Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложением на нефтяном месторождении

При эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН на Тарасовском месторождении, возникают осложнения, один из них активное проявления солеотложений. Солеотложение на рабочих колесах погружных скважинных центробежных насосов является одним из основных осложнений, проявляющихся в настоящее время в процессе эксплуатации скважин месторождения на (рис. 1). Процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующийся в условиях обводнения добываемой продукции. В процессе подъема нефтяного потока от забоя к устью скважины изменяются термобарические условия, что вызывает нарушение химического равновесия в добываемой продукции. Это сопровождается отложением неорганических солей на стенках НКТ и рабочих колесах ЭЦН, что снижает наработку на отказ [1, с. 15].

Рис. 1. Солеотложения на рабочих органах ЭЦН

Основные причины солеотложения:

Первая – смешивание вод разного состава несовместимых друг с другом (пластовые, ППД, глушение).

Вторая – возрастание фактической концентрации осадкообразующих ионов в добываемой жидкости при растворении минералов горных пород и газов (перенасыщение вод).

Третья – изменения (по сравнению с пластовыми условиями) давления и температуры, испарении воды, выделении газов.

Воздействие факторов, которые нарушают равновесную концентрацию солевого раствора (предельную растворимость).

Можно определить зоны, где наблюдается практически наибольшее количество отложений, примеры этих отложений на (рис. 2).

Рис. 2. Места солеотложений на насосном оборудовании

Зоны отложения солей и влияние на эксплуатацию:

Зона 1. ПЗП скважины и зона перфорации. Снижается приток из пласта, рабочая зона УЭЦН смещается в левую зону. Повышается риск отключения насоса по ЗСП, перегрева и отказа двигателя из-за слабого притока, на (рис. 3).

Зона 2. Эксплуатационная колонна. Снижается внутренний диаметр ЭК, риск прихвата, механические повреждения оборудования при проведении СПО.

Зона 3. Поверхность рабочих органов ГНО. Снижается КПД насоса, приводит к деградации напорно-расходных характеристик ЭЦН, заклиниванию и слому вала.

Рис. 3. Зоны отложения солей на скважине

Зона 4. Насосно-компрессорные трубы, наземные коммуникации. Повышаются потери напора ЭЦН на трение при подъеме скважинной жидкости. Снижается КПД УЭЦН и растут удельные затраты на подъем 1 тн. Полное перекрытие проходного сечения в НКТ, ФА или выкидной линии.

Солеотложение крайне негативно влияет на безопасность эксплуатации трубопроводов. Оно вызывает усиление локальной коррозии металла труб, что приводит к их ускоренному разрушению, сопровождающемуся разливами нефти [2, с. 65].

Методы предупреждения солеотложения:

• Подготовка и использование для закачки в пласт вод, совместимых с пластовыми (закачка воды из водоносного горизонта, закачка подтоварной воды);
• Изменение ионного состава закачиваемой воды (удаление сульфат ионов из воды); Подбор режима работ скважин в диапазоне Рзаб, Т (без риска солеотложения);
• Постоянное дозирование ингибитора солеотложений в товарной форме на прием насоса по импульсной трубке; Периодическое дозирование ингибитора солеотложений в затруб скважины в различных формах (товарной, в водном растворе) [3, с. 175].
• Защита на ВНР (Ингибирование, снижение pH кислотными составами, замещение тяжелых растворов глушения). Внутрискважинный контейнер с ингибитором солеотложений (управляемый, не управляемый); Капсулированный ингибитор солеотложений, размещённый в зумпф скважины;
• УЭЦН с рабочими органами и направляющими аппаратами, не склонными к отложению солей; Электро-волновой излучатель.

Методы удаления солеотложения:

Периодические промывки ГНО Растворителем солеотложений (кислотными составами); Кислотные ванны для очистки НКТ и зоны перфорации; Применение инструментов КРС (скрепер, райбер) [4, с. 25].

Основным способом защиты скважин от солеотложений является внедрение устьевых дозаторов (95%) для постоянной закачки ингибиторов солеотложений, на (рис. 4). Постоянное дозирование ингибитора в товарной форме в затрубное пространство скважины через УДЭ осуществляется на 79 скважинах, всего 6 отказов по причине солеотложений на ЗФ. Эффективность защиты составила 92,5%.

Рис. 4. Устьевой дозатор

В 2021 году планируются опережающее внедрение УДЭ на скважинах после ГТМ (с потенциально возможным солеотложением). Для этих целей планируется использовать высвобождающиеся УДЭ коррозионного фонда, после внедрения НКТ с антикоррозионным покрытием. В 2018 году по 11 скважинам произвели задавку ингибитора в пласт под давлением (технология SQUEEZE соли), по состоянию на 2019 год отказов нет. Эффективность защиты составила почти на 95%.