11.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями

В процессе эксплуатации Гремихинского месторождения возможны процессы солеотложения на скважинном оборудовании, обусловленные изменением термодинамических условий и физико-химического равновесного состояния соленой попутнодобываемой воды при ее движении из пласта в скважины, от зоны перфорации до устья по колонне НКТ и далее по системе сбора нефти. Кроме того, при проведении капитальных ремонтов скважин, ремонтов скважинного оборудования и технологических операций возможно смешивание пластовой воды с водой иного солевого состава, что так же вызывает нарушение физико-химического равновесия флюидов.

На практике отсутствуют эффективные методы удаления солеотложений со стенок оборудования. Поэтому основную роль в борьбе с солеотложениями играет их предупреждение.

Выбор методов предупреждения солеотложений на Гремихинском месторождении должен основываться на результатах исследований вероятности выпадения тех или иных солей в нефтепромысловом оборудовании. Диагностику вероятности выпадения солей, растворенных в пластовой воде в осадок, рекомендуется осуществлять путем постоянного контроля химического состава попутно добываемых из скважин вод. При высокой степени вероятности (95 %) скважины планируются к обработке соответствующими ингибиторами.

Предупреждение солеотложений может быть реализовано с помощью реагентных и безреагентных методов.

1. Реагентные методы основаны на понижении скорости солеотложения под действием специальных реагентов, получивших название ингибиторов солеотложения. Для обработки скважин рекомендуются следующие ингибиторы отечественного производства: ПАФ-13А, СНПХ-5311, СНПХ-5312 (для карбонатных осадков); Инкредол, НТФ, ИКД-1, ПАФ-41, СНПХ-5301 М, СНПХ-5312, СНПХ-5314 (для карбонатных и гипсовых осадков). Основными их преимуществами является их высокая эффективность при сравнительно небольших расходах, порядка 1-20 мг/л, высокая термоустойчивость (90-150°С), хорошая совместимость с полимерами, гликолями, ингибиторами коррозии и деэмульгаторами.

2. Применение оборудования и труб с защитными покрытиями, уменьшающими шероховатость стенок и силы адгезии.

3. Снижение обводнённости добываемой продукции (водоизоляционные мероприятия).

11.2.3 Мероприятия по предупреждению образования стойких нефтяных эмульсий

Нефть, добываемая из скважин вместе с пластовой водой, в определенных условиях образует стойкие водонефтяные эмульсии. Стойкость эмульсий зависит от многих факторов, главными из которых являются:

– степень дисперсности эмульсии;

– тип эмульгатора, образующего на поверхности капель воды бронирующие оболочки, механическая прочность которых со временем увеличивается;

– рН эмульгированной пластовой воды;

– наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда;

– температура смешивающихся жидкостей (воды и нефти);

– вязкость нефти и др.

С течением времени эмульсии «стареют», становятся более стойкими и трудноразрушимыми, поэтому необходимо предупреждение образования стойких эмульсий в самом начале технологического процесса добычи нефти, то есть в скважине. С этой целью на месторождении необходимо проведение следующих мероприятий:

1. Выбор режима эксплуатации скважины и насосного оборудования производить из условия наименьшего штуцирования и перемешивания потока.

2 Использование деэмульгаторов, которые дозировочными насосами подаются на забой или на устье скважины, в отдельные участки нефтесбора. Наиболее эффективными деэмульгаторами для разрушения водонефтяных эмульсий Гремихинском месторождения являются Реапон-4В, СНПХ-4315Д, ДИН-1Д, СТХ-6, OFC-D. Ассортимент деэмульгаторов постоянно пополняется отечественными и иностранными производителями. Выбор наиболее эффективных реагентов производится опытным путем, сначала в лабораторных, затем в промысловых условиях.