Антон Ракитин

Солеотложения (СаCO3) - причины и механизм появления, методы борьбы

Рекомендованные сообщения

Добрый день уважаемые

искал по форуму и нигде не могу найти ответы на свои вопросы, так что создаю новую тему. Кто поможет заранее благодарен

Это чересчур общие вопросы, не пересказывать же всю литературу. Какие конкретно условия/проблемы интересуют?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Цель, которую Вы преследуете? Практический интерес, т.е. Вы собираетесь внедрять отобранные способы борьбы с отложением солей в практику? Или курсовую пишете?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Уважаемые коллеги! Поделитесь опытом как решаете проблему отложения солей Бария. Проблема связана и возникает после проведения ГРП. Видимо требуется подбор реагентов которые применяются при разрыве. Знаю в Когалыме занимались аналогичной проблемой. откликнитесь

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Вопрос не конкретный! Смотря где солеотложения? Тогда и методы борьбы подобрать можно!

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

У нас на месторождении после ГРП качали большими объемами ингибитор солеотложений и соляную кислоту 12-14% продавливая далеко в пласт. После этого солей не наблюдалось где то 5-6 месяцев. Потом надо было повторять обработку.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Добрый день уважаемые

искал по форуму и нигде не могу найти ответы на свои вопросы, так что создаю новую тему. Кто поможет заранее благодарен

Ответы на такие объёмные и пространственные вопросы ищут не на форуме, а в "библиотеке", есть Google посидишь денёк другой и столько всего узнаешь. Но на это надо иметь мозги и время, а многим, видите ли, подавай вот так вот всё и сразу и конкретно, и покороче. It just does not work like this!

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Ответы на такие объёмные и пространственные вопросы ищут не на форуме, а в "библиотеке", есть Google посидишь денёк другой и столько всего узнаешь. Но на это надо иметь мозги и время, а многим, видите ли, подавай вот так вот всё и сразу и конкретно, и покороче. It just does not work like this!
Уважаемая Либерта Энерджи.

Спасибо за совет, приму к сведению

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Это чересчур общие вопросы, не пересказывать же всю литературу. Какие конкретно условия/проблемы интересуют?
Конкретнее, хочу узнать при каких условиях температуры и давления выделяется СаСО3? Должен быть некий плот давления и температуры, и на нем точки выделения СаСО3. Потом я сравню со своими данными, хочу посмотреть эта ли причина появления в скважине таких отложений, или нет?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Конечно, есть! Есть множество моделей, в т.ч., реализованных и в программных продуктах, позволяющих это делать. Кроме давления, температуры, концентрации ионов кальция и бикарбоната, они учитывают ионный состав воды. По какому-то одному графику вероятность отложения карбоната кальция не определишь. Почитайте хотя бы книгу Кащавцева "Солеотложения при добыи нефти", там многие из этих моделей перечислены. Причины карбонатного солеотложния давно известны: локальный перегрев поверхности рабочих органов ЭЦН и выделение углекислоты в газовую фазу при дросселировании, повышающее pH. Вы же не сможете поменять эти условия, надо предотвращать солеотложение ингибиторами или удалять уже образовавшиеся карбонаты кислотой.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Уважаемые коллеги! Поделитесь опытом как решаете проблему отложения солей Бария. Проблема связана и возникает после проведения ГРП. Видимо требуется подбор реагентов которые применяются при разрыве. Знаю в Когалыме занимались аналогичной проблемой. откликнитесь
Если вы называете решением проблемы удаление отложений, то как самое доступное (но не самое дешёвое) средство можете использовать щелочные растворы ЭДТА (Трилон Б).

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Вообще-то тема по прогнозированию и предупреждению солеотложения какого-то бы ни было состава довольна избита. Если у вас коммерческий интерес, то ищите контору которая имеет достаточные нароботки (теоретические, практические, а также программные средства) для решения подобных задач. Они вам за определенную плату все покажут и расскажут, а самое главное "наградят" программными средствами для мониторинга и анализа проблемы.

А вот что делать если уже соли уже отложились? Например бария. Кто как удаляет с нкт, эцн, шгн?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Конечно, есть! Есть множество моделей, в т.ч., реализованных и в программных продуктах, позволяющих это делать. Кроме давления, температуры, концентрации ионов кальция и бикарбоната, они учитывают ионный состав воды. По какому-то одному графику вероятность отложения карбоната кальция не определишь. Почитайте хотя бы книгу Кащавцева "Солеотложения при добыи нефти", там многие из этих моделей перечислены. Причины карбонатного солеотложния давно известны: локальный перегрев поверхности рабочих органов ЭЦН и выделение углекислоты в газовую фазу при дросселировании, повышающее pH. Вы же не сможете поменять эти условия, надо предотвращать солеотложение ингибиторами или удалять уже образовавшиеся карбонаты кислотой.
Не согласен с тем, что нам неподвластно влиять на отмеченные Вами параметры эксплуатации. Ограничить нагрев оборудования можно, например: применив кратковременную эксплуатацию скважин. О том, как с её помощью можно успешно бороться с отложением баритов, рассказано в соответствующей теме форума. О том, что с помощью КЭС можно с успехом решить проблему отложения карбонатов, никто из специалистов "Альметьевнефти" перед промысловыми испытаниями даже не высказывал сомнения. Предложили изначально взяться за решение проблемы, решения которой не было, а именно: найти рентабельный способ борьбы с отложением баритов на мало- и среднедебитных скважинах. Хотя испытания ещё не завершены (скважины в работе), уже сейчас можно говорить об их успехе. О результатах озвученных работ будет сделан докалад на конференции "Механизированная добыча 2010".

Для предупреждения претензий в рекламе, для желающих предлагаю продолжить обсуждение данного вопроса в теме "Кратковременная эксплуатация скважин".

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Отложения солей бария и стронция происходит в лабиринтах ЭЦН. Как правило забиты первые 10-15 ступеней от приема. Периодическая эксплуатация конечно помогает однако это не выход из ситуации. Сразу возникает проблема контроля за работой скважины. Да и успешность ниже 50%. Решение проблемы вижу в изменении состава хим.реагентов применяемых при ГРП (скважины без ГРП не осложнены солями). Поэтому ингибирование пока не рассматривается. Жидкость разрыва готовится на основе сеноманской воды (используется для ППД).

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Периодическая эксплуатация не поможет. С точки зрения тепловых режимов она мало чем отличается от непрерывной эксплуатации.

Откуда информация об успешности (50 %)?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Работа в области с большим К.П.Д. позволяет: 1. снизить греющие потери выделяемые электродвигателем 2. ПЭД охлаждается во время остановки. Понятно если стоит программа с большим временем накопления то забор жидкости будет производиться из области выше ПЭД (т.е. без охлаждения). В нашем случае используются программы с минимальным временем отстоя, и только на скважинах которые нельзя эксплуатировать в постоянном режиме по причине недостаточного притока . Информация об успешности - промысловая статистика.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Работа в области с большим К.П.Д. позволяет: 1. снизить греющие потери выделяемые электродвигателем 2. ПЭД охлаждается во время остановки. Понятно если стоит программа с большим временем накопления то забор жидкости будет производиться из области выше ПЭД (т.е. без охлаждения). В нашем случае используются программы с минимальным временем отстоя, и только на скважинах которые нельзя эксплуатировать в постоянном режиме по причине недостаточного притока . Информация об успешности - промысловая статистика.
  1. КПД чего, насоса или двигателя?
  2. При остановке ПЭД охлаждается. А при работе греется. При периодической эксплуатации он успевает нагреться до такой же температуры, как и при непрерывной эксплуатации, т.е. создаются термобарические условия для отложения солей.
  3. С минимальным временем простоя. Каким временем конкретно?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Конкретнее, хочу узнать при каких условиях температуры и давления выделяется СаСО3? Должен быть некий плот давления и температуры, и на нем точки выделения СаСО3. Потом я сравню со своими данными, хочу посмотреть эта ли причина появления в скважине таких отложений, или нет?
Момент выпадения карбоната кальция определяется стойкостью кислой соли Са(НСО3)2. При прочих равных условиях его распад лучше всего происходит при температурах 50-55 град. С. Поэтому СаСО3 чаще всего выпадает именно в этом интервале температур, причем не суть важно, нагреваем мы жидкость (в котельных) или охлаждаем (в скважинах). В скважинах, кроме того, процесс стимулируется выделением СО2 при снижения давления.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Момент выпадения карбоната кальция определяется стойкостью кислой соли Са(НСО3)2. При прочих равных условиях его распад лучше всего происходит при температурах 50-55 град. С. Поэтому СаСО3 чаще всего выпадает именно в этом интервале температур, причем не суть важно, нагреваем мы жидкость (в котельных) или охлаждаем (в скважинах). В скважинах, кроме того, процесс стимулируется выделением СО2 при снижения давления.
Уважаемый эксперт, огромное спасибо за более доходчивый ответ. не могли бы вы мне подсказать литературу, где я бы мог подробнее рассмотреть термобарические и прочие условия выпадения СаСО3 в добывающих скважинах. Заранее благодарю

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Тут покопался у себя в старых документах.

Нашел вот что (сугубо копи-пасте)

К основным причинам образования солей в нефтяных скважинах при разработке месторождений относятся:

· снижение давления и увеличение температуры добываемых флюидов, что

приводит к выделению растворенного углекислого газа в газовую фазу и

выпадению осадка:

Са2+ + 2(HCO3-) → CaCO3 ↓+ CO2 ↑+ H2O

Снижение содержания CO2 в растворе приводит к уменьшению концентрации угольной кислоты, что увеличивает показатель рН раствора, и, как следствие значительно снижает растворимость CaCO3.

· смешение несовместимых вод (обычно добываемая вода содержит катионы кальция, бария и стронция и смешение их с закачиваемой водой, содержащей сульфат ионы, приводит к образованию нерастворимых сульфатов, таких как барит, целестин, гипс и ангидрит):

Ba2+ (Sr2+, Ca2+) + SO42- → BaSO4↓ (SrSO4, CaSO4),

При смешении флюидов, содержащих сероводород с флюидами, содержащими

ионы железа:

Fe2+ + H2S → FeS + 2H+

- испарение водных растворов при контакте с нагретым оборудованием (электродвигатели УЭЦН) приводит к перенасыщению флюидов ограничено растворимыми солями и их высаливанию.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

такое ощущение что никто не заглядывал в Кащавцев "Солеотложения при добыи нефти"

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Собственно в моем понимании есть 2 возможных направления борьбы с солеотложениями:

1. Растворять периодически соли

+ Не требуется постоянная подача реагентов

- В перерывах между обработками есть шанс остановки

2. Ингибирование

+ Постоянная защита

- Требуется расчет и подбор

По промывкам в ссылочке наверху все красиво расписано.

По ингибиторам на мой взгляд есть два пути:

а) не давать солям выпадать в осадок

б) не давать солям кристаллизоваться в конгломерации и осаждаться

Вариант б) мне кажется наиболее предпочтительным, по крайней мере я не сталкивался с широко применяемыми методами ингибирования, направленными на предотвращение вообще выпадения солей.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

пусть кристализуются себе в конгломераты, но не прилипют к оборудованию

пусть выпадают в осадок, но не прилипают к оборудованию

растворять периодически соли это конечно хорошо, но даже если вы будете угадывать тот момент когда это необходимо, технология разительн отличается в зависимости от способа отбора флюида и еще от кучи факторов.

Постоянная защита ингибированием - это ни когд один раз посчитал подобрал и забыл, это когда идёт постоянным мониторинг и оперативное изменение технологии и рецептуры в зависимости от изменения параметров флюида режимов откачки, режимов заводнения, проведения ремонтов, мониторинг забойных условий, т.д. и т.п.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

0px" tabindex="3">

пусть кристализуются себе в конгломераты, но не прилипют к оборудованию

пусть выпадают в осадок, но не прилипают к оборудованию

растворять периодически соли это конечно хорошо, но даже если вы будете угадывать тот момент когда это необходимо, технология разительн отличается в зависимости от способа отбора флюида и еще от кучи факторов.

Постоянная защита ингибированием - это ни когд один раз посчитал подобрал и забыл, это когда идёт постоянным мониторинг и оперативное изменение технологии и рецептуры в зависимости от изменения параметров флюида режимов откачки, режимов заводнения, проведения ремонтов, мониторинг забойных условий, т.д. и т.п.

Насчет выпадения в осадок и конгломерации полностью согласен. С одним НО. Как правило начало кристаллизации происходит на каких либо деффектах или неоднородностях среды. К коим относятся не только центры кристаллизации в добываемой жидкости, но и всевозможные микро и макроскопические дефекты на оборудовании. А значит кристаллизация начнется и на оборудовании.

Постоянный мониторинг и оперативное изменение технологии и рецептуры в зависимости от изменений режимов это конечно был бы идеальный вариант. Если такие системы уже - скиньте, пожалуйста, ссылку.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Болезнь легче предупредить, чем лечить! Не эксплуатируйте скважину в таких режимах, чтобы соли выпадали в пласте или в стволе скважины. Существуют программы, прогнозирующие отложение солей в разных режимах. Не эксплуатируйте оборудование в таких режимах, чтобы в нём выпадали соли. Применяйте КЭС. И будет Вам счастье. smile.gif

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Присоединиться к беседе

Вы можете опубликовать сообщение сейчас и зарегистрироваться позднее. Если у вас ест ьаккаунт, войдите в него для написания от своего имени.

Гость
Ответить в тему...

×   Вставлено в виде отформатированного текста.   Вставить в виде обычного текста

  Разрешено не более 75 эмодзи.

×   Ваша ссылка была автоматически встроена.   Отобразить как ссылку

×   Ваш предыдущий контент был восстановлен.   Очистить редактор

×   Вы не можете вставить изображения напрямую. Загрузите или вставьте изображения по ссылке.