В настоящее время, осложняющим фактором в процессах нефтедобычи и бурения скважин является формирование сложных солевых осадков в призабойной зоне пласта (ПЗП), в оборудовании скважин, а также в системах сбора, транспорта и подготовки нефти. Это приводит к порче дорогостоящего оборудования, трудоемким ремонтным работам, а устранение образования солеотложений ежегодно обходится производству в виде потерянной продукции.
Для предотвращения солеотложений традиционно используют механические и химические методы. На сегодняшний день наиболее распространенным в нефтедобыче является химический способ, с применением ингибиторов солеотложений [1]. Выбор наиболее эффективного ингибитора в каждом конкретном случае должен основываться на анализе рисков и лабораторном подборе реагента. Далее следуют независимое тестирование и опытно-промысловые испытания (ОПИ).
Целью настоящей работы является проведение сравнительного исследования эффективности ингибиторов солеотложений различных производителей в условиях месторождения Узень.
Отложение солей – одна из многих проблем, возникающих при добычи нефти. Отложения солей на стенках трубопроводов уменьшают эффективный диаметр, а значит и пропускную способность, нередко приводя к полному закупориванию. Солеотложения различных кислот приводят к засорению скважины, выходу из строя насоса, снижению притока жидкости и т.д. Эта проблема становится особенно актуальной в случае совместной добычи нефти и воды [2]. Источником выделения солей являются пластовые воды, добываемые совместно с нефтью, в которых, в результате изменения температуры и давления, содержание неорганических веществ оказывается выше предела насыщения промысловых вод малорастворимыми солями щёлочноземельных металлов, в частности, карбонатом и сульфатом кальция, солями магния, бария и стронция [3]. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы [4].
Все технологии борьбы с солеотложениями (рисунок 1) делятся на предупреждение и удаление солеотложения.
Как показывает практика, первая группа методов гораздо более эффективна.
В лабораторных условиях проведены исследования по оценке эффективности ингибиторов солеотложений.
Были протестированы 4 ингибиторы различных производителей: все водорастворимы и имеют плотность 1048 – 1025 г/см3.
Тестирование ингибиторов минеральных отложений проводились на имитате (модели) пластовой воды Узеньского месторождения следующего состава:
рН |
ρ, г/см3 |
Содержание, г/дм³ |
Общая жёсткость, мг-экв/л |
Общая минерализация, мг/дм³ |
Тип воды по Сулину |
|||||||
HCO-3 |
CO2-3 |
Ca2+ |
Mg2+ |
Cl- |
Fe2+ + Fe3+ |
K+ + Na+ |
SO2-4 |
|||||
6,9 |
1,04 |
0,28 |
0,0 |
3,01 |
1,28 |
32,9 |
0,0 |
15,7 |
0,24 |
255 |
53,438 |
Cl-Ca |
Лабораторное исследование ингибиторов проводились трилонометрическим методом по разности содержания ионов кальция в образцах с добавлением и без добавления ингибитора солей при 60°С.
По данным лабораторных исследований построен график зависимости эффективности реагента от концентрации:
Эффективность ингибирования солеотложений исследуемых реагентов различается, но всегда прямо пропорционально зависит от дозировки. Так, согласно результатам исследования эффективности ингибирования солеотложений на имитате (модели) воды максимальную эффективность (100%) ингибирования в «жёстких» условиях показали ИСО марки «D» и «A». Все ингибиторы начинают проявлять эффективность и при малых дозировках (5 – 10 мг/дм3). При средних дозировках (20 мг/дм3) эффективность ингибиторов примерно одинаковы (71,43 – 87,5%). При 30 мг/дм3 100%-ную эффективность показал «D», тогда как «B» – 85,71%, «A» – 87,5%. При более высоких дозировках (60 мг/дм3) наиболее эффективны «A», «D», эффективность реагента «B» – 85,71%.
Как следует из представленных данных, максимальная ингибирующая способность реагента «C» – 81,13 и 73,58% достигается при дозировках 20 и 30 мг/дм3.
В целом по результатам тестирования наибольшую эффективность в условиях месторождения Узень показали «A» и «D».
Как известно, ингибитор рекомендуют к опытно-промышленным испытаниям, если при лабораторных испытаниях защитный эффект ингибирования солеотложений составляет 75 – 90% при концентрации ингибитора 5 – 30 мг/л.
Результаты лабораторных исследований дают основания для рекомендации химических реагентов против образования минеральных отложений солей для проведения ОПИ на месторождения Узень.
Библиографический список
- Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. М.: Недра. 1986. 240 с.
- ЗАО «Опытный завод Нефтехим». Солеобразование при добычи нефти // Инженерная практика. 2010. №4. С.: 40-42.
- Мизипов И.Р. Алгоритм подбора и результаты применения ингибиторов солеотложений // Инженерная практика. 2012. №1. С.: 26-29.
- Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Владивосток: Дальнаука. 2011. 288 с.
Количество просмотров публикации: Please wait