системы или аппарата вместе с промывочным раствором. Сред преимуществ комплексонов следует отметить их безопасность. Наиболее успешно композиции для удаления отложений солей на основе комплексонов применяют в Норвегии, Франции, США.
При борьбе с солеотложениями используют различные методы, которые разделяются на безреагентные и химические. К безреагентным методам относится использование технических решений (например, использование рабочих колес установок электрических центробежных насосов из полимерных материалов). При предотвращении отложений солей распространение получили методы, основанные на использовани реагентов-ингибиторов. К настоящему времени выявлены группы соединений, потенциально способные предотвращать отложение солей; чаще применяются эфиры фосфорной кислоты, фосфонаты и фосфоновые кислоты, полиакрилаты, полимерные ингибиторы. В действии ингибиторов солеотложений на процесс кристаллизации малорастворимых минеральных солей из перенасыщенных водных растворов различают следующие механизмы:
− дисперсионный (ингибитор, адсорбируясь на поверхности кристаллов, препятствует взаимодействию кристаллов между собой и их агрегированию в однородные отложения);
− «пороговый» механизм, или стабилизирование перенасыщенного раствора (ингибитор, адсорбируясь на поверхности возникшего зародыша кристалла / ультрамикрозародышей солей (центра кристаллизации), нарушает их структуру, препятствует дальнейшему росту, соединению кристаллов между собой и прилипанию к поверхности оборудования);
− ингибирование роста кристаллов (ингибитор, адсорбируясь на активно растущей поверхности кристалла и на дефектах кристаллической решетки, останавливает или замедляет рост кристалла, а также может изменять кристаллическую решетку).
Реагенты-ингибиторы солеотложений, как правило, проявляют перечисленные механизмы действия одновременно, с преобладающим действием одного из эффектов. Считается, что фосфонаты замедляют рост кристаллов, изменяют их кристаллическую решетку; полимерные ингибиторы солеотло-жений в основном подавляют образование кристаллов солей из зародышей, а ингибиторы полиакрилатного типа действуют преимущественно по дисперсионному механизму. Наиболее эффективными ингибиторами отложения солей являются те, которые обнаруживают «пороговый эффект».
Для повышения эффективности методов предупреждения солеобразования необходима оптимизация существующих ингибиторов или разработка новых видов ингибиторов. Системы на основе наноструктурированных и слоистых материалов можно использовать для решения широкого спектра задач в нефтегазовых компаниях; была рассмотрена возможность разработки таких материалов с целью их дальнейшего применения в составе ингибиторов отложения солей. Разработками в области создания реагентов на основе нано-структурированных материалов для борьбы с солеотложениями занимаются в Азербайджане, Норвегии, Великобритании и ряде других стран.
Интересна концепция управления процессами именно на наноуровне (образование гибридных минерально-органических нанокомпозитов может оказывать влияние на ингибирование процессов солеотложения). В составе ингибиторов солеобразования на основе наночастиц чаще всего применяют оксиды кремния и алюминия (SiO2, Al2O3). Особый интерес представляют разработки по созданию композиций комплексного действия на основе наночастиц, полимеров или поверхностно-активных веществ и других реагентов. Применение реагентов совместно с наночастицами позволяет придавать композициям многофункциональные свойства, управлять процессами образования микроструктур.
В настоящий момент ведется работа по подбору оптимального состава ингибирующей композиции (в том числе выбор типа и размеров наночастиц для проявления наибольшего ингибирующего эффекта) с учетом того, что для промышленных испытаний выбирают ингибитор, проявляющий при лабораторных исследованиях защитный эффект ингибирования солеотложений порядка 75–90 % при малой концентрации ингибитора. При этом необходимо, чтобы разработанные реагенты были адаптированы к реальным условиям применения (разнообразие горно-геологических особенностей строения продуктивных пластов, состава пластовых флюидов, системы поддержания пластового давления и типов используемых для этого вод определяет причины образования отложения солей, различие в составах солей на разных месторождениях). Кроме того, разработки направлены на повышение эксплуатационных свойств (например, возможность эффективной работы ингибитора при повышенных температурах), на придание реагентам свойств, позволяющих ингибировать также процессы коррозии и образования асфальтосмолопарафиновых отложений. Предлагаемые реагенты комплексного действия, разработанные с применением нанотехнологий, имеют высокую реакционную способность, требуются в малом количестве; выбор оптимального типа реагента и оптимизация технологии дозирования позволяют избежать пикового выноса реагента в начальный момент эксплуатации, добиться равномерного распределения реагента.
Заключение.
Эффекты, на достижение которых направлены разработки: повышение стабильности эксплуатации скважин; предотвращение отказов оборудования и увеличение продолжительности межремонтных интервалов; сокращение финансовых и временных затрат на обслуживание и ремонт.
Реализация предложенных решений позволит добиться повышения надежности работы и оптимизации процессов работы оборудования, что в целом повысит эффективность эксплуатации скважин.
Литература:
- Мищенко, И. Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И. Т. Мищенко, А. Т. Кондратюк; под ред. И. Т. Мищенко. Москва: Нефть и газ, 1996. — 190 с.
- Лукьянов, Ю. В. Новые технологии в процессах добычи нефти / Ю. В. Лукьянов, И. Ш. Гарифуллин, В. Г. Акшенцев // Нефтяное хозяйство. — 2008. -№ 4. -С. 16–17.
- Михайлов, А. Скважина под надёжной защитой: Борьба «РН-Пурнефтегаза» с солеотложениями / А. Михайлов // Нефтегазовая вертикаль. -2008. — № 12. — С. 146–149
- Ахмадуллин, Р. Сверхвязкие нефти: на пути к промышленным разработкам / Р. Ахмадуллин, М. Амерханов // Нефтегазовая вертикаль. — 2008. — № 12. — С. 120–122.
- Порядок проведения работ по расследованию причин неэффективных (преждевременных) ремонтов скважин, оборудованных ЭЦН установками, на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», 2017–20 c.
