Scientific journal
Advances in current natural sciences
ISSN 1681-7494
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,823

Одной из важнейших причин, снижающих эффективность добычи нефти на отдельных месторождениях крайнего Севера России является отложение на поверхности оборудования и трубопроводов неорганических солей. В основном это - карбонат кальция (70 %), карбонат магния (3-4 %), а также оксиды и сульфиды железа. Образование солей приводит к ухудшению, в целом, технико-экономических показателей нефтедобывающих предприятий.

За пять лет работы и личного участия в научно-производственном эксперименте на Восточно-Янгинском месторождении (Губкинский район ХМАО), автор убедился в негативности последствий солеотложения в скважинах. Это - преждевременный выход из строя ЭЦН, затраты на ремонт и закупку нового оборудования, потери нефти из-за простоя скважин, закупорка нефтяных коллекторов, водоводов и многое другое. Использование в добыче нефти высокопроизводительного импортного оборудования дорого обходится предприятию, требует особых подходов и применения технологий ингибирования солеотложения. В рамках обозначенной проблемы авторы приводят систематические с 2006 г. исследования процесса солеотложения и его зависимости от геологического строения месторождения и используемой технологии разработки.

Отложения солей в скважинах и нефтепромысловом оборудовании представляют собой кристаллические неорганические образования, формирующиеся в результате выпадения солей в пластах и во всей цепочке нефтепромыслового оборудования. Установлено, что выпадение солей происходит в результате изменений ионного состава их растворов, рН, давления и температуры. Выявлен широкий спектр твердых отложений, которые могут влиять на эффективность добычи нефти, в том числе кальцит (СаСО3), сидерит (FeCO3) барит (ВаSO4) целестин (SrSO4) ангидрит (СаSО4), гипс (СаSO4 2О), пирит (FeS), галенит (РвS) и сфаренит (ZnS).

Исследователи М. Джордан и Э. Макей из университета Hariot-Watt (Великобритания) приводят три основные причины формирования отложений солей в наземных и морских нефтепромысловых системах [1]. Последнее особенно важно для нашего северного шельфа.

1. Уменьшение давления и/или температуры минерализованных вод, ведущее к снижению растворимости солей (при этом часто выпадают карбонатные соли, такие как карбонат кальция):

Са(НСО3)2 = СаСО3 + СО2 + Н2О.

2. Смешение двух несовместимых жидкостей - обычно пластовой воды с высоким содержанием катионов (таких как ионы бария, кальция и/или стронция), с закачиваемой водой (характеризующейся высоким содержанием сульфатов),в результате чего выпадают соли сульфатов, такие как сульфат бария:

Ва2+ (или Sr2+ или Са2+ ) + SO2- = ВаSO4 (или SrSО4 или СаSО4).

К числу других солей, выпадающих при смешении несовместимых сред, относятся сульфиды (когда серосодержащий газ смешивается с железом, цинком или свинцом, входящими в состав пластовых вод), такие как сфалерит:
Zn2+ + Н2S = ZnS + 2H2+ .

3. Испарение минерализованной воды, в результате чего концентрация солей в ней возрастает до уровня предела растворимости. Что приводит к их выпадению из раствора. Это может происходить в газовых скважинах, характеризующихся высокими давлениями и температурами,в которых поток сухого газа смешивается с небольшим количеством минерализованной воды, в результате чего выпадает галит (NaCl).

Детали механизма выпадения солей обсуждаются уже более 10 лет во многих работах [1-4].
Показано, что технологии предотвращения осложнений, связанных с выпадением солей в осадок, могут быть разделены на четыре группы - выбор источника закачиваемого флюида; применение ингибиторов; химико-механическая обработка и регулирование расходов.

Основные риски, связанные с отложениями солей в процессе добычи углеводородов, могут быть оценены по массе отложений и степени насыщенности раствора, из которого выпадают соли, с учетом его химических характеристик и состава входящих в него компонентов.

Для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от солеотложения, в компании «РН-Пурнефтегаз» используются дорогостоящие ингибиторы (попеременно) отечественного и зарубежного производства: СНПХ-5306, Сансал 2001А, ФЛЭК ОЗК №1, ИНСАН, Аквотек 511М, SP203W и др.

В других регионах России с учетом совместимости ингибиторов солеобразования с пластовыми водами применяются также и другие марки. Так, на месторождениях Среднего Поволжья - ингибитор типа ДПФ-1, ИСБ-1 ( на основе фосфорных кислот); ПАФ и ИСП (на основе полимеров); СНПХ, ФТЭА (с участием этаноламинов) и др. [2]. На территории Башкортостана в АНК «Башнефть» технологически наиболее эффективным оказался ингибитор солеотложения «Аквакор 001С», предотвращающий выпадение карбоната кальция более чем на 95 % при дозировке, не превышающей 20 мг/л. Данный ингибитор, разработанный на основе натриевой соли, по сравнению с известными обладает пониженной коррозионной активностью (не более 0,1 мм/год) [3].

Не менее сложная картина наблюдалась в последние годы в ОАО «Юганскнефтегаз». Там число осложненных солеотложением скважин порой достигало более 1000. Для удаления солевых отложений из призабойной зоны скважины и с рабочих органов оборудования в «Юганскнефтегазе» широко используются и сегодня кислотные обработки [4]. Авторы показали, что с целью предупреждения отложений солей было опробовано несколько технологий: - непрерывного дозирования ингибитора при помощи наземных дозирующих установок (УДЭ); периодической подачи реагента в затрубное пространство скважин; - закачку ингибитора солеотложения совместно с нагнетаемой в пласт водой через систему ППД; ингибирование добываемых флюидов с использованием погружных скважинных контейнеров-дозаторов, заполненных композиционным ингибитором типа «Акватек-511М», Азол 3010», «Сансол 2001А» и др. Многолетние исследования позволили авторам определить критерии выбора скважин для наиболее эффективного применения основных технологий.

В настоящее время на Восточно-Янгинском месторождении для борьбы с солеотложениями используются только две технологии:

1) постоянного дозирования ингибитора в затрубное пространство скважины дозирующей установкой типа «УДЭ» и

2) задавливания пачки ингибитора в призабойную зону пласта.

Первый вариант имеет недостатки. Он не защищает от солеотложения ПЗП скважины и интервал «от забоя до приема» ЭЦН. Успешные испытания на скважинах второй технологии - «задавливания ингибитора в пласт» - показали эффективность ее применения даже при значительном удорожании.

Мы понимаем, что однозначного решения по эффективности применяемых технологий пока нет. Экспериментальные исследования с разными ингибиторами и поиск новых предложений защиты от солеотложения - наша задача на ближайшее время. Все зависит от геологического видения строения пластов. Одновременно и проблема совершенствования качества ингибиторов солеотложения остается актуальной по сей день.

Список литературы

  1. Джордан М, Макей Э. Предотвращение отложения солей в процессе добычи нефти на глубоководных месторождениях. /Нефтегазовые технологии. - 2006. - № 1. - С. 44-48.
  2. Кащавцев В.Е. Подбор ингибиторной защиты скважины от солеобразования при добыче нефти / Нефтепромысловое дело. - 1993. - № 607. - С. 21-23.
  3. Шайдаков В.В., Масланов А.А., Емельянов А.В. и др. Предотвращение солеотложений в системе поддержания пластового давления / Нефтяное хозяйство. - 2007. - №6. - С. 70-71.
  4. Семеновых А.Н.. Маркелов Д.В., Рагулин В.В. и др. Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 2005. - №8. - С. 94-97.