Осложнения в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, страница 4

Возможно использование глубинных насосов для откачки накопившейся на забое жидкости, как на поверхности, так и направлять ее непосредственно в поглощающий горизонт.

8.2. Соляные пробки.

На ряде месторождений происходит отложение твердых осадков неорганических веществ в призабойной зоне скважин, на всем пути от забоя до входа газа в магистральный газопровод. В составе осадков преобладают следующие соли кислот: сульфаты кальция (гипс и ангидрит), карбонаты кальция (кальцит), сульфаты бария (барит), сульфаты стронция (целестин), хлориды натрия (галит) и др.

Главный источник появления отложений солей – присутствие пластовой воды в продукции скважин. Причина выпадения солей в том, что изменяются давление и температура на всем пути движения газа, контакт с метанолом и другими реагентами снижает парциальное давление паров воды, тем самым снижает растворимость солей, кроме того, дегазация воды, смешение вод приводит к образованию твердых осадков.

Установлена последовательность выпадения солей их пластовых вод, которая имеет следующий вид: СаSO4, BaSO4, СаСО3, MgCO3, Na2СО3, NaCl и др.

Соль преимущественно отлагается в стволе скважины, в промысловых коммуникациях и аппаратах, иногда – в призабойной зоне скважины.

Отложения солей приводят к снижению дебита скважин, производительности газопроводов и аппаратов, к изменению их температурного режима. Удаление отложений проводится или механическим (разбуривание, промывка)  или химическими способами.

При химическом удалении гипсов, например, с помощью карбонатных, бикарбонатных реагентов воздействуют на отложения, а затем подают соляную кислоту. Реакция имеет вид:

СаSO4·2Н2О+Na2СО3=СаСО3+Na2SO4+2Н2О                                     (8.2.1)

СаСО3+2НСl=СаСl22О+СО2                                                          (8.2.2)

при подаче щелочи

СаSO4∙2Н2О+2NaOH=Са(ОН)2+Na2SO4+2Н2О                                  (8.2.3)

Са(ОН)2+2НСl=СаСl2+2Н2О                                                              (8.2.4)

Методы предупреждения отложения солей можно разбить на две группы:

- безреагентные, которые предусматривают изоляцию поступления пластовых вод, использование остеклованных труб или покрытых полимерной смолой труб, воздействие магнитными и электрическими полями, ультразвуковыми устройствами;

- химические, основанные на применении реагентов, предотвращающих отложение солей. Используются фосфат-органические соединения против карбонатных и сульфатных отложений.  Например, для предупреждения отложений сульфатов и карбонатов кальция и магния применяется нитролотриметилфосфоновая кислота (НТФ) – С3Н12NO9Р3 и др.

При подборе ингибиторов солеотложений изучается его эффективность к данному процессу, возможность применения в термодинамических условиях скважины, совместимость его с другими реагентами. Требования к ингибиторам определяются условиями эксплуатации, они должны обладать высокой ингибирующей активностью, совместимостью с пластовой водой, малой коррозионной активностью, мало способствовать пенно- и эмульсиобразованию, быть термостойкими.

Расчет расхода ингибитора зависит от условий его применения  и технологии закачки, при этом применяются:

- периодическая закачка в призабойную зону;

- непрерывная подача в ствол скважины.

При периодической закачке необходимое количество ингибитора G определяется по формуле:

G=Gо∙Qв∙А∙τ∙10-3                                                                                 (8.2.5)