Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними

У процесі експлуатації газових і газоконденсатних родовищ з появою в продукції сверд­ловин пластової мінералізованої води виникають ускладнення, пов'язані з утворенням і відкладенням неорганічних солей у стовбурах видобувних свердловин, трубопроводах і про­мисловому обладнанні.

Відклади солей, звичайно тверді, мають добре зчеплення з поверхнею металу і важко піддаються видаленню.

Склад солевих відкладень різноманітний і представлений сульфатами і карбонатами кальцію, хлористим натрієм, сульфатами барію і магнію, хлоридами кальцію, магнію, калію, бікарбонатом кальцію та іншими елементами. В солевих відкладеннях присутні та­кож органічні компоненти і продукти корозії металоконструкцій.

Основними причинами відкладення солей є такі фактори:

контакт хімічно несумісних вод (змішування пластових вод різних горизонтів або пла­стових вод з конденсаційною водою);

зміна термодинамічних умов (температури і тиску);

зміна гідродинамічних умов (зниження швидкості руху газорідинного потоку в ліфтових трубах і промислових комунікаціях).

На процес солевідкладення впливають також електричне поле; органічні складові; харак­тер емульсії в свердловині; природа поверхні обладнання і пристінні шари рідини; хімічні реа­генти, які використовуються при видобутку газу (метанол, соляна кислота тощо).

Всі відомі методи боротьби з солевідкладеннями спрямовані або на запобігання відкладення солей, або на видалення осаду, який відклався. Методи попередження со-левідкладень можна розділити на три основні групи: технологічні, фізичні та хімічні.

До технологічних методів належать:

правильний вибір джерел водопостачання для підтримання пластового тиску;

селективна ізоляція обводнених пластів у видобувних свердловинах;

гомогенізація газоводоконденсатного потоку в ліфтових трубах;

збільшення швидкості руху газорідинного потоку в ліфтових трубах;

використання газопромислового обладнання зі захисним покриттям внутрішньої по­верхні (скло, емалі, лаки, епоксидна смола, фторопласт, поліамід, пінопласт з графітом або алюмінієм, стабілізований поліетилен високої густини, вініпласт, поліхлорвініл, поліметафторетилен).

Фізичні методи запобігання солевідкладень грунтуються на обробці продукції свердло­вини магнітними, акустичними та електричними полями, а також їх комбінаціями. Тепер на основі фізичних методів розроблені та застосовуються різноманітні пристрої, які спуска­ються в свердловини. Фізичні методи запобігання солевідкладень мають локальний харак­тер і пов'язані зі створенням додаткових пристроїв і споживанням електроенергії.

Хімічний метод запобігання солевідкладень, заснований на застосуванні хімічних реа-гентів-інгібіторів солевідкладень, найпоширеніший. Він є найбільш ефективним і техно­логічним з відомих способів запобігання солевідкладення.

При правильному виборі інгібіторів і відповідної технології їх використання можна за­безпечити запобігання солевідкладень на всьому шляху руху продукції свердловини від ви­бою до установки комплексної підготовки газу.

Інгібітори солевідкладення поділяються в основному на три типи залежно від механізму їх фізико-хімічної дії:

комплексони (хелати) і похідні амінополікарбонових кислот - речовини, які здатні "зв'язувати" іони кальцію або заліза і перешкоджають їх реакції з іонами сульфату або кар­бонату (наприклад, трилон Б);

комплексони з фосфоновими групами - речовини, які мають "пороговий" ефект. Інгібітори цього типу утворюють з осадкоутворюючими іонами стійкі водорозчинні комп­лекси або адсорбуються на зачатках (центрах) кристалізації;

кристалоруйнівні інгібітори, які не перешкоджають кристалізації солей, а тільки ви­дозмінюють форму кристалів і перешкоджають їх подальшому росту.

Широко застосовуються композиції інгібіторів, які вміщують ряд речовин (комплексо­ни, ПАР, полімери і т.д.) і мають комплексоутворюючі та кристалоруйнівні властивості.

За хімічною будовою інгібітори солевідкладення діляться на дві групи: однокомпонентні та багатокомпонентні, залежно від кількості хімічних з'єднань. У свою чергу однокомпо­нентні інгібітори діляться на аніонні та катіонні.

До аніонних інгібіторів належать: похідні карбонових кислот (полімерні з'єднання ак­рилового ряду, сополімери на основі малеїнового ангідриду); похідні сульфокислот; фосфо-ропохідні (неорганічні поліфосфати, органічні фосфати). Серед фосфороорганіч-них похідних виділяють ефіри фосфорної кислоти, фосфати, амінофосфати.

До катіонних інгібіторів належать поліалкіленаміни, моноаміни, четвертинні амонієві основи, поліетоксиловані аміни.

Багатокомпонентні інгібіруючі композиції готуються з двох і більше компонентів і умо­вно поділяються на дві підгрупи:

композиції, в яких один з компонентів не є інгібітором солевідкладення. Крім інгібітора, такі композиції вміщують неіоногенні ПАР, які або підсилюють дію інгібітора, або мають друге самостійне значення, але не погіршують при цьому дію інгібіруючого компонента;

композиції, в яких усі компоненти є інгібіторами солевідкладення. При змішуванні їх одержують синергетичний ефект інгібіруючої дії.

Найчастіше застосовують інгібітори солевідкладення, які належать до аніонних фосфо­рорганічних інгібіторів фосфонових кислот. До них належать нітрилотриметил-фосфонова кислота (НТФ) і одержані на її основі композиції (ІСБ-279, ІСБ-281, ІСБ-382, НТФ-ЕГ, НТФ-ПАА), оксиетилідендифосфонова кислота (ОЕДФ), 1,3 даамінопропанол-2-N, N, N¹,

-гетраметилфосфонова кислота (ПАФ). На основі НТФ, ОЕДФ, ДПФ і ПАФ з додат­ком води, етиленгліколю та інших компонентів одержані інгібітори солевідкладення ПАФ-1,13,41, ДПФ-1, СНПХ-5301, інкредол-1, ІСТ-1, фосфонол (ДПФ-1Н).

До другої групи інгібіторів солевідкладення належать аніонні неорганічні поліфосфати: поліфосфат натрію (ПФН), триполіфосфат натрію (ТПФН), гексаметафосфат натрію (ГМФН), тринатрійфосфат (ТНФ), фосфорований триетаноламін (ФТЕА).

До третьої групи інгібіторів солевідкладення належать інгібітори на основі полімерних з'єднань акрилового ряду: гідролізований поліакриламід (ПАА) і гідролізований поліакрилонітрил (гіпан).

До інгібіторів на основі полімерів зараховують також нітролінгіт, сополімер вінілацетата з малеїновим ангідридом.

До групи багатокомпонентних інгібіторів солевідкладення належать реагент ПС-АзНДПІнафта-76 (композиція на основі аммосфосфату амонію і сульфанолу) і реагент "Азербайджан" (суміш водного розчину силікату натрію й етилового спирту).

Для боротьби з солевідкладеннями також застосовують імпортні інгібітори: Р-181, Р-191, корексит-7647.

Ефективність запобігання відкладення солей також залежить від правильного вибору технології використання інгібітора. При виборі технології введення інгібітора со­левідкладення необхідно враховувати геологічні особливості експлуатаційного об'єкта, склад води, що видобувається, причини й умови відкладення солей, їх склад і т.д.

Тепер дозування інгібіторів здійснюється шляхом безперервного або періодичного зака­чування їх у свердловини з використанням поверхневих дозуючих насосів або глибинних дозаторів.

Методи видалення відкладень солей з поверхні газопромислового обладнання розділяються на дві групи: механічні та хімічні. Механічні методи видалення солей основані на використанні для руйнування твердих осадків бурового інструменту, спеціальних при­строїв і гідромоніторів.

Хімічні методи видалення солевих відкладень грунтуються на використанні різних реа-гентів-розчинників. Найбільш широко розроблені хімічні методи стосовно гіпсових пробок. Як реагенти для видалення гіпсових відкладень рекомендується використовувати суміші розчинів соляної кислоти і хлориду натрію, розчин їдкого натрію, суміш трилона Б і гідроксиду натрію.

Список літератури

 

1. Амиян В.А., Амиян А.В.."Васильєва Н.П. Повышение производительности сква-жин.-М.:Недра, 1986.-160с.

2. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконден-сатных месторождений: Справочное пособие.-М.:Недра,1988.-575с.

3. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Справочное руковод­ство в 2-х тт./ Под ред. Ю.П.Коротаева, Р.Д.Маргулова.-М.:Недра,1984.-Том I -360с.,том ІІ-288С.

4. Зотов Г.А. Динков А.В., Черных В.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах.-М.:Недра,1987.-172с.

5. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин /Под ред. Г.А.Зотова,З.С.Алиева.-М.:Недра,1980.-301с.

6. Кондрат Р.М. Газоконденсатоотдача пластов.-М.:Недра, 1992.-255с.

7. Коротаев Ю.П.,Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа.-М.:Недра, 1984.-487с.

8. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование.-М.:Недра, 1985.- 232с.

9. Нефтепромысловое оборудование: Справочник/Под ред. Е.И.Бухаленко.-М.:Не-дра.1990.-559с.

10. Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением/ Ю.В.Зайцев, А.А.Даниельянц, А.В.Круткин, А.В.Романов.-М.:Недра,1982.-215с.

11. Поверхностные явления и поверхностно-активные вещества: Справочник/ А.А.Аб-рамзон, Л.Е.Боброва, Л.ПЗайченко и др. /Под ред. А.А.Абрамзона и Е.Д.Щукина. -Л.:Хи-мия, 1984.-392с.

12. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты.-М.:Энергоатомиздат, 1989.-352с.

13. Технологический режим работы газовых скважин/З.С.Алиев,С.А.Андреев, А.П.Власенко,Ю.П.Коротаев.-М.:Недра,1978. -279с.

14. Технология добычи природных газов/Под ред. А.Х.Мирзаджанзаде.-М.:Недра, 1987.-414С.

15. Тихомиров BJC. Пены. Теория и практика их получения и разрушения.2-е изд., пе-рераб.-М.:Химия, 1983.-264с.

16. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений/А.Б.Сулейманов, Р.П.Кули­ев, Э.И.Саркисов, К.А.Карапетов.-М.:Недра, 1986.-285с.

 

Глава 21