К преимуществам магнитной обработки относится простота конструкции, к недостаткам - необходимость монтажа подъемного оборудования, необходимость обработки продукции до начала кристаллизации солей, то есть, невозможность применения при солеобразовании в призабойной зоне пласта.

К недостаткам акустического метода можно отнести сложность конструкции. Кроме того, метод не предотвращает образование солей, а переносит образование солей в продукцию, а результаты неоднозначны.

Технологические методы предупреждения солеотложений имеют следующие недостатки:

- изменение технологических параметров возможно только при подземном ремонте на скважине, и в некоторых случаях можно получить снижение добычи нефти при уменьшении производительности УЭЦН;

- по методу турбулизации потоков эффект нельзя гарантировать, а результат неоднозначный;

- подготовка агента (воды) сложна в реализации, необходимо наличие нескольких источников воды для закачки, значительные затраты на подготовку закачиваемого агента и значительные затраты на инфраструктуру для реализации адресной закачки в зависимости от типа воды;

- ограничение водопритоков скважины сопряжены со значительными затратами и сложностью его реализации;

- сложность нанесения покрытий на поверхности, высокая стоимость и относительная недолговечность и хрупкость покрытий.

- повышенные требования к совместимости ингибитора и значительные затраты на ингибиторы.

Методы удаления неорганических солей делятся на химические и механические.

Химические, в свою очередь, делятся на растворение соляной кислотой с добавлением NaCl или без него. Далее, преобразование солеотложения с последующей обработкой продуктов реакции 10-15% соляной кислотой и, один из методов, это растворение кислотами или обработка комплексообразующими соединениями. Механические - это разбуривание и скреперование эксплуатационных колонн.

К легко удаляемым солям относятся карбонаты кальция. Для его удаления, в основном, применяется соляная кислота. К трудноудаляемым - сульфат кальция, сульфат бария. Для удаления этих солей необходимо применять щелочи, углекислый натрий, соляную кислоту, хелатирующие агенты. Например, карбонат кальция реагирует с соляной кислотой с образованием хлорида кальция, воды и углекислого газа. Преимущества данного метода - малозатратность и относительная простота в реализации. Иногда возникает проблема коррозии глубинонасосного оборудования.

Методы удаления неорганических солей

Для подбора ингибитора солеотложения в ОАО «НижневартовскНИПИнефть» были проведены специальные исследования. По результатам тестирования установлены ингибиторы солеотложения, совместимые с минерализованной попутно добываемой водой Усть-Тегусского месторождения.

2.4 Асфальто-смоло-парафиновые отложения

Технологии предупреждения образования АСПО

Технологии удаления АСПО

Для реализации технологии периодического ингибирования скважинной продукции ингибитором парафиноотложений необходимо:

1. Рассчитать количество ингибитора (Р, кг), задавливаемого на забой скважины по формуле

Р = К · Р0 · · (1-n) · (Qж · ф + Vз)/106, (3.1)

где К = 1,5-2,0 - коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его с забоя скважины;

Р0 - дозировка ингибитора, г/т (при проведении первой обработки скважины рекомендуется «ударная» дозировка ингибитора - 1000 г./т, при последующих обработках применяется оптимальная дозировка - 200 г./т);

Qж - производительность скважины по жидкости, м3/сут;

ф - периодичность обработок, сут (рекомендуется периодичность 7-10 сут с последующим уточнением в ходе опытно-промысловых испытаний);

Vз - объем жидкости на забое и в затрубном пространстве скважины (м3) рассчитать по формуле

Vз = р · rС2 (LС - LНКТ) + р · (rЭ2 - rНКТ2) · (LНКТ - H), (3.2)

где rС - радиус скважины, м;

rЭ - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;

rНКТ - радиус НКТ, м;

LС - глубина скважины, м;

LНКТ - глубина спуска НКТ;

Н - динамический уровень, м;

р - 3,14;

- плотность газонасыщенной жидкости (кг/м3) рассчитать по формуле

= [1 + 2 · Г + 3 · n0 / (1 - n0)] / [b + n0 / (1 - n0)], (3.3)

где 1 - плотность сепарированной нефти в нормальных условиях, кг/м3;

2 - плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;

3 - плотность пластовой воды в нормальных условиях, кг/м3;

Г - газосодержание пластовой нефти, приведенное к нормальным условиям, м3/м3;

- объемный коэффициент нефти в пластовых условиях;

n0 - объемная доля воды в добываемой скважинной продукции рассчитывается по формуле

n0 = n / [n + (1 - n) · 3 / 1], (3.4)

где n - массовая доля воды в добываемой скважинной продукции.

2. Приготовить раствор ингибитора в депарафинизированной нефти для закачки реагента на забой скважины. Концентрация ингибитора в закачиваемом растворе должна быть не менее 10%.

3. Задавку ингибитора в скважину производить с помощью агрегата ЦА-320. При обвязке автоцистерны с агрегатом и агрегата с затрубным пространством скважины необходимо:

опрессовать линию подачи на 1,5-кратное рабочее давление;

давление закачки реагента не должно превышать 80 ат;

обеспечить герметичность линий;

уплотнительные элементы применять из масло-бензостойких материалов;

установить на нагнетательные линии обратный клапан, а на насосе тарированное предохранительное устройство;

минимальная скорость подачи реагентов 3-4 л/с.

4. Подлив ингибитора в скважину может быть произведен также при помощи устройства гидростатического действия в следующей последовательности:

- заполнить устройство требуемым объемом ингибитора или его раствором;

- герметично закрыть люк;

- открыть линию, соединяющую устройство с затрубным пространством скважины с целью выравнивания давления;

слить реагент в скважину.

Периодичность задавки или подлива ингибитора на забой скважины должна быть уточнена в процессе работы скважинного оборудования. Реализация технологии предполагает разработку сетевого графика работ по ингибированию осложненных скважин. [8]

Заключение

Для борьбы с АСПО рекомендуется использовать НКТ с защитными покрытиями, химические методы предупреждения с использованием ингибиторов, тепловые методы. Выбор ингибиторов парафиноотложений производится опытным путем в процессе эксплуатации скважин.

Для борьбы с мехпримесями предлагается использовать забойные щелевые фильтры, как на трубах НКТ, так и на пакере под насосом, применять жидкости глушения скважин, очищенных от механических примесей. Необходимо вести контроль за выносом механических примесей во время вывода скважины на режим и в процессе эксплуатации.

Для защиты от солеотложений рекомендуется использовать ингибиторы комплексного воздействия. Можно рекомендовать внедрение ингибиторов ПАФ-13А, СНПХ-7850, ВРКС, обладающих комплексным воздействием - борьба с АСПВ и солеотложением. Применение и требуемая дозировка рассчитывается и уточняется во время работы и мониторинга за состоянием защищаемых трубопроводов и аппаратов. Применяемые реагенты должны быть допущены к применению в нефтяной отрасли и включены в Реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» и в Регистр Паспортов безопасности.

Для защиты от коррозии рекомендуется использовать трубы повышенной пластичности и хладостойкости в коррозионно-стойком исполнении Синарского, Северского, Волжского трубных заводов, металлопластиковые, стеклопластиковые, полимерно-полиэтиленовые трубы; насосные установки в износо- и коррозионностойком исполнении.

Список используемой литературы