Борьба с солеотложениями, ингибиторная защита трубопроводов, ингибирование трубопровода

Солеотложение в процессе нефтедобычи существенно сокращает наработку на отказ погружных скважинных насосов (в несколько раз), снижает продуктивность и дебит скважины, приводит к значительному росту затрат на ремонт и восстановление вышедшего из строя оборудования. Образовавшиеся отложения способствуют локализации и резкому росту коррозионных процессов, что так же ведёт к преждевременному выходу скважин из строя и увеличению количества ремонтов.

Зоны отложения солей:

1. Призабойная зона скважины
2. Эксплуатационная колонна
3. Поверхность колес ЭЦН
4. Насосно-компрессорные трубы, наземные коммуникации

 Предотвращение солеотложений

Методы ингибирования:

• постоянное дозирование ингибитора с помощью дозирующей установки типа УДЭ (УДПХ, БДР и т.д.);
• периодическое дозирование;
• депонирование ингибитора в пласте;
• добавление ингибитора к жидкости глушения;
• дозирование ингибитора в отдельную нагнетательную скважину;
• дозирование ингибитора в группу нагнетательных скважин с КНС

Предупреждение солеотложения достигается использованием ингибиторов в оптимальных дозировках, значения которых определяются содержанием солеобразующих ионов НСО₃^- и Са²⁺ в пластовой воде.

Выбор ингибитора и его оптимальной дозировки производится на основании результатов экспериментальных работ по исследованию эффективности ингибиторов солеотложения для вод различного ионного состава.

Постоянное дозирование ингибитора индивидуальной дозирующей установкой

Метод заключается в подаче ингибитора в затрубное пространство скважины или в трубопровод в постоянном режиме с помощью стандартной дозирующей установки.

Технология периодического дозирования в затрубное пространство скважины

Технология заключается в серии одноразовых закачек пачек ингибитора в затрубное пространство скважины с частотой в зависимости от производительности скважины.

Обработке подвергаются скважины с низкой производительностью, где отсутствуют условия немедленного выноса всего объема ингибитора насосом.

Технология задавливания ингибитора в пласт

Технология заключается в задавливании пачки ингибитора в призабойную зону пласта, где он адсорбируется и удерживается на поверхности породы. В процессе фильтрации жидкости через ПЗП протекает постепенный процесс десорбции, ингибитор высвобождается и с пластовой жидкостью поступает в скважину, обеспечивая условия предупреждения отложения солей.

Для подготовки поверхности породы и удаления уже образовавшихся отложений рекомендуется совмещать задавливание в пласт с небольшой по объему кислотной обработкой скважины. Этот прием, одновременно, позволяет увеличить проницаемость ПЗП и облегчает процесс доставки ингибитора в пласт.

Добавление ингибитора к жидкости глушения

Добавление ингибитора солеотложения к жидкости глушения производится с целью избежать несовместимости ионного состава растворенной соли жидкости глушения с ионами пластовой воды.

Присутствие ингибитора солеотложения в жидкости глушения позволяет избежать отложения солей в первые несколько дней после запуска скважины.

Удаление солеотложений

Удаление солеотложений из насосного оборудования

Удаление солеотложений производится при работающем насосном оборудовании путем подачи в затрубное пространство скважины солянокислотного раствора (при преобладании карбонатных отложений). Главным требованием при такой обработке является использование мало концентрированного раствора кислоты – не более 5 %. Вторым обязательным условием является применение ингибированной ингибитором коррозии кислоты. Для более продолжительного эффекта ингибирования в состав промывочной жидкости следует добавить ингибитор солеотложений.

Удаление солеотложений из ствола скважины

Если при подъеме насоса имели место затяжки в начальный период извлечения, можно предположить наличие солеотложения в колонне ниже приема насоса.

Для удаления отложений используют технологию солянокислотной ванны. В отличие от обычной солянокислотной ванны в стволе скважины с солеотложением объем кислоты принимается равным внутреннему объему колонны от приема насоса до нижних отверстий перфорации. Ниже интервала перфорации в зумпфовой части скважины в этот период ставится буфер из тяжелого раствора. Объем буфера равен внутреннему объему колонны в интервале от нижних отверстий перфорации до забоя. Данный прием позволяет сэкономить значительный объем кислоты.

Концентрация кислотного раствора принимается 15%. В кислоту добавляется ингибитор коррозии и стабилизатор.

Удаление солеотложений из ПЗП

Удаление солеотложения в ПЗП добывающей скважины производится простой солянокислотной обработкой.

Обязательным элементом солянокислотной обработки должна быть предварительная солянокислотная ванна с удалением отложений из эксплуатационной колонны. Без такого удаления солянокислотный раствор по пути на забой скважины будет интенсивно реагировать с отложениями в стволе скважины, снижая свою эффективность.

Удаление солеотложений с поверхности рабочих частей УЭЦН во время ремонта на специализированном предприятии

Проблему борьбы с отложениями на рабочих органах ЭЦН и, как следствие, работу по удалению отложений с рабочих поверхностей рабочих деталей и механизмов ЭЦН, можно разделить на три составляющие темы:

1. удаление солеотложений с рабочих колес и направляющих аппаратов ступени ЭЦН, после их извлечения из корпуса ЭЦН;

   Пример проведения испытаний реагента комплексного действия «ИНКОИЛ» на территории производственной базы ООО «СамараЭлектроСервис».

   Колеса ЭЦН до обработки	Колеса выдерживались в реагенте в течение 30 минут	Колесо после обработки

2. удаление отложений с пакетов ротора двигателя ЭЦН и подшипников ЭЦН;
3. расклинивание ЭЦН с помощью химреагента, на которым затруднен разбор механическим способом на производственной базе