К ВОПРОСУ О СОЛЕОБРАЗОВАНИИ В ПРОЦЕССЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА СЕВЕРЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
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 2Н2О), 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 (хаpaктеризующейся 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, хаpaктеризующихся 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 хаpaктеристик 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 прострaнcтво 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 прострaнcтво 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
- Джордан М, Макей Э. Предотвращение отложения солей в процессе добычи нефти на глубоководных месторождениях. /Нефтегазовые технологии. - 2006. - № 1. - С. 44-48.
- Кащавцев В.Е. Подбор ингибиторной защиты скважины от солеобразования при добыче нефти / Нефтепромысловое дело. - 1993. - № 607. - С. 21-23.
- 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.
- 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.
В тесте «открытое поле» изучено поведение гомозиготных (A2/A2) по локусу TAG 1A DRD2 крыс линии WAG/Rij до и после шести сеансов аудиогенной стимуляции, сопровождавшихся большими судорожными припадками. Найдено, что после стимуляции резко снижается двигательная и исследовательская активность крыс. ...
25 04 2024 2:16:55
23 04 2024 1:33:29
Статья в формате PDF 131 KB...
22 04 2024 9:36:52
Статья в формате PDF 114 KB...
21 04 2024 4:26:27
Статья в формате PDF 100 KB...
20 04 2024 17:11:17
Статья в формате PDF 137 KB...
19 04 2024 12:10:10
Процессы разрушения твердой среды рассматриваются в связи с формированием и действием сейсмического излучения. Основой анализа является представление о сейсмическом излучении как о передаче в твердой среде механического импульса. ...
18 04 2024 6:27:26
Статья в формате PDF 121 KB...
16 04 2024 12:33:34
Статья в формате PDF 110 KB...
15 04 2024 2:51:21
Статья в формате PDF 117 KB...
14 04 2024 6:23:22
В статье описываются математические модели в виде уравнения регрессии, которое позволяет по клиническим признакам хронической сердечной недостаточности со статистической достоверностью предсказать результаты 6-минутного теста. ...
13 04 2024 10:52:28
Статья в формате PDF 275 KB...
12 04 2024 6:15:18
Статья в формате PDF 103 KB...
11 04 2024 10:50:50
Статья в формате PDF 118 KB...
10 04 2024 15:30:36
Статья посвящена анализу рынка бытовых услуг Саратовской области. Дается хаpaктеристика объема и структуры потрeбления, места бытовых услуг в системе предпочтений граждан, обеспеченности бытовыми услугами населения городской и сельской местности, анализируется распределение оказывающих бытовые услуги организаций по формам собственности. ...
09 04 2024 12:56:35
Статья в формате PDF 254 KB...
08 04 2024 0:33:17
Статья в формате PDF 212 KB...
07 04 2024 16:52:38
Статья в формате PDF 118 KB...
06 04 2024 16:30:32
Статья в формате PDF 121 KB...
04 04 2024 3:46:54
Статья в формате PDF 267 KB...
03 04 2024 9:29:14
Статья в формате PDF 106 KB...
02 04 2024 17:29:11
Статья в формате PDF 134 KB...
01 04 2024 22:30:15
Статья в формате PDF 120 KB...
31 03 2024 6:24:43
Статья в формате PDF 225 KB...
30 03 2024 8:56:48
Статья в формате PDF 126 KB...
29 03 2024 15:23:31
Статья в формате PDF 109 KB...
27 03 2024 23:21:36
Статья в формате PDF 168 KB...
26 03 2024 16:49:59
25 03 2024 21:42:16
Статья в формате PDF 116 KB...
24 03 2024 1:10:32
Статья в формате PDF 104 KB...
23 03 2024 7:38:58
Статья в формате PDF 119 KB...
22 03 2024 10:41:20
Статья в формате PDF 102 KB...
21 03 2024 5:34:35
Статья в формате PDF 305 KB...
20 03 2024 8:49:56
Статья в формате PDF 252 KB...
19 03 2024 5:53:55
Статья в формате PDF 121 KB...
17 03 2024 2:29:38
Еще:
Поддержать себя -1 :: Поддержать себя -2 :: Поддержать себя -3 :: Поддержать себя -4 :: Поддержать себя -5 :: Поддержать себя -6 :: Поддержать себя -7 :: Поддержать себя -8 :: Поддержать себя -9 :: Поддержать себя -10 :: Поддержать себя -11 :: Поддержать себя -12 :: Поддержать себя -13 :: Поддержать себя -14 :: Поддержать себя -15 :: Поддержать себя -16 :: Поддержать себя -17 :: Поддержать себя -18 :: Поддержать себя -19 :: Поддержать себя -20 :: Поддержать себя -21 :: Поддержать себя -22 :: Поддержать себя -23 :: Поддержать себя -24 :: Поддержать себя -25 :: Поддержать себя -26 :: Поддержать себя -27 :: Поддержать себя -28 :: Поддержать себя -29 :: Поддержать себя -30 :: Поддержать себя -31 :: Поддержать себя -32 :: Поддержать себя -33 :: Поддержать себя -34 :: Поддержать себя -35 :: Поддержать себя -36 :: Поддержать себя -37 :: Поддержать себя -38 ::