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