Решаемая проблема. В ходе исследования были поставлены следующие задачи: выявить основные факторы, влияющие на процесс выпадения солей в промысловых условиях, произвести оценку эффективности ингибиторов солеотложений.

Методы исследования. Анализ состава проб проводили методом микрозондирования с определением элементного состава при помощи электроно-зондового анализатора согласно ГОСТ 6370-83 «Метод определения содержания механических примесей». Оценка эффективности ингибиторов отложения солей проводилась по стандарту NACE TM0374-2016 в жидком растворе усредненной модели пластовой воды.

Детали исследования. Молекулы ингибиторов диффундируют через объем раствора и адсорбируются на поверхности микрочастиц солей. Образуются довольно устойчивые ассоциации, дальнейший рост которых прекращается. Адсорбционный слой ингибитора на поверхности кристалла не только подавляет его рост, но и препятствует соединению кристаллов между собой и прилипанию их к поверхности оборудования и труб. Образовавшиеся ассоциации вследствие их малых размеров легко переносятся раствором.

Действие ингибитора связано с его концентрацией в растворе (рисунок 1). Минимальная пороговая концентрация (зона 1) соответствует молярной пропорции ингибитора и осадкообразующего катиона от 1:104 до 1:2,5. Это соотношение соответствует минимальному расходу реагента при максимальном ингибирующем эффекте, и при промышленном использовании реагента следует поддерживать именно это соотношение.

Зона 2 связана с появлением вторичных осадков, представляющих собой труднорастворимые соединения ингибитора и катиона.

При максимальной концентрации (зона 3) вновь формируются растворимые в воде комплексы. Это наблюдается при соотношении ингибитора и осадкообразующего катиона 10:1 и более. Такие концентрации в промысловой практике недостижимы.

Для предотвращения образования отложений солей применяют периодическое дозирование ингибитора в затрубное пространство скважин. Ниже приведены обобщенные критерии применимости технологии периодического дозирования.

Обрабатываются скважины с низкой производительностью, где нет немедленного удаления всего объема ингибитора насосом.

Гарантированное присутствие ингибитора на приеме насоса, а также  в продукции скважины является основным преимуществом технологии, помимо этого можно отметить относительную дешевизну способа.

К недостаткам можно отнести стоимость дополнительного оборудования (поверхностного дозатора), его монтаж и техническое обслуживание, а также риски коррозии насосно-компрессорной трубы или эксплуатационной колонны, отсутствие защиты зоны ниже всасывания насоса.

Оценка эффективности ингибиторов отложения солей проводилась в жидком растворе усредненной модели пластовой воды Приобского месторождения.

Из результатов эксперимента выяснилось, что реагент марки Инфор-1 наиболее эффективно ингибируют выпадение солей на модельной вод начиная с дозировки 5 мг/дм³.

В выборку анализа эффективности предотвращения выпадения солей на погружном оборудовании с помощью периодической дозированной подачи ингибитора солеотложений были включены обработки по 175 скважин. Критерием оценки были изменение дебита скважины, восстановление динамического уровня. Из 175 обработок только по 29 скважинам не отмечено заметных изменений дебита, восстановления динамического уровня.

Таким образом, технологически успешными оказались обработки на 133 скважинах, т.е. на 82,1 %, что является очень хорошим показателем.

Заключение. Результаты определения содержания ингибитора выносимого из скважины показали, что почти 30 скважин в данной выборке не защищаются. Причиной такой ситуации является быстрый полный вынос ингибитора вместе с затрубной жидкостью.

Анализ насыщенности воды солеобразующими ионами показывает, что наиболее опасная зона для солеотложения - зона ПЭД и насоса. Солеотложение в ПЗП идет, поскольку индекс насыщенности воды больше 0, но потенциал солеотложения существенно меньше, чем на УЭЦН.

Установлено, что состав осадков, с  поверхности ступеней УЭЦН, входят кальцит и продукты коррозии, в некоторых осадках обнаружены кварцевый песок и проппант.

Проведенные мероприятия по защите скважин от солеотложения, а именно периодическое дозирование, показали, что технологически успешными оказались 82,1 обработки на 133 скважинах. Вследствие очевидных недостатков периодического дозирования (относительно большие периоды времени, когда скважина не защищается из-за неравномерности выноса ингибитора). На скважинах с периодическим ингибированием следует переходить на более современные технологии защиты – постоянного дозирования ингибитора в затрубное пространство и задавки ингибитора в ПЗП.