Ингибирование АСПО не получило распространения на месторождениях АО «Юганскнефтегаз», главным образом, из-за недостаточного объема исследований по выбору ингибиторов. Опыт применения ингибиторов парафиноотложения ограничивается испытанием реагента СНПХ-7212 в скважинах Усть-Балыкского месторождения и Солкинской площади в июле-сентябре 1988 г. Ингибитор дозировался в течение 5-7 сут в количестве 100 г/т в затрубное пространство скважин. Отсутствие положительных результатов привело к выводу о непригодности ингибитора.
Отложение солей, происходящее
в призабойной зоне пласта,
на стенках ствола скважин,
на поверхности электронасосов,
в промысловых трубопроводах
и сопровождающееся снижением проницаемости пластов, уменьшением притока нефти, нарушением режима работы насосов, снижением пропускной способности трубопроводов и повышением в них давления, так же как и другие виды осложнений причиняет АО «Юганскнефтегаз» серьезный ущерб. Так, по подсчетам специалистов ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», общее число скважин, осложненных солеотложением, превышает 760, причем более 500 находится на Мамонтовском месторождении. Существенные потери в добыче нефти из-за солеотложений происходят также на Южно-Сургутском, Правдинском, Южно-Балыкском и Северо-Салымском месторождениях. Особенно остро эта проблема стоит на северной части Мамонтовского месторождения: в ЦДНГ-1 и ЦДНГ-2. Отложения солей образуются на забое скважин и в НКТ. Если не проводить работы по предотвращению солеобразования, то межремонтный срок службы скважины в среднем не превысит 3 мес.
Борьба с отложением солей ведется в двух направлениях:
удаление сформировавшихся отложений и
их предотвращение.
Для удаления используется 6-8%-ный раствор соляной кислоты с добавками ингибиторов коррозии, а также растворители солеотложений: ГЛИМС-4 и инкредол.
Для предупреждения отложений неорганических солей в основном применяют ингибиторы солеотложений ПАФ-13А и ПАФ-13Б (водные растворы полиаминометиленфосфоновых кислот).
На Мамонтовском месторождении ведутся активные работы по усовершенствованию методов борьбы с удалением отложения солей и их предотвращению. Установлено, что скважины, в которых происходит отложение солей, расположены довольно равномерно, и нет оснований говорить о зональности их размещения. Формирование осадков объясняется, в первую очередь, смешением пластовых вод гидрокарбонатно-натриевого типа с закачиваемыми хлоркальциевыми водами. Отложению солей способствует также использование в добыче нефти различных химических соединений и растворов, в частности, применение для глушения скважин аммонизированного раствора нитрата кальция, хлоридов кальция, натрия, что приводит к избытку отдельных компонентов и отложению их в виде твердой фазы.
В АО «Юганскнефтегаз» разработана программа для расчета на ЭВМ процесса солеотложения. Она позволяет прогнозировать скважины, осложненные осаждением солей, и своевременно проводить мероприятия по предотвращению образования солевых пробок [1,2].
Однако, несмотря на непрерывный поиск и внедрение современных способов ингибирования, проблема отложения неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании остается актуальной, что определяется растущим обводнением скважин, увеличением объемов применения в нефтедобыче различных технологических раствороы сложного минерального состава, нестабильностью процесса солеобразования во времени. Значительны потери от солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, складывающиеся из затрат на обработку скважин и потерь от недополученной нефти. Так, в течение 1992 г. затраты на обработку скважин по удалению солей и ингибированию составили более 275 млн.руб., потери в добыче нефти из-за простоев, вызванных борьбой с отложениями неорганических солей, превысили 160 тыс.т.
Если сравнить соотношение потерь АО «Юганскнефтегаз» от коррозионного разрушения нефтепромыслового оборудования, отложений АСПВ и неорганических солей, а также затрат на борьбу с ними, то оказывается, что наибольший ущерб наносят отложения АСПВ. Поэтому борьба с отложениями АСПВ является наиболее актуальной проблемой, требующей к себе первостепенного внимания.
ВНИИЦ «Нефтегазтехнология» исследованы ингибиторы парафиноотложения как отечественного (СНПХ-7215, СНПХ-7843, ТНПХ-1А), так и зарубежного производства, обладающие высокой эффективностью. Исследование проводилось на нефтях Приобского (пласт АС11, скв. 230/108), Правдинского (пласт БС8, скв. 2490) и Южно-Сургутского (пласт БС10, скв. 420) месторождений методом «холодного стержня», причем для эффективности определения ингибирующей способности реагентов к нефтям добавлялось 2-7% парафина квалификации «ч» Т2-6-09-3637-73. Результаты исследований приведены в таблице 1.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.