ТЕХНОЛОГИЯ ИНГИБИРОВАНИЯ СКВАЖИН, ОСЛОЖНЕННЫХ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ

Введение

Внимательное изучение геогидрохимических и термодинамических условий по объектам эксплуатации с последующим определением причин перенасыщения попутно добываемых вод солеобразующими ионами является основой рационального выбор метода предупреждения солеотложений. Необходимым фактором выпадения и последующего отложения солей из растворов является создание условий выхода системы из химического равновесия, то есть формирование состояния перенасыщения.

Материалы и методы

В работе использованы опубликованные данные по разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, материалы научно-исследовательских отчетов, а также результаты промысловых наблюдений на месторождениях Восточной Сибири и других регионов. Применялись методы системного анализа и обобщения производственного опыта бурения уплотняющих скважин на объектах с трудноизвлекаемыми запасами.

Результаты

Дозировка погружными скважинными контейнерами (ПСК). Технология основана на размещении под электроцентробежным насосом контейнера с перфорацией, омыванием которого добываемой жидкостью обеспечивается ее обработка ингибитором солеотложений.

В ходе применения технологии ингибирования важен прогноз отложения карбоната кальция и других солей, включая исследование методик предупреждения осаждения и выпадения их из растворов. Для определения степени насыщения раствора карбонатом кальция широкое распространение получил метод на основе алгоритмов Дж. Е. Оддо и М.В. Томсона [2]. 

Метод включает обзор случаев возможного выпадения карбоната кальция из раствора, представляющего собой наиболее распространенную форму карбонатного отложения солей в ходе движении пластовой жидкости с газовой фазой и при ее отсутствии. Для оценки используют определение индекса насыщения карбонатом кальция (SI) [5].

Положительные значения индекса информируют о выпадении осадка, отрицательные – о малом насыщении раствора карбонатом кальция, выпадения осадка не происходит. Степень насыщения раствора карбонатом кальция в потоке жидкости и при подъеме ее по стволу скважины при наличии газовой фазы оценивается по формуле

где [Ca²⁺], [HCO₃^-] – мольные концентрации соответствующих ионов, моль/л; 

T – температура, °F;

P – давление, psi;

Y_g   – мольная доля СО₂ в газовой фазе при соответствующей температуре и давлении, %;

F_g – летучесть газообразной СО₂, которая при соответствующей температуре, давлении находится по формуле

где μ – ионная сила раствора, которая находится по формуле

где z – валентность;

m – концентрация ионов в г-ион/кг воды (моляльность), которая находится согласно формуле

где С – концентрация иона, мг-экв/кг раствора; 

r – плотность, кг/м³;

М – общая минерализация раствора, мг/кг.

Заключение

Таким образом, закачка ингибиторов – эффективный и целесообразный способ борьбы с солеотложениями на нефтегазоконденсатных месторождениях. Применение этого метода позволяет: существенно снизить интенсивность солеотложений; повысить производительность скважин; продлить срок службы оборудования; сократить эксплуатационные затраты; обеспечить экологическую безопасность.