Шкала маслоу: Диагностика степени удовлетворенности потребностей тест А. Маслоу. (Тест Пирамида Маслоу).

Автор: | 09.07.2021

Содержание

Нестандартное применение пирамиды Маслоу на практике

Новое, это хорошо забытое старое

Все специалисты в сфере hr, конечно же хорошо помнят пирамиду Маслоу,которая представляет собой особую диаграмму, в которой в иерархическом порядке представлены все потребности человека.

Вкратце напомним: существует пять типов потребностей человека (1 – Физиологическая, 2 -Безопасность, 3 — Потребность в обучении, 4 – потребность руководить, 5 –самореализация.)

У пирамиды Маслоу много критиков. Многие HR специалисты, психологи, специалисты по адаптации персонала, и карьерные коучи, говорят и пишут, что пирамида не работает, что существуют равнозначные типы потребностей в каждом сотруднике, и не видят практического смысла её применения. Однако, наши карьерные консультанты, решили самостоятельно опробовать её практическое применение. Вот, что у нас получилось

Практическое значение

Практика карьерного консультирования, показывает, что пирамида потребностей все же существует. Однако это не всегда пирамида. Все пять типов потребностей существуют в любом потенциальном сотруднике одновременно, однако степень выраженности этих ступеней различная: у кого-то в большей степени выражены первые две потребности, у кого-то другие.

Мы задались вопросом: почему на карьерном консультировании, более молодые соискатели, имеют больше потребностей к обучению, и меньше потребности к самореализации, и к руководству. А вот сложившиеся специалисты, и те,кто уже поработал в компаниях, имеют разные результаты. Причем, результаты собеседований очень сильно отличались друг от друга.

В результате наших долгих бесед с соискателями различных типов, мы пришли к выводу, что все потребности существуют одновременно, но изменяются с течением рабочего стажа, т.е. одна потребность вытесняет другую. И вырастает за счет нее.

Т.е. мотивационная шкала (назовем её так), у молодых специалистов (студентов старших курсов, бакалавров и др.) больше похожа на пирамиду.

Все эти потребности взаимосвязаны между собой. Вот, кстати она:

Пирамида

Однако, с течением времени, при увеличении стажа, и опыта работы в различных компаниях,мотивационная пирамида, претерпевает изменения.

Например, вот такие, в форме «Бокала»:

Бокал

Или такие в форме «Юлы»

Юла

Такие, в форме «штопора»

Штопор

И, наконец в форме «Копья»

Копье

Потенциальная классификация:

Следует отметить, что различные типы соискателей, могут быть потенциально классифицированы на различные типы: «Пирамида», «Штопор»,«Копье», «Бокал», «Юла» и др. Мы насчитали более 20 типов, которым можно дать оценку и краткое описание. Сейчас нет смысла описывать все эти типы, это займет слишком много места и времени. Однако принимая вовнимание, что до сих пор мало, кто рассматривал так подробно «Пирамиду Маслоу», именно со стороны присутствия пяти потребностей одновременно,

то можно предположить, что найдутся изыскатели, которые их подробно опишут.

Поведенческие мотивы.

У каждого типа соискателя, существуют различные поведенческие мотивы. Например, предположим, что молодому сотруднику ( типа «Пирамида», решили создать условия «прессинга» и контроля (попросту «застращать») . Посмотрим как изменились элементы пирамиды: первые 2 элемента — будут иметь потенциал к росту (сотрудник будет рефлекторно защищаться), а остальные потребности уменьшаются. Например потребность к обучению (третий уровень). Они не исчезают полностью, а просто нижние уровни
потребности вытесняют верхние. Вырастает типичный «токсичный сотрудник».

Как может это быть использовано в HR:

  1. Определение типов сотрудников, и построение мотивации.
    Не секрет, что для определения типов сотрудников, некоторые HR специалисты используют шкалу потребностей. Но практически никто ее не отображает графически. Визуализация, дает более четкое и предметное понимание того типа сотрудника, с которым приходится иметь дело и уже с этим пониманием назначить ему определенную роль в компании.
  2. Поддержание миссии и ценностей компании.
    Очень многие менеджеры по персоналу, мотивации и адаптации понимают, что понятия «миссия и «ценности» организации, напрямую зависят от потребностей её сотрудников. Так, например, «токсичные сотрудники», типа «Копьё», будут не только негативно влиять на понятия миссия и ценности», но и подменять ценности организации на свои собственные и распространять их на окружающих. Это может способствовать большим неприятностям для фирмы, тотальной демотивацией и даже потерей доли рынка.
  3. В подборе персонала и карьерном консультировании.
    Определение типа мотивации соискателя, дает наглядное понимание точек, воздействия. Так, например визуализация мотивации, может дополнить портрет соискателя. А при карьерном консультировании это помогает определиться с «точками роста», и выстраивании «карьерного якоря».
  4. Избавление от стереотипов.
    Так, например, многие HR специалисты, используют тестирование, для определения потребности к обучению. Это не всегда работает: разные графические типы, имеют разные потребности к обучению, а некоторые не имеют вовсе.

В заключении

В заключении, стоит отметить, что пирамида потребности Маслоу не потеряла актуальности и по сей день. Стоит очень тщательно оценивать сотрудников компании, и индивидуально, и комплексно. Подходить к
каждому, интересоваться и изучать. От этого зависит очень многое. Мы надеемся, что наша статья, поможет менеджерам по персоналу в работе, в качестве дополнения к уже известным методам оценки персонала.

Кадровый Центр «Кадры для Вас»

Словарь буква П

А Б В Г Д Е Ж З И К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я

Пантеон – от древнегреческого πάνθειον собрание богов, все боги в политеистических религиях.

Партия политический институт и группа людей, объединенных идеологией и стремлением к достижению власти или влиянию на нее.

Парламент – высший орган законодательной власти в республиканском государстве.

В России двухпалатный парламент — Федеральное Собрание.

Партия массовая – вид политических партий, выделяющихся по организационной структуре и характеризующийся наличием обязательного членства, партийными взносами, партбилетами и региональными организациями. Политические партии в РФ массовые.

Партия кадровая – вид политических партий, выделяющихся по организационной структуре и характеризующийся отсутствием обязательного членства и иных формальных признаков связи индивида с партией. Так устроены партии США, Великобритании.

Пассивное избирательное (выборное) право – возможность гражданина выдвигать свою кандидатуру на выборах согласно действующему законодательству и цензам. Например, в выборах Президента РФ

сможет участвовать только гражданин, не моложе 35 лет.

Пацифизм – система убеждений, представляющая собой осознанный отказ от любого участия или сопричастия к военным и насильственным действиям (например, движение хиппи).

Пенсия – выплачивающееся регулярно (как правило, ежемесячно), фиксированное денежное пособие лицу, достигшему пенсионного возраста (в РФ мужчина — 60 лет, женщина 55 лет).

Первичные потребности – самый низкий уровень потребностей человека по А. Маслоу, базовые — физиологические и экзистенциальные потребности, их удовлетворение роднит человека с животным.

Первичный балл ЕГЭ – сумма баллов за все выполненные задания ЕГЭ, установленные согласно демоверсии экзамена (на ЕГЭ по обществознанию максимальный первичный балл — 60). Подлежит переводу в 100-балльную шкалу согласно специальным формулам.

См. вторичный балл ЕГЭ.

Первичная социализация – процесс становления личности, происходящий с помощью малых групп в процессе межличностных отношений в раннем возрасте.

Переменные издержки – затраты, изменяющиеся при изменении объема производства. Например, это оплата труда производственных рабочих, сырье, материалы и комплектующие, транспортные услуги.

Периферия – экономически отсталые страны (так называемый Юг: страны Африки и Юго-Восточной Азии).

Пирамида потребностей Маслоу – структура потребностей

человека, введенная в научный оборот американским психологом А. Маслоу (физиологические, экзистенциальные, социальные, престижные, духовные). Подробнее о пирамиде потребностей А. Маслоу смотрите в видео-уроке «Потребности и интересы».

«Пирамида потребностей» Абрахама Маслоу.

«Плавающая» шкала налогообложения — один из принципов установления налогов, при  котором получатели дохода платят разный процент от дохода в зависимости от его размера. Бывает прогрессивная и регрессивная.

Плановая экономика – смотри командная или централизованная экономика.

Плебисцит (референдум) — всенародный опрос по вопросу государственной важности. Решение плебисцита становится законом.

Плебисцитарная демократия — форма демократического политического режима, при котором ключевые для населения страны принимаются всенародным опросом (референдумом). Подробнее смотрите в разборе эссе.

Племя – большая этническая группа, объединение нескольких родов во главе с вождем и старейшинами.

Плюрализм – ключевой признак демократии, заключающийся в идеологическом многообразии, возможность гарантированной общественной дискуссии и разности мнений о проблемах жизни общества. В политической практике он выражен в многопартийности и конкуренции общественно-политических сил, форм собственности.

Повременная зарплата — форма оплаты труда, зависящая от выполнения работником нормы рабочего времени, установленной трудовым договором. В РФ нормальная рабочая неделя не может превышать 40 часов при пятидневном рабочем дне (согласно статье 54 Трудового кодекса).

Подоходный налог — основной вид налогов в экономике, вид прямого налога, устанавливающийся как процент, уплачиваемый получателем дохода. В РФ — самый низкий в Европе, 13 %.

Подсистема — сфера жизни общества. Подробнее смотри тему «Системное строение общества».

Позитивные санкции – вид социальных санкций, выражающих положительное отношение общества к поведению индивида.

Познание – форма деятельности человека и общества, направленная на получение информации об окружающем мире. Подробнее об этом в разборе «Виды знаний».

Поколение – группа, выделяющаяся в социальной структуре по принципу возраста, обычно обладающая схожим мировоззрением, связанным с историческими условиями развития.

Политеизм (политеистическая религия) – многобожие, вера в силы природы, каждая из которых отождествляется с соответствующим божеством (например, славянское язычество).

Политика – борьба больших групп людей за государственную власть и возможность влиять на нее.

Политическая идеология – оформленная в виде программы или научной теории политическая концепция, выражающая интересы социальных групп, партий и политических движений.

Политическая культура – характеризующий состояние политической системы государства набор ценностей и стереотипов населения, присущий его политическому поведению. Выделяют патриархальный, подданический и активистский типы политической культуры. Подробнее о политической культуре и о политическом поведении смотрите в видео-уроке «Политическое участие. Избирательная кампания в РФ. Законодательство РФ о выборах».

Политическая система – организованное взаимодействие между субъектами политической деятельности и окружающей средой (социумом). Автором теории политической системы является современный американский политолог Габриель Алмонд.  Подробнее о политической системе в видео-уроке «Политическая система».

Политический процесс – это совокупность действий субъектов и институтов политической системы, связанных с борьбой за политическую власть.

Политический режим – совокупность способов и методов, используемых властями (государством) для управлением населением (демократические и не демократические).

Политическое участие – активность субъекта политической деятельности, направленная других субъектов политических отношений, власть, систему в целом.

Политология – социальная наука, изучающая политические процессы и отношения в обществе, связанные с деятельностью государства и иных субъектов политической деятельности.

Полиция – правоохранительный орган, главной целью деятельности которого является защита прав и свобод граждан в рамках закона.

Понятие – определение изучаемого объекта, с которого начинается стадия рационального познания мира.  Подробнее смотри разбор темы «Познание».

Пособие – одна из форм материального поощрения населения со стороны государства, которая назначается в определенных законом случаях (беременность, травма, потеря кормильца, инвалидность).

Постиндустриальное (информационное) общество – современный тип цивилизации, основывающийся на господстве информации (компьютерных технологий) в производстве, средств массовой информации. Результат НТР XX века. Подробнее смотри разбор темы «Типы обществ».

Постоянные издержки – затраты, не изменяющиеся при изменении объема производства. Например, это выплата коммунальных платежей, выплата кредитов, амортизационные отчисления.

Поступок – основной вид социальной активности человека в соответствие с его воспитанием, мировоззрением, социальными установками, разнообразными видами норм.

Потребитель – субъект рыночных отношений (государство, предприниматель или фирма), покупающий товар на рынке. В рыночных отношениях выполняет функцию спроса.

Потребление – использование произведенных материальных благ, товаров и услуг, основной институт экономической сферы. Подробнее смотри тему «Экономические системы и экономика».

Потребность – осознаваемая нужда человека в условиях жизни. См. пирамида потребностей Маслоу.

Правительство РФ – высший орган исполнительной власти в Российской Федерации.

Права – установленная законом и гарантированная государством возможность человека (гражданина) пользоваться свободами.

Право – система общеобязательных, закреплённых силой государственного принуждения норм.

Правоведение – гуманитарная наука, изучающая право, законодательство и правоотношения.

Право судей – см. Юридический прецедент.

Правовое государство – государство, ставящее своей основной задачей защиту гарантированных им прав и свобод человека. Основные признаки: верховенство правового закона, незыблемость прав и свобод человека, разделение властей.

Правовая норма – смотри норма права.

Правовая система – смотри законодательство.

Правовой обычай – исторически первый источник права, закрепляющийся силой постоянного многократного применения.

Правозащитник – участник правозащитного движения, борец за права человека, гражданина, нарушаемые государством. Документальный фильм об Андрее Дмитриевиче Сахарове, организаторе правозащитного движения в СССР: 

Правонарушение – юридически наказуемое (влекущее юридическую ответственность) деяние, противоречащее нормам права. Видами правонарушения являются проступок и преступление.

Правоотношения (правовые отношения) – вид общественных отношений, основанный на нормах права (законах), официальные отношения.

Правоохранительные органы – система государственных и негосударственных органов, защищающих права и свободы человека и осуществляющие деятельность по охране закона и правопорядка.

Правопорядок – совокупность общественных отношений, не выходящая за рамки правового поля (права) и и не нарушающих установленных государством правовых норм.

Правосознание (правовая культура) — качество гражданской и политической культуры общества, заключающееся в понимании и осознанном исполнении норм права гражданами. Высокий уровень правосознания характеризует развитое демократическое, правовое и гражданское общество с активистской политической культурой. Подробнее о политической культуре смотрите в видео-уроке «Политическое участие. Избирательная кампания в РФ. Законодательство РФ о выборах».

Преамбула – короткая вводная статья юридического документа (закона), определяющая принципы его применения, например, Конституции или Федерального закона (ФЗ).

Предложение – количество товара на рынке, которое производитель готов поставить в конкретный срок по конкретной цене.

Предпринимательство (бизнес) – волевая рисковая деятельность, направленная на получение прибыли. Занимающийся ей — предприниматель.

Предприятие (фирма) – хозяйствующий субъект, создающий товары и услуги для продажи их на рынке. С точки зрения права – юридическое лицо, действующее в условиях рыночной экономики, и стремящееся к получению прибыли.

Предпринимательские способности — один из факторов производства, использующийся для создания продукта на рынке, знания предпринимателя, его умение оценить ситуацию на рынке и принять наиболее эффективное решение.

Представление – конечная фаза чувственного познания, результатом которого становится образ воспринятого объекта, который наш мозг с помощью абстрактного мышления может воспроизвести в любой момент, даже не соприкасаясь с ним органами чувств. Подробнее смотри разбор темы «Познание».

Представительная демократия — форма демократического политического режима, при котором ключевые для населения страны принимаются выбранными гражданами депутатами в представительных органах власти. Характерна для развитии демократии в традиционных обществах. Подробнее смотрите в разборе эссе.

Президент – высшее должностное лицо в республиканском государстве, глава государства.

Президентская республика – вид республиканской формы правления, характеризующийся значительными полномочиями высшего должностного лица Президента, возглавляющего Правительство и являющегося верховным главнокомандующим (например, в США).

Президент РФ – глава Российской Федерации, обладающий статусом верховного главнокомандующего, гаранта конституции. Избирается всенародным голосованием на 6 лет, определяет основные направления внутренней и внешней политики страны и обладающий представительскими функциями.

Презумпция невиновности – юридический принцип, означающий, что обвиняемый не может считаться виновным иначе, как только в результате судебного решения.

Престиж (социальный) – это оценка, которую общество дает статусу или должности.

Престижные потребности – один из пяти видов потребностей человека по А. Маслоу, связанных с самореализацией личности в социуме (власть, богатство, карьера).

Преступление — серьезный вид правонарушения, приносящий вред жизни, здоровью или серьезный ущерб имуществу и влекущий за собой уголовную ответственность.

Прецедент (судебный) — один из основных источников права, основанный на принятом ранее решении судьи (право судей).

Прибыль – основной показатель эффективности экономической деятельности. Доход за вычетом всех затрат (издержек) производства.

Привилегия – преимущество в доступе к социальным благам индивида или социальной группы, зафиксированная в законах или традициях общества.

Приватизация – передача (продажа) государственного имущества в собственность частных лиц. Обратный процесс — национализация.

Природа – естественное окружение человека, в теории общественного познания, все, что не относится к человеческому обществу и не создает культуру. Великолепный фильм об отношениях современного общества и природы «Дом», 2009 (Home)

Прогресс – поступательное развитие общества, выраженное в усложнении социальной структуры.

Прогрессивное налогообложение — система  установления налогов, при которой чем больше доход его получателя, тем выше ставка налогообложения. Активно применяется в странах Западной Европы.

Продукт – любой результат созидательной деятельности человека, выступающий в виде блага (материального, духовного).

Производитель – субъект рыночных отношений (государство, предприниматель или фирма), создающий товар для продажи на рынке. В рыночных отношениях выполняет функцию предложения.

Производительные силы – система общественных отношений, включающая в себя участвующих в производстве индивидов, их группы, отношения между ними, применяющуюся технику и технологии.

Производственные отношения – система общественных отношений, возникающая между обладателем собственности (средств производства) и работающей с ее помощью работником в процессе создания материального блага.

Производство – создание материальных благ (тоже, что экономика), основной институт экономической сферы. Подробнее смотри тему «Экономические системы и экономика».

Производство духовное – создание интеллектуальных ценностей и благ (идеи, знания, теории).

Пролетариат — основная социальная группа (класс) индустриального общества, наемные рабочие.

Промышленность — отрасль экономики, работающая для переработки сырья и создания товаров. Выделяют тяжелую промышленность (сектор А) и легкую (сектор Б).

Промышленность легкая — сектор Б экономики, отрасли, отвечающие за создание товаров массового народного потребления (текстильная промышленность, например).

Промышленность тяжелая — сектор А экономики, отрасли, отвечающие за производство средств производства — машиностроение, химическая, топливная, металлургическая…

Пропорциональная избирательная система – выборы в представительный орган государственной власти (парламент), при которых места в парламенте распределяются в соответствие (по пропорции) полученным голосам избирателей. также участвующей партии нужно преодолеть определенный порог (5-7% обычно).

Проступок — не серьезный вид правонарушения, не имеющий последствиями вред жизни, здоровью или серьезный ущерб имуществу и влекущий за собой дисциплинарную, гражданско-материальную или административную ответственность.

Протекционизм – государственная политика ограничения свободной торговли с помощью тарифных и нетарифных барьеров, противостоит фритредерству.

Профицитный бюджет – выполняющийся с превышением доходов государства над расходами.

Профессия – род занятий человека в жизни, позволяющий ему на основе уровня образования, склонностей и способностей зарабатывать средства (денежные). Например, учитель, юрист, экономист.

Профсоюз (профессиональный союз) – общественная организация, отстаивающая интересы наемных работников одной отрасли экономики (например, учителей).

Процент (банковский) – вид факторного дохода на капитал, часть дохода банка, полученная от использования денежных средств вкладчика, поступающая в его распоряжение.

Процент (кредитный) – процент от суммы кредита, взимающаяся банком (кредитным учреждением) за пользованием кредитом.

Процессуальное право – особый вид правовых норм, регламентирующих правоприменительную практику в процессе правовых отношений.

Прямая демократия — форма демократического политического режима, при котором ключевые для населения страны принимаются на народном собрании граждан. Характерна для развитии демократии в традиционных обществах. Подробнее смотрите в разборе эссе.

Прямые налоги — платежи, взимающиеся с получателя дохода или имущества (подоходный, транспортный, поземельный, на прибыль).

Публичное право – совокупность отраслей права, защищающих интересы общества в целом (например, конституционное, уголовное, административное).

Пункт приема экзамена ЕГЭ (ППЭ) – официально зарегистрированный Рособрнадзором пункт проведения ЕГЭ (как правило, школа), оборудованный с 2014 года системой видео-наблюдения и металлодетекторами.

Путч – заговор (или его попытка), государственный переворот с целью захвата власти. В отличие от революции, не опирается на широкие слои населения.

Теория Иерархии Потребностей Личности Абрахама Маслоу 🧈

Понимание потребности клиента — основа успешности бизнеса. С мотивационными посылами потребителей помогает разобраться пирамида иерархии потребностей. В данной статье ее мы и рассмотрим.

В чем суть иерархии потребностей

Для начала разберемся, что такое потребности.

В теории маркетинга под потребностью подразумевается нужда потребителя, сформированная его личностным складом и культурным уровнем развития общества.

Таким образом, потребность зависит от двух переменных:

  • личности потребителя;
  • общества вокруг него.

В зависимости от этого американский психолог и основатель гуманистической психологии Абрахам Маслоу в рамках теории потребностей разработал диаграмму, подразделяющую потребности на пять уровней от самых простых к высшим: физиология, безопасность, социализация (принадлежность и причастность), уважение и признание, самовыражение. Позднее А. Маслоу между последними двумя уровнями выделил еще два — познавательных способностей и эстетических потребностей. Более подробно содержание уровней рассмотрим чуть позже в статье.

Согласно теории потребностей Маслоу, каждый потребитель нацелен на достижение реализации всех уровней потребностей. То есть пирамида несет мотивационный характер.

Несмотря на разработку данной теории, классическое изображение в виде пирамиды иерархии потребностей (или так называемой пирамиды Маслоу) появилось в 75 году прошлого столетия в учебнике У. Стоппа.

На этом история развития пирамиды не закончилась.

В более позднем периоде А. Маслоу пересмотрел свою теорию с мотивационного характера в пользу параметра насыщения. Также он отказался от разделения потребностей на уровни. В новой интерпретации А. Маслоу разделил потребности на дефицитные (те, которые возникают от недостатка чего–то) и бытийные (это потребности более высокого порядка, они отличаются тем, что их невозможно до конца удовлетворить).

Необходимо отметить, что все классификации потребностей А. Маслоу не были доказаны и по сей день носят характер предположения.

В 2010 году пирамида иерархии потребностей была актуализирована канадскими и американскими специалистами. Уровень базовых потребностей остался прежним, однако на следующую ступень выведены репродуктивные потребности, уровни от признания до самоактуализации соединены. В данной системе уровни потребностей приобретают возможность смещения и взаимной заменимости.

Здесь нужно отметить, что такая интерпретация все же может относиться к исключению из правила согласно теории А. Маслоу. Исходя из определения «потребности», в теории учитывается поправка на личность. Таким образом, для каждого индивида предполагается возможность приоритезации какого–либо уровня. То есть, при возможности удовлетворить только базисные потребности, человек вполне может стремиться к реализации эстетических потребностей. Если разобраться, то новая интерпретация – это частный случай пирамиды А. Маслоу.

Содержание уровней пирамиды Маслоу

Рассмотрим содержание пирамиды Маслоу в классическом ее виде, состоящей из пяти уровней.

Первый уровень – физиологические потребности. К данным потребностям обычно относят необходимые для выживания человека вещи (поддержания физиологических процессов): пищу, воду, одежду, квартиру и т.д. Без реализации потребностей данного уровня человек не в состоянии сконцентрировать внимание на иных сферах жизнедеятельности. В условиях невозможности обеспечить на некотором стабильном уровне наличие базовых вещей человек не задумывается над условиями труда, содержанием работы, удобствах.

В большинстве, такие ситуации наблюдаются в странах третьего мира. Минимальный уровень оплаты обеспечивает выживание человека.

Второй уровень — безопасность. Этот уровень потребностей появляется при наличии описанных в первом уровне базовых вещей. У человека возникает потребность в безопасности, социальном пакете (медицинское, пенсионное обеспечение и т.п.). Человеку требуются гарантии работы. Люди стремятся избежать каких–либо волнений, неприятных событий и хотят стабильности.

Характеристикой таких людей является сопротивление изменениям. Этим людям необходимо предлагать четкие, ясные, справедливые условия труда, оплачивать труд по более высокой ставке, а также не предлагать рискованных решений.

Третий уровень – социальных связей. При наличии безопасности у человека возникает желание принимать участие в общественной деятельности, объединениях и пр. таким образом, человек начинает рассматривать себя частью коллектива. Ему становятся важными контакты, связи и дружеские отношения. На данном этапе работа начинает оцениваться индивидом уже с этой точки зрения. С такими людьми руководство должно выстраивать отношения партнерского характера, применять методы коллективных форм организации и групповые мероприятия. Данным людям необходимо подтверждение их ценности для системы.

Четвертый уровень — признание и уважение. На данном уровне потребности дополняются желанием признания за счет приобретения компетенций, развития умений, навыков, способностей. У человека проявляется стремление к лидерству и авторитету. Здесь уже недостаточно одобрения их заслуг, необходимо присвоение статусов и титулов.

Пятый уровень — самовыражение. И только на последнем уровне, получив реализацию всех прочих потребностей, у людей появляется желание творческого развития. Ошибочно считать, что творчество возможно только от порыва души. Для него необходимо образование, развитые способности и условия, то есть те функции, которые человек приобретает на первых уровнях пирамиды. Для этих людей важны оригинальность деятельности, возможность выбора, созидание. А. Маслоу считал, что только 2 % людей достигают данного уровня.

В теории А. Маслоу, как уже говорилось, в общем случае появление нового уровня потребностей возникает при достижении предыдущего. Однако делается поправка на личность: человек может быть карьеристом, или с развитым творческим потенциалом и т.п. Таким образом, теория больше применима для анализа аудитории, а не личности.

Преимущества и недостатки пирамиды иерархии потребностей

Преимуществами пирамиды Маслоу являются:

  • простота описания потребностей;
  • понятность иерархичности;
  • понятность правил построения структуры;
  • описание мотивации в поведении человека.

Благодаря этим преимуществам пирамида нашла широкое распространение в сферах работы с людьми.

Однако, наряду с этими преимуществами, пирамида Маслоу нередко подвергалась критике по причине наличия следующих недостатков:

  • теория не раскрывает природу появления потребности, она отражает только мотивационные посылы;
  • на практике полностью удовлетворить потребности человека невозможно;
  • пирамида так и не получила доказательной базы, она носит характер гипотезы;
  • в завершении пирамида была пересмотрена самим А. Маслоу.
Пирамида Маслоу в маркетинге

Иерархия потребностей используется в маркетинге в следующих целях:

  • анализа и сегментации рынка и потребителей;
  • выявления наиболее сильных потребностей аудитории;
  • анализа поведения потребителей;
  • продвижения товара;
  • прогнозирования спроса.

В целом, пирамида Маслоу позволяет понять поведенческую психологию клиента. Исходя из знаний об уровне достатка или жизни, пирамида раскрывает, на реализацию каких потребностей нацелена аудитория. Это дает понимание, что следует предлагать.

Итак, мы рассмотрели такое понятие, как иерархия потребностей. В завершении отметим, что разработанную систему иерархии, — пирамиду Маслоу, — не следует воспринимать как «истину в последней инстанции». Сам А. Маслоу говорил об общности ее подхода, т.е. применимости для анализа аудитории в целом, и высокой вероятности ошибки при анализе одного человека за счет поправки на индивидуальность. По сути, пирамида Маслоу представляет не строгую разбивку потребностей на уровни, а скорее попытку разделить их по степени важности.

 
 
                                 МЕТОДИКА:                                  
                    Диагностика самоактуализации личности                   
                                 (САМОАЛ)                                   
                    (А.В. Лазукин, адаптация Н.Ф. Калина).                  
 
      В исследованиях, посвященных проблеме самоактуализации или самореали- 
 зации, приводится новая концепция человека, а именно человека  целостного, 
 развивающегося и деятельного (В.В. Козлов,  Л А. Коростылева,  Ю.Е. Зайце- 
 ва).                                                                       
      Само понятие "самоактуализация" интерпретируется как стремление чело- 
 века к наиболее полному раскрытию и реализации своего личностного потенци- 
 ала (В.В. Козлов, Н.Н. Обозов). В этом контексте  стали  широко  использо- 
 ваться такие близкие по смыслу понятия, как "саморазвитие"  и  "самоутвер- 
 ждение", рассматриваемые как стремление к достижению максимальной  полноты 
 жизни.                                                                     
      Исследование проблемы самореализации предполагает выделение различных 
 уровней. Так, Л. А. Коростылева вьщелила следующие четыре уровня  самореа- 
 лизации личности: примитивно-исполнительский уровень, индивидуально-испол- 
 нительский уровень, уровень реализации ролей и норм в социуме (с элемента- 
 ми духовного и личностного роста)  и  наивысший  уровень  самореализации - 
 уровень смысложизненной и  ценностной  реализации  (реализация  сущностной 
 аутентичности, достижение ресурса "Я-потенциального" (В.В. Козлов).        
      Известен ряд типологий, каждая из которых  имеет определенное отноше- 
 ние к отдельным аспектам описания уровней самореализации личности.  Прежде 
 всего это типологии, которые рассматривают иерархию мотиваций (А. Маслоу), 
 жизненных техник (X. Томе), смысла жизни (В.Э. Чудновский), жизненных  ми- 
 ров (Ф.Е. Василюк), принципов психологических основании типологии  индиви- 
 дуальной жизни (А.А. Кроник), стратегий жизни (К.А. Абульханова-Славская). 
 Сюда же можно отнести последние исследования продолжателей учения Я.Л. По- 
 номарева о психологии творчества, касающиеся  классификации  и  творческой 
 направленности (Е.П. Варламова, С. Ю. Степанов, Ю. Н. Михайлова). Наиболее 
 полная самореализация состоит в реализации  смысложизненных  и  ценностных 
 ориентации, то есть имеет место сущностная,  аутентичная  самореализация - 
 осуществление потребности в самоактуализации  как  стремление  реализовать 
 свои способности и таланты. Такую самореализацию называют самоотдачей, са- 
 моосуществлением. Нередки случаи, когда самореализующаяся  личность  может 
 быть названа  самоактуализированной.  Такое  синонимичное  употребление  в 
 большей мере может касаться наивысшего уровня.                             
 
      1. Шкала ориентации во времени показывает,  насколько  человек  живет 
 настоящим, не откладывая свою жизнь "на потом" и не пытаясь найти  убежище 
 в прошлом. Высокий результат характерен для лиц, хорошо понимающих  экзис- 
 тенциальную ценность жизни "здесь и теперь", способных наслаждаться  акту- 
 альным моментом, не сравнивая его с прошлыми радостями  и  не  обесценивая 
 предвкушением грядущих успехов. Низкий результат - это люди,  невротически 
 погруженные в прошлые переживания, с завышенным стремлением к достижениям, 
 мнительные и неуверенные в себе.                                           
      2. Шкала ценностей. Высокий балл по этой шкале  свидетельствует,  что 
 человек разделяет ценности самоактуализирующейся личности, к числу которых 
 А. Маслоу относил такие, как истина, добро, красота,  целостность,  отсут- 
 ствие раздвоенности, жизненность, уникальность,  совершенство,  свершения, 
 справедливость, порядок, простота, легкость без усилия,  игра,  самодоста- 
 точность. Предпочтение этих ценностей указывает на стремление к  гармонич- 
 ному бытию и здоровым отношениям с людьми, далекое от желания  манипулиро- 
 вать ими в своих интересах.                                                
      3. Взгляд на  природу  человека  может  быть  положительным  (высокая 
 оценка) или негативным (низкая). Эта шкала описывает веру в людей, в могу- 
 щество человеческих возможностей. Высокий показатель  может  интерпретиро- 
 ваться как устойчивое основание для искренних и гармоничных  межличностных 
 отношений, естественная симпатия и доверие к людям, честность,  непредвзя- 
 тость, доброжелательность.                                                 
      4. Высокая потребность в познании характерна для самоактуализирующей- 
 ся личности, всегда открытой новым впечатлениям. Эта шкала описывает  спо- 
 собность к бытийному  познанию -  бескорыстную  жажду  нового,  интерес  к 
 объектам, не связанный прямо с  удовлетворением  каких-либо  потребностей. 
 Такое познание, считает Маслоу, более точно и  эффективно,  поскольку  его 
 процесс не искажается желаниями и влечениями, человек при этом не  склонен 
 судить, оценивать и сравнивать. Он просто видит то, что есть и ценит это.  
      5. Стремление к творчеству  или  креативность -  непременный  атрибут 
 самоактуализации, которую попросту можно назвать творческим  отношением  к 
 жизни.                                                                     
      6. Автономность, по мнению  большинства  гуманистических  психологов, 
 является главным критерием психического здоровья личности, ее  целостности 
 и полноты. Это понятие тяготеет к таким чертам,  как  жизненность  (alive- 
 ness) и самоподдержка (self-support)  у  Ф. Перлза,  направляемое  изнутри 
 (inner-directed) у Д. Рисмена, зрелость (ripeness)  у  К. Роджерса.  Само- 
 актуализирующаяся личность автономна, независима и свободна, однако это не 
 означает отчуждения и одиночества. В терминах Э. Фромма автономность - это 
 позитивная "свобода для" в отличие от негативной "свободы от".             
      7. Спонтанность - это качество, вытекающее из уверенности  в  себе  и 
 доверия к окружающему миру,  свойственных  самоактуализировавшимся  людям. 
 Высокий показатель по шкале спонтанности свидетельствует о том, что  само- 
 актуализация стала образом жизни, а не является  мечтой  или  стремлением. 
 Способность к спонтанному поведению фрустрируется культурными  нормами,  в 
 естественном виде ее можно наблюдать разве что у маленьких детей. Спонтан- 
 ность соотносится с такими ценностями, как свобода, естественность,  игра, 
 легкость без усилия.                                                       
      8. Самопонимание. Высокий показатель по этой шкале свидетельствует  о 
 чувствительности, сензитивности человека к своим желаниям и  потребностям. 
 Такие люди свободны от психологической защиты, отделяющей личность от соб- 
 ственной сущности, они не склонны подменять  собственные  вкусы  и  оценки 
 внешними социальными  стандартами.  Показатели  по  шкалам  самопонимания, 
 спонтанности и аутосимпатии, как правило, связаны между собой. Низкий балл 
 по шкале самопонимания свойственен людям неуверенным,  ориентирующимся  на 
 мнение окружающих. Д. Рисмен называл таких людей "ориентированными  извне" 
 в отличие от "ориентированных изнутри".                                    
      9. Аутосимпатия - естественная основа психического здоровья  и  цель- 
 ности личности. Низкие показатели имеют люди невротичные,  тревожные,  не- 
 уверенные в себе. Аутосимпатия вовсе не означает тупого самодовольства или 
 некритичного самовосприятия, это  просто  хорошо  осознаваемая  позитивная 
 "Я-концепция", служащая источником устойчивой адекватной самооценки.       
      10. Шкала контактности измеряет общительность  личности,  ее  способ- 
 ность к установлению прочных и доброжелательных отношений с окружающими. В 
 вопроснике САМОАЛ контактность понимается не как  уровень  коммуникативных 
 способностей личности или навыки эффективного общения, но как общая  пред- 
 расположенность к взаимно полезным и приятным контактам с другими  людьми, 
 необходимая основа cинергической установки личности.                       
      11. Шкала гибкости в общении соотносится с наличием  или  отсутствием 
 социальных стереотипов, способностью к адекватному самовыражению  в  обще- 
 нии. Высокие показатели свидетельствуют об  аутентичном  взаимодействии  с 
 окружающими, способности к самораскрытию. Люди с высокой оценкой  по  этой 
 шкале ориентированы на личностное общение, не склонны прибегать  к  фальши 
 или манипуляциям, не смешивают самораскрытие личности  с  самопредъявлени- 
 ем - стратегией и тактикой управления  производимым  впечатлением.  Низкие 
 показатели характерны для людей ригидных, не уверенных в  своей  привлека- 
 тельности, в том, что они интересны собеседнику и  общение  с  ними  может 
 приносить удовольствие.                                                    
 
      Примечание:                                                           
      Шкалы № 1, 3, 4, 8, 10 и 11 содержат по 10 пунктов, в  то  время  как 
 остальные - по 15. Для получения сопоставимых результатов количество  бал- 
 лов по указанным шкалам следует умножить на 1,5.                           
      Можно получить результаты в процентах, решив следующую пропорцию:  15 
 баллов (максимум по каждой шкале) составляют 100%, а число набранных  бал- 
 лов составляет х%.                                                         
 
      Примечания к компьютерной версии:                                     
      1. При вводе тестовых показателей  полученных  бланковым  способом  в 
 данную компьютерную программу следует вводить сумму ответов по каждой шка- 
 ле без умножения на 1,5. Программа автоматически производит все  необходи- 
 мые преобразования и вычисляет результаты в процентах.                     
      2. В связи с тем, что почти 30% утверждений опросника входит одновре- 
 менно в две шкалы, общий тестовый показатель полученный простым  сложением 
 сумм ответов по каждой шкале будет равен 135 баллов, а с учетом  коэффици- 
 ента 1,5 по 6 шкалам - 165. Поэтому при "ручном" вводе результатов  тести- 
 рования вводится дополнительный показатель равный сумме всех ответов  сов- 
 падающих с "ключом" методики (максимум - 100).                             
      3. В данной программе автоматическая интерпретация теста основана  на 
 следующих условных числовых показателях выраженных в процентах:            
        0%-20%  - низкий тестовый показатель;                               
       21%-40%  - пониженный тестовый показатель;                           
       41%-60%  - средний тестовый показатель;                              
       61%-80%  - повышенный тестовый показатель;                           
       81%-100% - высокий тестовый показатель.                              
 
      Опросник состоит из 100 утверждений.                                  
      Примерное время тестирования 30-40 минут.                             
 
 
                    ПСИХОЛОГИЧЕСКАЯ  ДИАГНОСТИКА.                           
 
 Методика: Диагностика самоактуализации личности.                           
 Ф.И.О: ________________________                                            
 Доп. данные: __________________                                            
 
 
                             Диаграмма:                                     
 
                % *                                                         
              100 ┼                                                         
               90 ┼                                                         
               80 ┼                                                         
               70 ┼ ██ ██    ██ ██                                          
               60 ┼ ██ ██ ▄▄ ██ ██ ▄▄ ██ ▄▄                                 
               50 ┼─██─██─██─██─██─██─██─██────██─██─                       
               40 ┼ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██    ██ ██                        
               30 ┼ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██                        
               20 ┼ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██                        
               10 ┼ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██ ██                        
                0 ┼─+──+──+──+──+──+──+──+──+──+──+──*                      
                    ОВ Цн ПЧ ПП Кр Ав Сп См Ас Кн ГО                        
 
                       Тестовые показатели:                                 
        1. Ориентация во времени       -  ОВ *1,5 =  11  73%                
        2. Ценности                    -  Цн      =  11  73%                
        3. Взгляд на природу человека  -  ПЧ *1,5 =   9  60%                
        4. Потребность в познании      -  ПП *1,5 =  11  73%                
        5. Креативность                -  Кр      =  11  73%                
        6. Автономность                -  Ав      =   9  60%                
        7. Спонтанность                -  Сп      =  10  67%                
        8. Самопонимание               -  См *1,5 =   9  60%                
        9. Аутосимпатия                -  Ас      =   5  33%                
       10. Контактность                -  Кн *1,5 =   8  53%                
       11. Гибкость в общении          -  ГО *1,5 =   8  53%                
       -----------------------------------------------------                
                  Общий тестовый показатель  =  61                          
 
 
                           ИНТЕРПРЕТАЦИЯ:                                   
 
      Повышенная склонность личности жить настоящим, то есть  пере-         
 живать настоящий момент своей жизни во  всей  его  полноте,  а  не         
 откладывать свою жизнь "на потом" и не пытаться  найти  убежище  в         
 прошлом. Хорошее понимание экзистенциальной ценности жизни  "здесь         
 и теперь", способность наслаждаться актуальным моментом, не  срав-         
 нивая его с прошлыми радостями и не обесценивая предвкушением гря-         
 дущих успехов.                                                             
 
      Повышеный уровень тенденции, отражающей  степень,  в  которой         
 человек разделяет ценностные ориентации, присущие самоактуализиру-         
 ющейся личности такие, как истина,  добро,  красота,  целостность,         
 отсутствие раздвоенности, жизненность, уникальность, совершенство,         
 свершения, справедливость, порядок, простота, легкость без усилия,         
 игра, самодостаточность. Предпочтение этих ценностей указывает  на         
 стремление к гармоничному бытию и здоровым  отношениям  с  людьми,         
 далекое от желания манипулировать ими в своих интересах.                   
 
      Умеренно выраженная склонность личности воспринимать  природу         
 человека в целом как положительную. Позитивные аспекты такого вос-         
 приятия могут служить определенным основанием для  построения  ис-         
 кренних и гармоничных межличностных отношений, проявлению симпатии         
 и доверия к людям, честности, непредвзятости,  доброжелательности.         
 
      Повышенная потребность в познании. Открытость новым впечатле-         
 ниям. Способность к бытийному познанию - бескорыстной жажде  ново-         
 го, интересу к объектам, не связанный прямо с удовлетворением  ка-         
 ких-либо потребностей. Такое познание  более  точно  и  эффективно         
 поскольку его процесс не искажается желаниями и влечениями,  чело-         
 век при этом не склонен судить, оценивать и сравнивать. Он  просто         
 видит то, что есть и ценит это.                                            
 
      Повышенный уровень креативности. Направленность  личности  на         
 интересное, творческое содержание жизни и реализацию своих способ-         
 ностей и желаний. Стремление к новым знаниям и поиску новых  реше-         
 ний проблемных ситуаций. Способность порождать необычные идеи, от-         
 клоняться от традиционных схем мышления. Готовность искать  ответы         
 на интересные вопросы не считаясь с затратами времени. Умение  по-         
 лучать удовольствие от познания истины.                                    
 
      Средний уровень автономности. Умеренная степень независимости         
 ценностей и поведения личности от воздействия извне  ("внутренняя-         
 внешняя поддержка"). Стремление руководствоваться в жизни не толь-         
 ко собственными целями, убеждениями, установками и принципами,  но         
 и учитывать общепринятые нормы и ценности.                                 
 
      Повышеный уровень спонтанности поведения вытекающей  из  уве-         
 ренности в себе и доверия к окружающему миру. Это не означает  от-         
 сутствия способности к продуманным, целенаправленным действиям,  а         
 лишь свидетельствует о возможности и другого, не рассчитанного за-         
 ранее способа поведения, о том, что человек не боится  вести  себя         
 естественно и раскованно, демонстрировать окружающим свои  эмоции.         
 Спонтанность соотносится с такими ценностями, как свобода, естест-         
 венность, игра, легкость без усилия.                                       
 
      Средний уровень самопонимания.  Умеренно  выраженная  способ-         
 ность отдавать себе отчет в своих желаниях,  потребностях  и  чув-         
 ствах, хорошо ощущать и рефлексировать их.  Склонность  ориентиро-         
 ваться как на собственное вкусы и оценки так и на  оценки  внешних         
 социальных стандартов.                                                     
 
      Средний уровень аутосимпатии. Умеренно выраженная способность         
 личности ценить свои достоинства, положительные свойства  характе-         
 ра, уважать себя за них, принимать себя таким, как есть,  вне  за-         
 висимости от оценки своих  достоинств и недостатков, возможно, во-         
 преки последним.                                                           
 
      Пониженный уровень аутосимпатии. Слабо выраженная способность         
 личности ценить свои достоинства, положительные свойства  характе-         
 ра, уважать себя за них, принимать себя таким, как есть,  вне  за-         
 висимости от оценки своих  достоинств и недостатков, возможно, во-         
 преки последним. Тревожность, неуверенность в себе.                        
 
      Средний уровень контактности. Умеренно выраженная способность         
 к установлению прочных, доброжелательных отношений с окружающими и         
 общая предрасположенность к взаимно полезным и приятным  контактам         
 с другими людьми в целом.                                                  
 
      Средний уровень гибкости в общении. Умеренно выраженная  спо-         
 собность  к  адекватному  самовыражению  в  общении,  аутентичному         
 взаимодействию с окружающими и самораскрытию.                              
 


Дефицитарная любовь и бытийная любовь А. Маслоу. Р.Фрейджер, Д.Фэйдимен

Интернет-клуб «Просвещенная любовь»

образовательно-доверительный сайт



Фрагменты из Глава 15. «Абрахам Маслоу и трансперсональная психология» из книги «Теории личности и личностный рост» Р.Фрейджер, Д.Фэйдимен. Книга есть в нашей библиотеке «Любовь, семья, секс и около…».

Самой важной частью теории Маслоу является модель иерархии потребностей, включающая полный набор мотиваций человека.

Иерархия потребностей по Маслоу

Основные потребности свойственны каждому индивиду. Объем и способ удовлетворения потребностей неодинаковы в разных обществах, но основные потребности (такие, как голод) нельзя игнорировать никогда.

Физиологические потребности включают в себя потребность в пище, питье, кислороде, сне и сексе. Большинство людей, принадлежащих нашей культуре, могут без труда удовлетворить эти потребности. Однако если биологические потребности не удовлетворяются соответствующим образом, то индивид почти полностью посвящает себя поискам возможностей для их удовлетворения. Маслоу утверждает, что человек, в буквальном смысле умирающий от жажды, не интересуется, удовлетворены ли другие потребности. Но как только данная конкретная непреодолимая потребность удовлетворена, она становится менее важной, позволяя другим потребностям всплыть на поверхность.

Некоторые психологические потребности тоже следует удовлетворять, чтобы сохранить здоровье. К основным психологическим потребностям Маслоу относит: потребность в безопасности, защите, потребность стабильности; потребность любви и чувства принадлежности, а также потребность в самоуважении и оценке. Дополнительно каждый индивид имеет потребности роста: потребность развивать свои потенциальные возможности и способности, а также потребность самоактуализации.

Жизнь на более высоком уровне потребностей означает большую биологическую эффективность, большую продолжительность жизни, меньше болезней, лучший сон, аппетит и т. д. (Maslow)

К потребностям безопасности Маслоу относит потребность индивида жить в относительно стабильной, безопасной и предсказуемой обстановке. У нас есть основная потребность в организации, порядке и определенных запретах. Люди нуждаются в освобождении от страха, тревоги и хаоса. Как и в случае с биологическими потребностями, большинство людей принимают как должное плавно развивающееся, стабильное, защищающее общество. В современном западном обществе потребность в безопасности проявляется только при критических обстоятельствах: стихийных бедствиях, эпидемиях и восстаниях.

У всех людей есть потребность в принадлежности и любви. Мы стремимся установить тесные отношения с другими и чувствовать себя частью каких-то групп, таких, как семья и круг своих сверстников. Эти потребности, как писал Маслоу, все чаще остаются неудовлетворенными в нашем изменчивом индивидуалистическом обществе. Эти неудовлетворенные потребности, как правило, лежат в основе психологических расстройств.

Маслоу (1987) описал два типа потребности уважения. Первый — это желание чувствовать компетентность и личные достижения. Второй — потребность уважения другими, что включает общественное положение, славу, оценку и признание. Если эти потребности не удовлетворены, то человек начинает чувствовать себя приниженным, слабым или беспомощным. Как считал Маслоу, потребности уважения были отмечены в работах Адлера, и ими несколько пренебрегал Фрейд. Нормальное самоуважение складывается из личных стремлений, которые приводят к достижениям, а также из заслуженного уважения другими.

Даже если все эти потребности удовлетворены, утверждает Маслоу, человек все еще чувствует разочарованность и некоторую незавершенность до тех пор, пока он не испытает самоактуализации — использование своих способностей и талантов. Формы, в которых проявляется эта потребность, весьма различны в зависимости от того, что представляет из себя человек. У каждого из нас свои мотивации и способности. Для одного очень важно стать хорошим родителем, другие стремятся добиться успехов в спорте, стать художником или изобретателем.

По Маслоу, должны быть реализованы самые основные потребности прежде, чем будут удовлетворены менее значимые. К примеру, и физиологические и потребности любви важны для человека; однако когда человек голодает, потребность любви (или любая другая более высокая потребность) не становится главным фактором поведения. И наоборот, считает Маслоу, даже тогда, когда мы разочаровывались в любви, нам по-прежнему нужна пища (в любовных романах утверждается обратное).

«Совершенно верно, что человек живет хлебом единым — когда нет хлеба. Но что случается с желаниями человека, когда хлеба вдоволь, и когда его желудок постоянно полон? Моментально появляются другие (и более высокие) потребности, и именно эти потребности, а не физиологический голод управляют организмом. А когда и эти потребности удовлетворяются, снова появляются новые (еще более высокие) потребности, и так далее.» (Maslow)

«Высшая природа человека опирается на его низшую природу, нуждаясь в ней, как в основании, и рушится без этого основания. Таким образом, большая часть человечества не может проявить свою высшую природу без удовлетворения базовой низшей природы». (Maslow)

Дефицитарная психология и бытийная психология.

Маслоу разделял психологию на два основных вида. Большую часть психологии своего времени Маслоу называл дефицитарной; она занимается поведением человека в сфере удовлетворения основных потребностей. Бытийная психология, наоборот, изучает поведение человека и его переживания на стадии высочайшей осознанности и стремления удовлетворить нужды самоактуализации. С этим видом психологии связаны вершинные переживания. Бытийная психология больше всего подходит для изучения самоактуализирующихся людей.

Дефицитарная мотивация и бытийная мотивация

Маслоу отмечал, что большинство психологов обращаются только к дефицитарной мотивации, они сосредоточивают внимание на изучении поведения, целью которого является удовлетворение потребности, которую не удалось до этого удовлетворить. Примером дефицитарной мотивации могут служить голод, боль и страх.

Однако внимательное изучение поведения человека и животных выявило другой вид мотивации. Когда организм не испытывает голода, не чувствует боли и не боится, возникают бытийные мотивации, такие, как любопытство и игривость. Активность, которая возникает в подобных случаях, может закончиться сама по себе, а не служить средством для реализации определенных потребностей. Бытийная мотивация (being motivation) прежде всего связана с получением удовольствия и удовлетворения в настоящее время или с поиском положительной цели (возрастающая мотивация или метамотивация). С другой стороны, из-за чувства неудовлетворенности дефицитарная мотивация (deficiency motivation) порождает потребность, нацеленную на то, чтобы изменить настоящее положение дел.

Дефицитарные ценности и бытийные ценности

Маслоу не рассматривал подробно дефицитарные ценности, хотя бытийные ценности (being values) он описал детально. Бытийные ценности свойственны каждому индивиду. «Высшие ценности [существуют] в самой человеческой природе, именно там их можно найти. Это находится в резком противоречии со старым и более привычным представлением о том, что высшие ценности могут исходить только от сверхъестественного божества или их можно получить из какого-то другого источника за пределами человеческой природы». (Maslow)

К бытийным ценностям Маслоу относит: истину, доброту, красоту, целостность, дихотомическую трансцендентность, живость, уникальность, совершенство, неизбежность, завершенность, справедливость, простоту, яркость, легкость, игривость и самодостаточность.

Дефицитарная любовь и бытийная любовь

Дефицитарная любовь (deficiency love) — это любовь, обращенная к другим, потому что они обусловливают удовлетворение нашей потребности. Чем больше удовлетворяются потребности индивида, тем более усиливается этот тип любви. Такая любовь возникает из-за потребности в самоуважении или сексе, из страха одиночества и т. д.

Бытийная любовь (being love) — это любовь к сущности другого человека, его жизни. Этой любви несвойственно стремление к полному обладанию предметом любви, и она, скорее, связана с тем хорошим, что есть в другом человеке, чем с собственным удовлетворением. Часто при описании бытийной любви Маслоу приводит пример принятого в даосизме невмешательства или принципа «пусть все будет так, как оно есть», одобрения того, что есть, без желания что-то изменять или улучшать. При бытийной любви любовь к природе, например, может выразиться в том, что индивид любуется красотой цветов, наблюдает за их ростом, а затем не срезает, а оставляет их расти в саду. Кто-то под воздействием дефицитарной любви, скорее, соберет цветы и сделает из них букет. К бытийной любви также относится безответная самоотверженная любовь к своему ребенку, которая включает в себя любовь и признание и при которой маленькие недостатки ребенка тоже любят и прощают.

Маслоу убежден, что бытийная любовь богаче, она дает больше удовлетворения и длится дольше, чем дефицитарная любовь. Эта любовь остается всегда новой, тогда как дефицитарная любовь со временем теряет новизну. Бытийная любовь вызывает вершинные переживания, и ее описывают теми же возвышенными словами, какими пользуются при описании глубоких религиозных переживаний.

По Маслоу, бытийная любовь самоотверженна, она ничего не просит взамен. Наградой в такой любви является признание самой сути и красоты предмета любви. В нашей повседневной жизни бытийная и дефицитарная любовь не существуют одна без другой. Мы обычно надеемся получить и получаем что-то в ответ на нашу любовь.

Самоактуализация.

Самая главная концепция Маслоу — это самоактуализация, высший уровень потребностей человека.

Маслоу в общих чертах определял понятие самоактуализации (self-actualization) как «полное применение талантов, способностей, потенциалов и т. д.» (Maslow)

Самоактуализация — не застывшее состояние. Это действующий процесс, при котором способности индивида применяются полностью, творчески и радостно. «Я думаю о самоактуализируемом человеке не как об обычном человеке, которому что-то добавилось, а, скорее, как об обычном человеке, у которого ничего нельзя отнять. Средний человек — это человеческое существо в расцвете сил с размытыми и зажатыми силами и способностями». (Maslow)

Обычно самоактуализирующиеся люди смотрят на жизнь более свободно. Они не слишком эмоциональны и более объективны, они не позволят надеждам, страхам, а также попыткам защитить свое «я» разрушить те представления, которые они вынесли из своих наблюдений. Маслоу обнаружил, что все они без исключения полностью отдают себя своей работе или делу. Для личностного роста важны два требования: посвящение себя чему-то более высокому, чем собственное «я», и успешное выполнение поставленной задачи. Креативность, непосредственность, смелость и упорная работа — это основные характерные черты самоактуализирующихся людей.

Маслоу перечисляет следующие характерные черты для самоактуализирующихся:

1. Более эффективное восприятие реальности и более удобные отношения с реальностью.

2. Приятие (себя, других, природы).

3. Непосредственность; простота; естественность.

4. Сосредоточенность на проблеме [в противоположность эго-центрированности].

5. Способность обособиться; потребность в уединении.

6. Автономия; независимость от культурных штампов и окружения.

7. Сохраняющаяся свежесть восприятия.

8. Мистический и вершинный опыт.

9. Gemeinschaftgefuhl [чувство общности с другими].

10. Более глубокие и проникновенные взаимоотношения.

11. Демократичность.

12. Способность распознавать цели и средства, хорошее и плохое.

13. Философский, незлобный доброжелательный юмор.

14. Креативность.

15. Сопротивление окультуриванию; вне любой определенной культуры.»

«Не существует совершенных людей! Можно найти хороших людей, очень хороших, даже замечательных. На свете действительно есть творцы, провидцы, мудрецы, святые, люди, расшатывающие старые устои, и люди, двигающие человечество вперед. Несомненно, это подает нам надежду на будущее человеческого рода, несмотря на то что такие люди встречаются крайне редко и их можно сосчитать по пальцам. И в то же время, те же самые люди могут временами быть скучными, раздражающими, обидчивыми, эгоистичными, злыми и подавленными. Чтобы не оказаться разочарованными (avoid disillusionment) в человеческой природе, мы должны прежде всего отбросить свои иллюзии по поводу человеческой природы». (Maslow)

Статьи, относящиеся к этой же теме:

Путеводитель по сайту и основным вехам в познании любви. Е.Пушкарев

Суть любви. Е. Пушкарев.

Что такое любовь. Е. Пушкарев

Коротко о любви. Е. Пушкарев

Влюбленность. Е. Пушкарев

Мужчина и женщина: совместимость, любовь. Е. Пушкарев

Мужчина и женщина: отношения. Е. Пушкарев

Мужчина и женщина: лидерство в любви и браке. Е Пушкарев

Психология любви. Е.Пушкарев

Тест на любовь: «шкала любви» З.Рубина.

Различные чувства любовь и влюбленность. Е. Пушкарев.

Психологическое здоровье обязательное условие для любви. Е. Пушкарев

Зигмунд Фрейд о любви.

Влюблённость и любовь. В. Альбисетти

Любовь – не чувство. Морган Скотт Пек

ЛЮБОВЬ. Э.Кирхлер

«Любовь» и специалисты по психическому здоровью». Стивен Б. Ливайн.

Примеры настоящей любви.

ЗНАЧЕНИЕ ПИРАМИДЫ МАСЛОУ (ЧТО ЭТО, ПОНЯТИЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ) — ВЫРАЖЕНИЯ

Что такое пирамида Маслоу:

Пирамида Маслоу или пирамида иерархии потребностей человека является наглядной иллюстрацией, объясняющей, как человеческое поведение подчиняется удовлетворению иерархических потребностей .

Американский психолог Абрахам Маслоу (1908-1970) предлагает модель мотивации человека в своей работе « Теория мотивации человека » (1943), которая основана на следующих утверждениях:

  • Поведение человека мотивировано для удовлетворения потребностей. Существуют потребности, которые имеют более высокий приоритет, чем другие, подчиняющиеся иерархии. Необходимо удовлетворять более низкие потребности, чтобы генерировать поведение, которое мотивирует восхождение на вершину самореализации.

Пирамида Маслоу делится на следующие пять иерархических уровней:

Первый уровень: физиологические потребности

Физиологические или биологические потребности составляют основу пирамиды Маслоу и связаны с физическим выживанием, являясь первой мотивацией для поведения человека.

Примерами физиологических потребностей являются воздух, еда, напитки, сон, кров, пол и баланс температуры тела. Голодный человек будет стремиться к кормлению (поведению), мотивированному голодом (потребностью).

Второй уровень: потребности в безопасности

Требования безопасности соответствуют второму уровню по шкале пирамиды Маслоу. В этом аспекте удовлетворенность безопасностью относится к необходимости чувствовать себя в безопасности и стабильной жизни в семье, обществе или обществе.

Поведенческая деятельность человека может быть направлена ​​на удовлетворение этого уровня потребностей только после удовлетворения первого уровня физиологических потребностей.

Примерами потребностей в безопасности являются деньги, безопасность, порядок, стабильность, свобода. Человек, который не знает, будет ли его дом исключен из-за отсутствия денег для выплаты долгов, будет искать способы генерировать деньги (поведение), мотивированные стабильностью (потребностью).

Третий уровень: членство и членские потребности

Потребности в членстве находятся на третьем уровне пирамиды Маслоу и охватывают чувство доверия, близости и принятия индивидуума в группе, будь то семья, друзья или работа. На этом уровне динамика между получением и предоставлением любви является начальной мотивацией поведения.

Примерами потребностей в членстве являются поиск групп друзей, укрепление семейных связей, создание близости, создание семьи. Человек, который чувствует себя некомфортно, как если бы он не принадлежал к своей семейной группе, будет искать группы людей с одинаковыми вкусовыми качествами в музыке, хобби или профессии (поведении), мотивированных чувством принятия (необходимости).

Четвертый уровень: потребности в самооценке

Потребности в самооценке соответствуют четвертому уровню пирамиды Маслоу и связаны с индивидуальным признанием, будь то в личной, профессиональной или общественной сфере.

Примеры потребностей в самооценке включают в себя независимость, престиж, уважение к другим, профессионализм, удовлетворение, чувство собственного достоинства, статус. Человек, который не чувствует себя ценным или не имеет достаточного признания со стороны других, будет искать способы распространения своей ценности, такие как загрузка фотографий в социальные сети (поведение), мотивированные потребностью в самооценке (потребности).

Пятый уровень: потребность в самореализации

Потребность в самореализации — вершина пирамиды Маслоу, к которой стремятся все люди. Согласно Маслоу, поиск самореализации замедляется из-за неудовлетворенности низкими физиологическими потребностями, безопасностью, принадлежностью и чувством собственного достоинства. Несмотря на это, кризис может вызвать временный скачок в типе потребностей, которые необходимо удовлетворить.

Примерами самореализации являются реализация личного потенциала, личностный рост и мотивация к личным амбициям, которые не вписываются в другие четыре более низких уровня потребности. Человек, который чувствует, что он должен заниматься личным проектом, без влияния мнений других, будет стремиться выполнять действия, которые приблизят его к его цели.

Уровни потребностей пирамиды Маслоу также подразделяются на две большие группы: потребности в нехватке ( d-потребности ), мотивированные отсутствием основ, которые включают первые четыре уровня пирамиды, и потребности в росте ( b- потребности ) мотивированы личным удовлетворением, которые сгруппированы на вершине пирамиды.

Пирамида Маслоу и образование

Пирамида Маслоу служит основой для определения терапевтических отношений в рамках гуманистической парадигмы, где тот же автор утверждает, что мотивация в обучении и изменениях возможна только тогда, когда достигнута тенденция к самореализации.

Диагностика личностных и групповых базовых потребностей « Психологические тесты

Шкалы: материальные потребности, потребности в безопасности, социальные (межличностные) потребности, потребности в признании, потребности в самовыражении

Назначение теста

Данная методика позволяет выявить базовые потребности – мотиваторы (А.Маслоу) личности и группы. Ее основой является процедура парных сравнений. Знание таких потребностей позволяет руководителю эффективно строить систему мотивации в рабочей группе. Так, если у одних сотрудников доминируют материальные потребности, то повысить их трудовое усердие можно, прежде всего дав им возможность хорошо заработать (например, посредством предоставления сложного, хорошо оплачиваемого задания, сверхурочных работ и т. п.).

Работников, у которых ярко выражены потребности в безопасности (опасения потерять работу, получить выговор, быть скомпрометированным в глазах товарищей и т. п.), следует успокоить, заверить в стабильности их положения.

При доминировании социальных потребностей для человека наиболее важны добрые, дружеские отношения в коллективе, хороший нравственный климат.

Если же у работника ведущей является потребность в признании, то для него приоритетными стимуляторами будут перспектива должностного роста, знаки и символы признания и уважения, карьера.

Для тех сотрудников, у которых доминирует потребность в самореализации, важнейший стимулятор – творческий труд, автономия, участие в принятии решений. Умело используя различные стимулы на основе индивидуального подхода к сотрудникам, знания их ведущих потребностей, руководитель сможет повысить их мотивированность.

Инструкция к тесту

Сначала сравните приведенные ниже (поочередно) утверждения, а затем каждый результат впишите в колонку таблицы. Так, если при сравнении первого утверждения со вторым предпочтительным для себя вы сочтете второе, то в начальную пустую клеточку первой колонки впишите цифру 2. Если же предпочтительным окажется первое утверждение, то впишите цифру 1. Затем то же самое проделайте со вторым утверждением: сравните его сначала с третьим, потом с четвертым и вписывайте результат во вторую колонку. Подобным же образом работайте с остальными утверждениями, постепенно заполняя весь бланк.

Тестовый материал

Вслух проговорите фразу «Я хочу…» применительно к каждому утверждению:

  1. Добиться признания и уважения.
  2. Иметь теплые отношения с людьми.
  3. Обеспечить себе будущее.
  4. Зарабатывать на жизнь.
  5. Иметь хороших собеседников.
  6. Упрочить свое положение.
  7. Развивать свои силы и способности.
  8. Обеспечить себе материальный комфорт.
  9. Повышать уровень мастерства и компетентности.
  10. Избегать неприятностей.
  11. Необходимо зарегистрироваться

    Чтобы увидеть материал целиком, вам необходимо зарегистрироваться или войти на сайт.

    Войти через ВКонтакте

    Внимание!
    1. Никто не увидит в результатах тестов ваше имя или фото. Вместо этого будет указан только пол и возраст. Например, “Женщина, 23” или “Мужчина, 31“.
    2. Имя и фото будут видны только, в комментариях или других записях на сайте.
    3. Права в ВК: “Доступ к списку друзей” и “Доступ в любое время” требуются, чтобы Вы могли увидеть тесты, которые прошли Ваши друзья и посмотреть сколько ответов в процентах у вас совпало. При этом друзья не увидят ответы на вопросы и результаты Ваших тестов, а Вы – не увидите результаты их (см. п. 1).
    4. Выполняя авторизацию на сайте, Вы даете согласие на обработку персональных данных.

Обработка и интерпретация результатов теста

При обработке эмпирических данных используется следующий ключ:

Необходимо зарегистрироваться

Чтобы увидеть материал целиком, вам необходимо зарегистрироваться или войти на сайт.

Войти через ВКонтакте

Внимание!
1. Никто не увидит в результатах тестов ваше имя или фото. Вместо этого будет указан только пол и возраст. Например, “Женщина, 23” или “Мужчина, 31“.
2. Имя и фото будут видны только, в комментариях или других записях на сайте.
3. Права в ВК: “Доступ к списку друзей” и “Доступ в любое время” требуются, чтобы Вы могли увидеть тесты, которые прошли Ваши друзья и посмотреть сколько ответов в процентах у вас совпало. При этом друзья не увидят ответы на вопросы и результаты Ваших тестов, а Вы – не увидите результаты их (см. п. 1).
4. Выполняя авторизацию на сайте, Вы даете согласие на обработку персональных данных.

  1. Закончив работу, определите количество баллов (то есть предпочтений или выборов), выпавших на каждое утверждение. Выберите пять утверждений, получивших наибольшее количество баллов, и расположите их по иерархии. Это ваши главные потребности.
  2. Для определения степени удовлетворенности пяти типов главных потребностей подсчитайте сумму баллов по пяти соответствующим шкалам ключа.

Личностные и групповые результаты изучения базовых потребностей–мотиваторов можно представить в форме графических профилей.

42Зона неудовлетворенности
28Зона частичной удовлетворенности
14Зона удовлетворенности
 12345

Понимание комедогенной шкалы масел и сливочных масел

Узнайте о шкале комедогенности и посмотрите, где падают обычные масла-носители и масла, чтобы вы знали, как выбрать подходящее для вашего типа кожи.

Поскольку сейчас доступно больше натуральных масел и масел, чем когда-либо прежде, может быть трудно определить, какие из них подойдут для вашей кожи. Один из способов ориентироваться в спектре продуктов и определить те, которые идеально подходят для вашего типа кожи, — это узнать о компонентах масел и их различиях.

К счастью, есть шпаргалка, называемая комедогенной шкалой, в которой масла и масла ранжируются по их склонности закупорить поры кожи. Поскольку масла-носители и растительные масла являются ключевыми ингредиентами многих косметических продуктов, очень полезно знать, какой эффект они могут иметь.

Что такое комедогенная шкала?

Шкала комедогенности оценивается по тому, насколько вероятно, что какие-либо конкретные ингредиенты, такие как масла и масла, используемые в составе косметических продуктов, будут закупоривать поры.Всем, кто предрасположен к высыпаниям прыщей и угрям, следует избегать сильно комедогенных масел, поскольку они могут вызывать повторяющиеся проблемы с прыщами. Однако люди с более сухой кожей могут предпочесть более смягчающее масло ближе к середине шкалы.

В шкале используется система нумерации от 0 до 5. Вот как числа располагаются на шкале:

  • 0 — совсем не забивает поры
  • 1 — очень низкая вероятность закупоривания пор
  • 2 — умеренно низкая вероятность
  • 3 — средняя вероятность
  • 4 — довольно высокая вероятность
  • 5 — высокая вероятность закупоривания пор

ЧТО ТАКОЕ НЕКОМЕДОГЕННОЕ ЗНАЧЕНИЕ?

Некомедогенные ингредиенты — это вещества, которые не закупоривают поры и имеют рейтинг комедогенности 2 или меньше.И практически любое вещество с рейтингом 5 в значительной степени гарантирует, что у человека, склонного к высыпаниям прыщей, оно будет. Приведенная ниже шкала комедогенности касается масел и сливочного масла в частности.

На то, как конкретное масло воздействует на вашу кожу, влияет множество факторов. Таким образом, невозможно сделать «абсолютный» прогноз. Даже дерматологи не могут определить, как кожа людей будет реагировать на вещи. Дело в том, что кожа у всех разная, поэтому масло по-разному воздействует на разных людей.

Например, масло авокадо может быть питательным маслом для некоторых людей с жирной кожей, в то время как другие, у которых также жирная кожа, используют его и вызывают больше высыпаний прыщей!

Факторы, которые могут привести к такому разнообразию результатов, могут включать такие вещи, как тип кожи, болезнь, потребление воды, факторы окружающей среды и другие факторы, которые могут влиять на то, как масла действуют на вашу кожу.

В дополнение к оценке комедогенности ингредиента, состав жирных кислот также полезен для определения того, какой тип кожи получит пользу от того или иного масла.В этом руководстве мы рассмотрим оба типа информации.

МАГАЗИН НЕКОМЕДОГЕННЫХ ТОВАРОВ ОТ HERBAL DYNAMICS BEAUTY

ПРАЙМЕР НА НЕКОМЕДОГЕННЫЕ ПРОДУКТЫ

Выявление некомедогенных продуктов по уходу за кожей обычно требует внимательного чтения этикеток с ингредиентами. Однокомпонентные масла и сливочные масла легко разместить. Просто посмотрите, где это масло падает на весах!

Такие товары, как лосьоны и сыворотки, состоят из множества ингредиентов. Они часто могут включать элементы как на нижней, так и на верхней границе шкалы.

Лосьоны и кремы представляют собой смеси масел, спиртов и других ингредиентов. Эмульгирующие и смягчающие ингредиенты не всегда благоприятны для кожи. Некоторые из них, которых следует избегать, включают миристил / изопропилмиристат, изоцетил / октил / изопропилстеарат, гексадециловый спирт и другие. Масло какао, кокосовое масло, масло зародышей пшеницы и ланолин обладают преимуществами, но все они имеют высокий уровень комедогенности, что делает их менее идеальными для лица. уход за кожей.

Составы на водной основе с меньшей вероятностью закупоривают поры. Но обратите внимание на определенные ингредиенты на основе водорослей, такие как красные водоросли и экстракт водорослей, сульфатные очищающие средства и лаурет! Все это занимает высокую позицию в рейтинге.

Кроме того, вы можете увидеть такие утверждения, как рекомендованные дерматологами, гипоаллергенные и не содержащие отдушек. Эти заявления не означают, что продукт не закупоривает поры и не подойдет вашему типу кожи. При выборе средств для ухода за кожей и макияжа важно знать, что работает для вашей кожи.

Глубокая комедогенная шкала масел и масел

Высокое содержание эруковой кислоты и умеренное содержание олеиновой кислоты

Высокое содержание олеиновой кислоты и умеренное содержание линолевой кислоты

Сухая, чувствительная, склонная к акне

Высокое содержание олеиновой кислоты, умеренное содержание линолевой кислоты

Высокое содержание олеиновой кислоты, линолевая кислота

Высокое содержание лауриновой, миристиновой и олеиновой кислоты

Высокое содержание олеиновой кислоты, умеренное содержание линолевой кислоты

с высоким содержанием линолевой кислоты + GLA и ALA

Высокое содержание линолевой кислоты и средней линоленовой кислоты

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренное содержание олеиновой кислоты

Сухое, комбинированное, склонное к акне

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренное содержание линоленовой кислоты

Большинство типов кожи, особенно жирная / склонная к акне

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренного линоленовой и олеиновой кислоты

Комбинированная, жирная, чувствительная

с высоким содержанием линолевой кислоты и GLA

Высокое содержание олеиновой кислоты, умеренное содержание линолевой кислоты

Высокое содержание эруковой и олеиновой кислоты

Большинство типов кожи, включая жирную / склонную к акне

Большинство типов кожи, особенно сухая / раздраженная

с высоким содержанием олеиновой и линолевой кислоты

с высоким содержанием линолевой и линоленовой кислоты

Идеально подходит для кожи тела и глаз, а не для жирной кожи и склонных к акне

с высоким содержанием олеиновой и стеариновой кислоты

Очень сухой, лучше всего подходит для тела

Высокое содержание олеиновой, стеариновой и пальмитиновой кислот

Очень сухой, лучше всего подходит для тела

Кокосовое масло фракционированное

с высоким содержанием каприловой и каприновой кислоты

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренное содержание олеиновой и линоленовой кислот

с высоким содержанием линолевой и линоленовой кислот

Высокое содержание олеиновой кислоты, умеренное содержание пальмитиновой кислоты

Жирная, склонная к акне, комбинация

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренное содержание GLA

Очень сухой, лучше всего подходит для тела

с высоким содержанием альфа-линоленовой кислоты

Большинство типов кожи, особенно чувствительная, склонная к акне

Большинство типов кожи, включая жирную / склонную к акне

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренное содержание линоленовой кислоты

Большинство типов кожи, включая жирную / склонную к акне

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренное содержание олеиновой и линоленовой кислот

Высокое содержание олеиновой кислоты, умеренное содержание пальмитолеиновой кислоты

Высокое содержание олеиновой кислоты, умеренное содержание стеариновой кислоты

Большинство типов кожи, особенно сухая

с высоким содержанием олеиновой и стеариновой кислоты

Жирная, склонная к акне, чувствительная

Большинство типов кожи, особенно сухой / поврежденной

Высокое содержание олеиновой и пальмитиновой кислот

Сухой, склонный к акне, чувствительный

Очень сухой, лучше всего подходит для тела

Очень сухой, лучше всего подходит для тела

Высокое содержание олеиновой кислоты, умеренное содержание пальмитиновой кислоты

Масло семян маракуйи (маракуйя)

Жирная, раздраженная, склонная к акне

Высокое содержание олеиновой и пальмитиновой кислот

Высокое содержание олеиновой кислоты, умеренное содержание линолевой кислоты

Большинство типов кожи, особенно сухая

Большинство типов кожи, особенно сухой / поврежденной

Высокое содержание олеиновой и пальмитиновой кислот

Большинство типов кожи, особенно зрелые

Высокое содержание олеиновой кислоты, умеренное содержание линолевой кислоты

Большинство типов кожи, особенно зрелые

Большинство типов кожи, особенно жирная / комбинированная

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренное содержание олеиновой кислоты

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренное содержание линоленовой кислоты

Большинство типов кожи, особенно зрелая / комбинированная

с высоким содержанием олеиновой и линолевой кислоты

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренное содержание линоленовой кислоты

Масло сафлоровое (High Linoliec)

Высокое содержание стеариновой и олеиновой кислоты

Большинство типов кожи, особенно зрелая / сухая

Высокое содержание пальмитиновой, пальмитолеиновой и олеиновой кислоты

с высоким содержанием линолевой и олеиновой кислоты

с высоким содержанием олеиновой и стеариновой кислоты

Высокое содержание олеиновой кислоты, умеренное содержание стеариновой кислоты

Очень сухой, лучше всего подходит для тела

Большинство типов кожи, особенно жирная / склонная к акне

Высокое содержание линолевой и линоленовой кислоты

Большинство типов кожи, особенно с рубцами / чувствительной

с высоким содержанием олеиновой и линолевой кислоты

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренное содержание олеиновой кислоты

Высокое содержание линолевой кислоты, умеренное содержание олеиновой кислоты

Большинство типов кожи, особенно жирная / склонная к акне / чувствительная

Очень сухая / поврежденная, пятнистая обработка

Жирные кислоты: ключевые компоненты масел и масел

Жирные кислоты, такие как омега-3 и омега-6, имеют ключевое значение для здоровой кожи.Это верно не только для продуктов, богатых этими жирными кислотами, но и для местного применения продуктов, содержащих их. Фактически, исследования показали, что симптомы дефицита незаменимых жирных кислот можно исправить с помощью продуктов, богатых линолевой кислотой.

Когда дело касается здоровья кожи, местное применение может оказаться лучше, чем прием жирных кислот. Многие жирные кислоты, которые попадают в организм, обычно окисляются в печени еще до того, как достигают кожи. Это делает местное нанесение более эффективной системой доставки этой критически важной кислоты.

Независимо от типа кожи, незаменимые жирные кислоты важны для здоровья кожи, даже если у вас нет какого-либо дефицита. Для людей со здоровой кожей местное нанесение продуктов с жирными кислотами помогает обеспечить защиту от ультрафиолетового излучения и солнечных ожогов — важный шаг для предотвращения преждевременного старения кожи и появления морщин.

Хорошо известно, что чрезмерное воздействие УФ-излучения может вызывать повреждение клеток кожи, включая воспаление, а также подавление иммунной системы самой кожи.Преждевременное старение является результатом разрушения коллагена в клетках кожи и вызывает потерю эластичности, что приводит к появлению тонких линий и морщин. Жирные кислоты в продуктах, которые наносятся на кожу, помогают защитить и даже могут помочь обратить вспять этот ущерб.

Какие типы жирных кислот лучше всего?

Растительные масла и масла семян содержат два типа многих типов жирных кислот, но два из них являются основными для ухода за кожей — линолевая кислота и олеиновая кислота.

Альфа-линолевая кислота (омега-3) и линолевая кислота (омега-6) считаются «незаменимыми жирными кислотами», потому что организм не может производить их самостоятельно.Олеиновая кислота вырабатывается организмом, поэтому не считается «незаменимой».

Знание разницы между жирными кислотами и того, как они взаимодействуют с кожей, может помочь вам выбрать правильный продукт в зависимости от вашего типа кожи.

Масла с высоким содержанием линолевой кислоты

Если у вас частые прыщики или жирная кожа, вы можете подумать, что вам нужно использовать только продукты, не содержащие масла. Не так быстро! Исследования показывают, что у людей с акне низкий уровень линолевой кислоты в поверхностных липидах кожи. Местное добавление этих масел, богатых жирными кислотами, может быть лучшим способом решения этой проблемы.

Линолевая кислота (C18: 2) представляет собой незаменимую жирную кислоту омега-6, которая не вырабатывается организмом. Он обладает антивозрастными, барьерно-защитными, успокаивающими и балансирующими свойствами и наиболее подходит для жирной и склонной к акне кожи.

  • Наибольшее соотношение линолевой кислоты обнаружено в черном тмине, примуле вечерней, конопле, виноградных косточках, семенах гуавы, маракуйи, семенах папайи, опунции, семенах тыквы, красной малине, шиповнике, сафлоровом масле, подсолнечнике, сое и масле зародышей пшеницы.
  • Масла огуречника, клещевины, ядра вишни, чиа, семян киви, граната и кунжута содержат большое количество линолевой кислоты, но имеют более сбалансированные характеристики.
Масла с высоким содержанием олеиновой кислоты

Олеиновая кислота (C18: 1) — это жирная кислота омега-9, очень увлажняющая и идеальная для более сухой кожи. Масла с высоким содержанием олеиновой кислоты могут помочь при сухой и чувствительной коже, снижая чувствительность кожи. Они эффективно обращают вспять воспалительную реакцию в различных слоях кожи.

  • Наивысшее соотношение олеиновой кислоты содержится в миндале, абрикосе, авокадо, семенах моркови, фундуке, макадамии, макуле, оливковом, пальмовом, облепиховом и рапсовом масле, а также в масле какао, манго и ши.
  • Масла арганового, абиссинского, жожоба, рисовых отрубей и таману содержат много олеиновой кислоты, но имеют более сбалансированные характеристики.
Прочие важные жирные кислоты
  • Лауриновая кислота (12: 0) — обладает антибактериальными и противоугревыми свойствами.
    • Содержится в бабассу, кокосовом орехе, финиковых семенах и пальмовом масле.
  • Миристиновая кислота (14: 0) — очищающие и смазывающие свойства.
    • Содержится в бабассу, пальмовом и кокосовом масле.
  • Пальмитиновая кислота (C16: 0) — успокаивающее, увлажняющее, антивозрастное и барьерно-защитное свойства.
    • С высоким содержанием масел баобаба, бразильского ореха, макадамии, пальмы, арахиса, рисовых отрубей, облепихи и нима, а также масла маура.
  • Пальмитолеиновая кислота (16: 1) — жирная кислота омега-7 с антивозрастными, заживляющими и омолаживающими свойствами.
    • Содержится в масле макадамии и облепихи.
  • Стеариновая кислота (C18: 0) — обладает богатыми и увлажняющими свойствами, но оказывает окклюзионное действие и имеет тенденцию закупоривать поры для кожи, склонной к акне.
    • Содержится в какао, кокосе, манго-моура, сале и масле ши, а также в масле нима, ши и таману.
  • Рицинолевая кислота (C18: 1) — жирная кислота омега-9 с антибактериальными и очищающими свойствами.
    • Найдено только в касторовом масле.
  • Пуническая кислота (C18: 3) — жирная кислота омега-5 с восстанавливающими, противовоспалительными и антивозрастными свойствами.
    • Найден в гранатовом масле.
  • Альфа-линоленовая кислота / ALA (C18: 3) — омега-3 и незаменимая жирная кислота, которая помогает укрепить кожный барьер.
    • Содержится в черной смородине, перилле, льне / семенах льна, тыквенных семенах и соевом масле.
  • Гамма-линоленовая кислота / GLA (18: 3) — жирная кислота омега-6, которая снимает воспаление и способствует синтезу церамидов.
    • Содержится в масле семян черной смородины, огуречника и примулы вечерней.
  • Эйкозеновая кислота (20: 1) — омега-9 с успокаивающим смягчающим средством и улучшающими проницаемость свойствами.
    • С высоким содержанием масла семян жожоба и пенника лугового.
  • Бегеновая кислота (22: 0) — восстанавливающие, очень увлажняющие и кондиционирующие свойства, особенно для волос.
    • Обнаруживается в каранджинском и швартовном маслах.
  • Эруковая кислота (22: 1) — омега-9 с шелковистым / силиконовым ощущением для легкого увлажнения.
    • Высокое содержание абиссинского масла и масла брокколи, умеренное — масла семян жожоба и луговой пены.

Засоренные поры — что нужно знать

Теперь, когда мы обсудили, как комедогенные масла забивают поры, давайте посмотрим, как это влияет на вашу кожу. Главный результат закупорки пор — прыщи. Но вместо того, чтобы пытаться лечить прыщи, когда они возникают, давайте в первую очередь рассмотрим способы предотвратить их появление.

Забитые поры или комедоны (множественное число — комедоны) приводят к появлению белых или черных точек, которые являются результатом воспаления кожи. Забитые поры вызывают развитие прыщей, которые возникают, когда сальные железы кожи начинают выделять жир.

Это обычно происходит в период полового созревания и часто вызывается гормонами. Мертвые клетки кожи, которые организм обычно удаляет, также могут вызывать закупоривание пор.

Интересно отметить, что закупоренные поры могут негативно повлиять на кожу даже после того, как прыщ исчез и исчезли прыщи.Когда прыщи постоянно возвращаются, поры могут расширяться, что приводит к закупорке других пор, что приводит к их закупорке и появлению прыщей.

Жирная кожа — это рассадник бактерий, которые встречаются на всех типах кожи. Добавление комедогенных масел обостряет акне и замедляет процесс очищения. Лечение закупоренных пор и прыщей имеет решающее значение, потому что тяжелые прыщи без лечения могут вызвать образование рубцов.

Продукты, содержащие масла вместе с другими некомедогенными ингредиентами, подходят для людей с жирной кожей.Если у вас жирная кожа, избегайте масел, которые могут закупоривать поры на лице, таких как кокосовое масло, масло зародышей пшеницы и других масел с высоким содержанием олеиновых жирных кислот.

Масла, которые можно использовать при жирной коже, включают масло виноградных косточек, шиповник, примулу вечернюю, жожоба и другие масла с высоким содержанием линолевых жирных кислот.

Использование комедогенной шкалы для вашего типа кожи

Один из ключей к определению, какие ингредиенты по шкале комедогенности использовать, без сомнения, — это знать свой тип кожи.Существует пять основных типов кожи: нормальная, сухая, жирная, чувствительная и комбинированная.

Во многом этот рейтинг субъективен, потому что не существует научной классификации типов кожи. Он основан на наблюдении и субъективной оценке. Поскольку существует так много разных типов и потребностей, важно попробовать разные вещи и найти то, что предпочитает ваша кожа. Используйте продукты не менее месяца, чтобы оценить реакцию кожи.

НОРМАЛЬНАЯ КОЖА

Нормальная кожа не очень сухая или жирная.Поры обычно маленькие; кожа не блестящая, не шелушащаяся и не трескается. Обычно морщин и складок мало.

Если у вас нормальная кожа, вам следует использовать продукты, которые не удаляют с кожи натуральные масла. Вместо этого они должны увлажнять, тем самым помогая уменьшить складки и морщины. Очищающие средства должны эффективно очищать без агрессивных химикатов.

  • Для нормальной кожи ключевыми факторами являются легкое увлажнение и поддержание баланса кожи. Идеально подходит масло, сбалансированное по олеиновой и линеиновой жирным кислотам.
  • Лучшие масла для нормальной кожи включают масло арганы, масло виноградных косточек, масло семян конопли, масло жожоба, масло косточек вишни, масло манго, масло граната, сафлоровое масло, масло облепихи, сквалан, подсолнечное масло и масло ши.

СУХАЯ КОЖА

Сухая кожа заставляет людей чувствовать стянутость в коже, и кожа часто чешется или имеет шелушащиеся пятна. У людей с сухой кожей поры обычно почти незаметны. Существует множество факторов, вызывающих сухость кожи, от наследственности и генетики до количества кожного сала, вырабатываемого кожей.

Если у вас сухая кожа, очень важно регулярно увлажнять ее. Вам также нужно избегать агрессивных моющих средств, ограничить время и частоту принятия горячего душа, использовать дома хороший увлажнитель и рассмотреть возможность использования продуктов, содержащих увлажнители, такие как гиалуроновая кислота, поскольку это магнит для кожи.

  • Тем, у кого сухая кожа, следует использовать масла с высоким содержанием олеиновой кислоты, так как они помогают уменьшить воспаление.
  • Лучшие продукты включают оливковое масло, масло авокадо, миндальное масло, масло лесного ореха, оливковое масло, масло моринги, масло нима, масло периллы, фисташковое масло и масло арганы.
  • Если ваша кожа очень сухая, подумайте о масле ши, манго, какао и кокум.

ЖИРНАЯ КОЖА

Жирная кожа часто отличается блеском на лице, иногда это сопровождается серьезными высыпаниями прыщей. Если у вас жирная кожа, это может быть связано с генетикой или частыми гормональными изменениями. Вы также производите чрезмерное количество кожного сала, которое обычно вызывается гормонами.

К сожалению, люди с жирной кожей склонны к эпизодам акне, которые могут включать белые точки, черные точки и пустулы.Кожа в большинстве случаев может выглядеть блестящей. С другой стороны, если у вас жирная кожа, вы заметите признаки старения. У вас будет меньше морщин, и ваша кожа будет стареть медленнее!

Даже если это может показаться противоречивым, если у вас жирная кожа, вам все равно понадобится увлажняющий крем. В противном случае на вашей коже может начаться выделение кожного жира, что может усугубить акне.

  • Масла с высоким содержанием линолевой кислоты наиболее подходят для жирной кожи.
  • Лучшие ставки: масло семян ежевики, масло семян черники, масло ягод годжи, масло семян конопли, масло жожоба, сафлоровое масло, масло примулы вечерней, масло виноградных косточек, масло семян клубники, масло семян арбуза и масло шиповника.

ЧУВСТВИТЕЛЬНАЯ КОЖА

Покраснение, зуд, жжение и чрезмерно сухая кожа — признаки чувствительной кожи. У людей с чувствительной кожей могут возникнуть приступы розацеа, контактного дерматита и других кожных заболеваний. Избегайте общих раздражителей, таких как слишком резкие сульфаты, содержащиеся в большинстве шампуней и мыла, продуктов с заметным ароматом и резких кислот.

  • Чистые масла могут быть отличным простым увлажняющим средством для чувствительной кожи, так как не требуется никаких добавок или отдушек.
  • Для сухой чувствительной кожи рассмотрите возможность применения миндального масла, масла семян черной смородины, масла марулы, масла семян папайи, масла косточек персика и масла таману.
  • Для жирной чувствительной кожи попробуйте масло огуречника, масло виноградных косточек, масло лесного ореха, масло семян пенника лугового или масло семян арбуза.

КОМБИНИРОВАННАЯ КОЖА

Комбинированная кожа может выглядеть сухой и шелушащейся на одной части кожи и жирной на другой.Этот тип кожи имеет два разных типа потребностей и, вероятно, является наиболее распространенным типом кожи.

Если у вас комбинированный тип кожи, будет сложно найти единственный увлажняющий крем, который отвечал бы вашим потребностям. Вероятно, вам понадобится два типа: один для жирных участков, а другой — для сухих, шелушащихся участков кожи. А тем, у кого комбинированный тип кожи, обязательно проводите отшелушивание раз в неделю, чтобы поры не забивались.

  • Для людей с комбинированным типом кожи ключевое значение имеет использование масел со свойствами, которые подходят как для сухой, так и для жирной кожи.
  • Масла, полезные для обоих типов, включают масло косточек абрикоса, масло семян черного тмина, масло семян черной малины, масло семян огуречника, масло примулы вечерней, масло моринги, масло пекана, масло опунции, масло рисовых отрубей и масло арганы.
  • Масло жожоба — очень популярный выбор для всех типов кожи, поскольку оно уменьшает воспаление, помогает разрушить закупоренные поры и снижает выработку кожного сала.

Используйте свои знания о комедогенных весах

Надеюсь, что этот обзор комедогенной шкалы и того, как он применим к вашему конкретному типу кожи, поможет вам выбрать продукты по уходу за кожей, которые подходят для использования.Использование комедогенной шкалы для масел и сливочных масел — ваш лучший способ найти правильные продукты, которые помогут предотвратить закупорку пор и связанные с этим проблемы, такие как прыщи.

МАГАЗИН НЕКОМЕДОГЕННЫХ ПРОДУКТОВ КРАСОТЫ HERBAL DYNAMICS

Проблемы масштабов добычи — PetroWiki

Скважины, добывающие воду, могут разрабатывать залежи неорганических масштабов. Весы могут покрывать и покрывают перфорационные отверстия, обсадные трубы, эксплуатационные трубы, клапаны, насосы и оборудование для заканчивания скважин, такое как предохранительное оборудование и газлифтные оправки.Если разрешить продолжить, это масштабирование ограничит добычу, что в конечном итоге потребует закрытия скважины.

Доступна технология для удаления накипи с насосно-компрессорных труб, выкидных трубопроводов, клапанов и наземного оборудования, восстанавливая, по крайней мере, часть утраченного уровня добычи. Также существует технология для предотвращения возникновения или повторного появления накипи, по крайней мере, на временной основе. «Временный» обычно составляет от 3 до 12 месяцев на курс лечения с использованием традиционной технологии «сжатия» ингибитора, увеличиваясь до 24 или 48 месяцев при использовании комбинированных методов разрушения / ингибирования.На этой странице обсуждаются типы неорганических отложений, их контроль, подавление и удаление.

Масштабные механизмы

По мере продвижения рассола, нефти и / или газа из пласта на поверхность, давление и температура изменяются, и некоторые растворенные соли могут выпадать в осадок. Это называется «автомасштабирование». Если рассол закачивается в пласт для поддержания давления и подачи нефти в добывающие скважины, в конечном итоге произойдет смешивание пластовой воды с пластовой водой. Дополнительные соли могут осаждаться в пласте или в стволе скважины (отложения «несовместимых вод»).Многие из этих процессов масштабирования могут происходить и происходят одновременно. Весы обычно представляют собой смеси. [1] Например, сульфат стронция часто осаждается вместе с сульфатом бария. Химические формулы и названия минералов для большинства масштабов месторождений показаны в Таблице 1 .

  • Таблица 1 — Весы нефтепромысловых минералов

Наиболее распространенные весы для нефтепромыслов:

«Экзотические» окалины, такие как флюорит кальция, сульфид цинка и сульфид свинца, иногда встречаются в скважинах с высокой температурой / высоким давлением (HT / HP).

Осаждение кальцита — это, как правило, саморазмерный процесс. Основным фактором его образования является потеря CO 2 из воды в углеводородную фазу (фазы) при падении давления. Это удаляет угольную кислоту из водной фазы, которая удерживала основной кальцит в растворенном состоянии. Растворимость кальцита также уменьшается с понижением температуры (при постоянном парциальном давлении CO 2 ).

Масштабирование галита — это также процесс самомасштабирования. Драйвера падают температура и испарение.Растворимость галита в воде снижается с понижением температуры, что способствует выпадению галита во время производства рассолов с высоким содержанием растворенных твердых веществ (TDS) на поверхности. (Падение давления оказывает гораздо меньшее влияние на снижение растворимости галита.) Потери жидкой воды на испарение обычно являются результатом прорыва газа из недонасыщенных конденсатных и нефтяных скважин, а также расширения газа в газовых скважинах. Это увеличение количества водяного пара может оставить после себя недостаточное количество жидкой воды для поддержания растворимости галита в образующейся солевой фазе.Самонаклейка галита обнаруживается как в высокотемпературных, так и в низкотемпературных скважинах [например, в газовых / газоконденсатных скважинах с забойной температурой 125 и 350 ° F].

Баритовые чешуйки обычно образуются в результате смешивания несовместимых вод. Например, морская вода часто закачивается в морские резервуары для поддержания давления. Морская вода имеет высокое содержание сульфатов; Пластовые воды часто имеют высокое содержание бария. Смешивание этих вод приводит к отложению барита. Если это смешение / осаждение происходит в пласте, далеко удаленном от вертикального ствола скважины, обычно это не окажет большого влияния на добычу углеводородов.Перемешивание / осаждение вблизи или внутри ствола скважины окажет значительное влияние на добычу. Смешивание несовместимых вод в песчаной подушке скважины с гидроразрывом также может быть вредным для добычи. Кроме того, после начального большого отложения накипи эта вода продолжает быть насыщенной баритом, и дополнительная баритовая накипь будет продолжать образовываться в стволе скважины при падении давления и температуры.

Заводнения, сочетающие грунтовые воды с высоким содержанием кальция и высокого содержания сульфатов, могут привести к отложению ангидрита или гипса по тому же механизму «несовместимых вод», который обсуждался для барита.Однако растворимость отложений сульфата кальция, в отличие от баритовых отложений, фактически увеличивается с понижением температуры (примерно до 40 ° C). Это может снизить вероятность образования накипи после осаждения начального смешивания. Обратное падение растворимости ниже 40 ° C объясняет образование накипи гипса, наблюдаемое в наземном оборудовании. Этот обратный температурный эффект может привести к образованию отложений ангидрита при закачке морской воды. Растворимость ангидрита падает с падением давления; не удалось найти данные о растворимости гипса по сравнению сдавление.

Окалина сульфида железа почти повсеместна, когда образуется сероводород — часто это результат коррозии труб в присутствии H 2 S. Обзор химического состава сульфида железа и фаз, встречающихся в производственном оборудовании, содержится в Nasr-El- Дин и Аль-Хумайдан [2] и Коуэн и Вайнтритт. [3] Химия сложна; может присутствовать более одной фазы сульфида железа. Физические свойства фаз меняются (иногда плотные, иногда нет), и фазовый состав может меняться со временем.

Эти многоступенчатые химические составы шкалы / воды можно моделировать с помощью современного компьютерного программного обеспечения. Некоторые программы являются коммерческими, а у некоторых операторов есть собственные внутренние программы. Фактически, код устанавливает серию уравнений равновесия для каждого возможного масштаба и реакции ион / ион в растворе, а также реакции раствор-газ, а затем решает их одновременно в зависимости от:

  • Давление на входе
  • Температура
  • Состав газа
  • Состав водной фазы

Они называются «термодинамическими моделями.«Программное обеспечение еще не достигло уровня сложности, чтобы достоверно сказать, насколько быстро эти твердые частицы могут образовываться во время производства. Это привело к появлению ряда «практических правил», которые соотносят полевой опыт оператора с результатами термодинамического симулятора. Такие практические правила гораздо менее необходимы для масштабирования пласта, особенно если минерал присутствует в пласте естественным образом (например, кальцит). Компьютерное моделирование тенденций масштабирования добываемых нефтяных рассолов нашло широкое признание и применение.Примеры этой технологии, применяемой для удаления накипи галита и кальцита в скважинах HT / HP, приведены в Jasinski, et al. [4] и Ясинский. [5]

Экономические соображения

Устранение и предотвращение накипи требует затрат. Более уместно думать об управлении масштабами не как о затратах, а с точки зрения «добавленной стоимости» — устранения последствий отказа от устранения или предотвращения образования накипи и, таким образом, увеличения общей выручки от скважины, а также, возможно, увеличения ее продолжительность жизни. [6] Эффект от накипи может быть довольно дорогим и быстрым. В одной скважине в Северном море (месторождение Миллер) добыча упала с 30 000 баррелей в сутки до нуля всего за 24 часа из-за масштабирования. Стоимость очистки одной скважины и возобновления ее эксплуатации была примерно такой же, как и стоимость химической обработки всего месторождения. [7] Хотя не все скважины подвержены таким серьезным штрафам за разрешение инициировать масштабирование, нет никаких сомнений в том, что образование накипи, восстановление и предотвращение связаны с соответствующими затратами.Снижение затрат из-за меньшего количества отложенной / потерянной нефти может привести к значительному увеличению доходов в течение срока службы скважины, а также к большему количеству нефти. [6]

Ожидается, что проблемы масштабирования месторождения будут продолжать усугубляться и становиться более дорогостоящими. [8] Новые драйверы:

  • Склонность к более длинным закреплениям
  • Использование умных скважин (важнее целостность)
  • Увеличение добычи газа (пласты газовых скважин обычно более хрупкие)
  • Не нужно использовать экологически чистые химикаты
  • Увеличение объемов добываемой воды

Выявление накипи

Контроль накипи имел тенденцию быть реактивным, а не упреждающим.Существует множество методов устранения влияния масштаба на производстве. Первый шаг — определить, какие чешуйки образуются и где они образуются. Некоторая часть этой информации может быть надежно выведена из описанных выше процедур компьютерного моделирования, особенно для процессов автомасштабирования. Самый простой метод физического обнаружения накипи в стволе скважины — это спустить штангенциркуль вниз по стволу скважины и измерить уменьшение внутреннего диаметра НКТ. Интерпретация гамма-каротажа использовалась для обозначения отложений сульфата бария, потому что радиоактивный радий (Ra226) естественным образом выпадает в осадок в виде нерастворимого сульфата с такой шкалой.Пример этой технологии показан на рис. 1 . Визуальное наблюдение с помощью соответствующих инструментов на кабеле также использовалось, чтобы показать присутствие твердых частиц кальцита и галита в стволе скважины.

  • Рис. 1. Гамма-каротаж 1997 года показывает нарост на оправке нижнего бокового кармана за год до лечения. Каротаж 1998 года был измерен после того, как шкала была удалена из зоны между X872 и X894m (после Schlumberger Oilfield Review ).

Начало добычи воды, совпадающее с одновременным сокращением добычи нефти, является признаком потенциальных масштабных проблем. Вполне возможно, особенно в случае газовых скважин, добыча воды ниже предела обнаружения поверхностного анализа (номинально 1 или 2%). Эта вода испарится, оставив после себя растворенные твердые частицы в виде накипи. Поскольку количество воды невелико, количество твердых частиц на единицу объема воды будет небольшим, но со временем твердые частицы будут накапливаться.То же самое относится и к появлению на поверхности жидкой «пресной» воды, когда пластовый рассол заведомо солоноватый. Это может быть конденсированная вода из-за падения температуры. Когда образуется несколько процентов жидкой воды, разумно отслеживать содержание растворенных ионов с течением времени. О прорыве закачиваемой воды обычно свидетельствуют резкие изменения концентраций накипных ионов, таких как барий или сульфат, которые совпадают с уменьшением добычи нефти.

Было бы полезно заблаговременно предупредить о возникновении отложений в скважине.Скважины с интеллектуальным заканчиванием и системами постоянного мониторинга проектируются для установки датчиков накипи. Датчик шкалы выполняет двойную функцию — не только для раннего предупреждения об инициировании снижения производительности из-за образования накипи, но также для предоставления информации о возможном повреждении датчиков и клапанов интеллектуальной скважины пленками накипи.

Удаление накипи

Методы устранения накипи должны быть быстрыми и не повредить ствол скважины, НКТ и пласт.Если накипь находится в стволе скважины, ее можно удалить механически или растворить химически. Выбор наилучшей техники удаления накипи для конкретной скважины зависит от знания типа и количества накипи, ее физического состава и текстуры. Механические методы являются одними из самых успешных методов удаления накипи с труб. При низких затратах на извлечение (например, в легкодоступных и неглубоких участках суши) наименее затратным подходом к масштабированию часто является вытягивание трубы и бурение отложений накипи.

Фрезерный

Чешуя обычно хрупкая. Одним из первых методов, используемых для отделения тонкой хрупкой окалины от труб, была взрывчатка: одна или две нити детонационного шнура («струнный выстрел») помещались с электронным детонационным колпачком в соответствующем месте в стволе скважины, наиболее эффективно в перфорационных отверстиях . Более толстая чешуя требует более строгих средств. Ударные долота и технологии фрезерования были разработаны для работы на гибких НКТ внутри труб с использованием различных долот для стружки и различных конфигураций фрезерования.Такие скорости удаления окалины обычно находятся в диапазоне от 5 до 30 погонных футов в час фрезерования. [9]

Жиклер

Альтернативой фрезерованию и сверлению является струйная обработка. [9] Системы струйной обработки жидкости доступны уже много лет для удаления накипи в эксплуатационных колоннах и перфорационных отверстиях. Эти инструменты можно использовать с химическими промывками для удаления растворимых отложений там, где их размещение имеет решающее значение. Водоструйная очистка может быть эффективной для мягких отложений, таких как галит, но менее эффективна для некоторых форм твердых и средних отложений, таких как кальцит и барит.Использование абразивных суспензий значительно улучшает способность струй прорезать окалину, но может повредить стальные трубы и клапаны.

«Sterling beads» — альтернативный абразивный материал для удаления накипи струйной очисткой. [9] Этот материал соответствует эрозионным свойствам песка на твердых, хрупких окалинах, при этом он в 20 раз менее эрозионный, чем сталь. Стерлинговые бусины не повредят лунку, если длительное распыление происходит в одном месте. Гранулы растворимы в кислоте и не обладают известной токсичностью, что упрощает использование и очистку.Твердые окалины, такие как барит, удаляются со скоростью> 100 футов / час. Этот инструмент способен удалять окалину в конфигурациях, отличных от насосно-компрессорных труб (например, для удаления твердых отложений барита на двух газлифтных клапанах при газлифтном заканчивании с несколькими оправками).

Химическое растворение

Химическое растворение некоторых отложений в стволе скважины, как правило, относительно недорого и используется, когда методы механического удаления неэффективны или дороги. Карбонатные минералы хорошо растворяются в соляной кислоте; поэтому они легко растворяются.Для удаления скоплений кальцита в стволе скважины обычно используются «кислотные промывки».

Сульфатную накипь сложнее удалить из ствола скважины, потому что она имеет низкую растворимость в кислоте. Хеланты (растворители накипи) обладают высокой термодинамической движущей силой для растворения сульфатных отложений, таких как барит, изолируя и блокируя ионы металлов накипи внутри их закрытых каркасных структур ( рис. 2 ). Эти химические вещества успешно удаляют пленки сульфатной накипи из ствола скважины.Однако они медленно растворяют крупную крупную крупу и пробки в стволе скважины — скорость реакции ограничена площадью поверхности; лечение отнимает много времени, а значит, дорого.

  • Рис. 2 — Изображение молекулы хелатирующего агента / растворителя отложений, этилендиаминтетрауксусной кислоты (по Crabtree et al. ). [9]

Сульфиды железа растворимы в соляной (HCl) кислоте. Многие ингибиторы коррозии HCl также эффективны для предотвращения растворения сульфида железа, а также для предотвращения растворения стальных труб.Теперь есть исключения: ингибиторы, которые защищают сталь, а не накипь, а также совместимы с поглотителями образующегося токсичного сероводорода. [10]

Для галита разбавления водой с низкой соленостью достаточно для предотвращения его накопления в стволе скважины и растворения галита, который мог накопиться в стволе скважины. Для этого требуется источник свежей или обработанной рассолом воды, чтобы предотвратить другие проблемы образования накипи, которые могут быть дорогостоящими. В качестве примера можно привести использование десульфатационной установки для удаления сульфат-иона из промывочной воды галита для добычи на месторождении Heron. [11]

Некоторые масштабы и ситуации масштабирования являются «химически сложными». Флюоритовая окалина, обнаруживаемая в некоторых рассолах HT / HP, не содержит известного растворителя. Доступ химического вещества для растворения накипи к неорганическим отложениям может быть заблокирован органическими отложениями (например, асфальтенами).

Торможение

Ингибиторы обычно используются после исправления, чтобы предотвратить дальнейшее масштабирование. Очевидно, эту же технологию можно использовать для упреждающего контроля масштабов. Эффективность ингибирования зависит от степени перенасыщения накипи — чем выше это значение, тем труднее подавить.Например, особенно трудно ингибировать растворы барита с индексом насыщения> 350.

Осаждения накипи можно избежать за счет хелатирования катиона накипи. Это дорого, потому что реакции являются «стехиометрическими» (например, одна молекула хелатирующего агента на один катион накипи). Более эффективны химические вещества, которые отравляют рост накипи. Это «пороговые» ингибиторы, эффективно подавляющие рост минеральных отложений при концентрациях, в 1000 раз меньших, чем сбалансированное стехиометрическое соотношение.Большинство ингибиторов неорганических отложений — это соединения фосфора:

  • Полифосфаты неорганические
  • Органические сложные эфиры фосфорной кислоты
  • Органические фосфонаты
  • Аминофосфаты органические
  • Органические полимеры

Широко известно множество таких химикатов, и их можно приобрести у многих компаний. Две химические структуры показаны в рис. 3 . Они используются для различных карбонатных и сульфатных отложений. Недавно было описано и испытано в полевых условиях при умеренных температурах успешное использование нефосфорного соединения для ингибирования осаждения галита; [12] более классические ингибиторы галитовой соли на основе амина также доступны для ингибирования галита. [13]

  • Рис. 3 — Химическая структура двух молекул ингибитора фосфонатов [гидроксиэтилендифосфоновой кислоты (HEDP) и диэтилентриаминпента (метиленфосфоновой) кислоты (DTPMP)].

Подача ингибирующего раствора в рассол для удаления накипи в трубопроводах осуществлялась несколькими способами:

  • Непрерывная закачка в ствол скважины через «макаронную колонну» (НКТ узкого диаметра, доходящая до перфорационных отверстий)
  • Впрыск в газлифтную систему [14]
  • Медленное растворение нерастворимого ингибитора, помещенного в нору крысы [15] [16]

Эти методы доставки просты в применении, но не обязательно без проблем.Например, для нагнетания газа требуется, чтобы раствор ингибитора был должным образом распылен и не осаждался впоследствии на стенках трубопровода, непосредственно примыкающих к точке нагнетания; [17] узкая трубка может заглушить.

Наиболее часто используемым методом подачи ингибирующего раствора в рассол для удаления накипи было «выдавливание ингибитора». Здесь раствор, содержащий ингибитор, нагнетается в пласт, в результате чего ингибитор затем остается на поверхности породы, медленно выщелачиваясь обратно в фазу добываемой воды при или выше критической концентрации, необходимой для предотвращения образования отложений [минимальная концентрация ингибитора (МИК)] .Предполагается, что высвобождаемый ингибитор защищает трубы, а также призабойную зону скважины. Очевидно, что требуется, чтобы ингибитор адсорбировался на породе пласта с достаточной емкостью для обеспечения «долговременной» защиты. Также требуется, чтобы ингибитор был относительно устойчивым к термическому разложению в скважинных условиях и был совместим с конкретной системой рассола. Также требуется, чтобы обработка ингибитором не вызывала значительного снижения проницаемости и снижения добычи (см. Обсуждение ниже).Эти требования, как правило, достижимы, но, опять же, одно химическое вещество не обязательно подходит для всех полевых условий. [18]

Обычно выполняются два типа обработок выдавливанием ингибитора, целью которых является либо адсорбция ингибитора на горную породу с помощью физико-химического процесса — «адсорбционное сжатие»), либо осаждение (или разделение фаз) ингибитор внутри порового пространства формации на поверхности породы — «сжатие осадков».

Считается, что адсорбция ингибиторов происходит за счет электростатических и ван-дер-ваальсовых взаимодействий между ингибитором и минералами пласта.Взаимодействие можно описать изотермой адсорбции, которая является функцией pH, температуры и минерального субстрата и включает катионы, такие как Ca +2 . Процесс адсорбции для удержания ингибитора в пласте наиболее эффективен в пластах песчаника. Продолжительность лечения обычно составляет от 3 до 6 месяцев.

Процесс «отжима с осаждением» основан на образовании нерастворимого ингибитора / соли кальция. Это осуществляется путем регулирования концентрации ионов кальция, pH и температуры растворов полимерных и фосфонатных ингибиторов.Также используются кальциевые соли фосфин-поликарбоновой кислоты или ингибитор образования отложений полиакриловой кислоты. Намерение состоит в том, чтобы добавить больше ингибитора за одно нажатие, чтобы продлить срок действия лечения. Обычно срок службы очистки от атмосферных осадков превышает один год, даже когда наблюдается высокий дебит воды.

Инженерное проектирование таких обработок адсорбцией и осаждением в реальных многослойных пластах обычно выполняется с помощью соответствующего программного обеспечения.Этот симулятор принимает данные о заводнении керна и вычисляет надлежащие предварительные промывки, объемы ингибиторов, последующие промывки и потенциальный срок действия сжатия. Компьютерное моделирование такой химии описано в Shuler [19] и Yuan et al. [20]

Далее приводится последовательность этапов откачки, участвующих в отжиме ингибиторов.

  • Кислота очищает от накипи и мусора из ствола скважины, чтобы «протравить» насосно-компрессорные трубы (эта жидкость не должна попадать в пласт).
  • Пакет
  • «Spearhead» (деэмульгатор и / или поверхностно-активное вещество) увеличивает влажность пласта водой и / или улучшает приемистость.
  • Предварительная промывка разбавленным ингибитором проталкивает наконечник в пласт и, в некоторых случаях, охлаждает призабойную зону.
  • Основная обработка ингибитором образования отложений, которая содержит химический ингибитор, обычно находится в диапазоне концентраций от 2,5 до 20%.
  • Избыточная промывка рассола отодвигает основную обработку пласта на желаемую глубину от ствола скважины.
  • Время остановки или выдержки (обычно примерно от 6 до 24 часов) — закачка прекращается, и ингибитор адсорбируется (фосфонат / полимеры) или осаждается (полимеры) на каменном субстрате.
  • Скважина возвращена в эксплуатацию.

Рис. 4 иллюстрирует типичную кривую возврата ингибитора, которая показывает концентрацию ингибитора, растворенного в водной фазе, когда скважина возвращается в эксплуатацию.

  • Рис. 4. Кривые зависимости общей концентрации от времени (возврат) для различных ингибиторов образования отложений (по материалам Schlumberger Oilfield Review ).

Большое количество ингибитора возвращается сразу после включения скважины.Это неадсорбирующийся ингибитор или слабоадсорбируемый ингибитор. Он «потрачен впустую» в том смысле, что он недоступен для использования в конце срока службы сжатия. В противном случае этот бесполезный ингибитор не налагает серьезного финансового бремени на лечение — ингибиторы могут быть самой дешевой частью лечения ингибирования. Плато (или медленно снижающийся) участок кривой доходности — это важные данные, которые описывают эффективность лечения. Пока кривая находится выше MIC, отложения накипи в пласте или стволе скважины не происходит.Непосредственно ниже MIC может начаться образование накипи.

Ось x в рис. 4 дана в единицах времени (месяцы). Параметр срока службы — это, точнее, объемы добытой воды. Очевидно, что высокая скорость прохождения воды через данное количество ингибитора будет поддерживать MIC в течение более короткого периода времени, чем низкая скорость прохождения воды через такое же количество ингибитора.

Меры предосторожности при лечении ингибиторами

Процедуры отжима с ингибитором образования накипи иногда могут вызывать нежелательные побочные эффекты.Эти побочные эффекты включают: нарушения процесса, низкое качество технологической и сбрасываемой воды при начальном обратном вывозе, длительный период очистки, отложенная добыча нефти и возможность постоянного снижения добычи нефти в сочетании с увеличением добычи воды. Первые три перечисленных побочных эффекта связаны, в первую очередь, с маслом, рассолом и отжимными химикатами. Большинство этих проблем можно избежать или, по крайней мере, свести к минимуму с помощью предварительных лабораторных испытаний. Отложенная нефть — это внутренняя проблема при ремонте скважин.Улучшенная добыча должна окупить отложенную нефть.

Постоянное снижение добычи после обработок ингибитором выжимания обычно связано с закачкой больших количеств химикатов на водной основе в чувствительные к воде зоны при условии правильной схемы обработки и использования чистых жидкостей. Набухание глины и эмульсии на месте являются механизмами повреждения; Растворы ингибиторов с низким pH часто вредны для глин, особенно для хлоритов. [21] Устранение отложений в чувствительных к воде резервуарах не является решенной проблемой.Несколько маршрутов исследуются. Одним из решений является использование растворимых в масле ингибиторов. [22] Другой вариант — использование эмульсии вода-в-масле («обратные эмульсии»), аналогичной обратным эмульсиям, используемым для кислотной обработки с задержкой по времени. Третье решение — использование предварительной промывки растворителем. [23] Здесь взаимный растворитель является первым химическим веществом, видимым чувствительным пластом, и последним, когда скважина снова запускается в эксплуатацию. При предварительной промывке также используются «стабилизаторы глины». [24] На момент написания этой статьи не было единого подхода, решающего все проблемы.

Новый химический состав ингибиторов также разрабатывается для работы в более жестких средах образования накипи, таких как особенно сильно перенасыщенные растворы сульфата бария (индексы насыщения> 350). [25] Примером может служить проблема образования отложений барита на месторождении Миллера в Северном море. [26] «Суровые» условия также включают резервуары высокого и высокого давления с жесткими требованиями к термостойкости. [27] [28]

Комбинированные процедуры

Вмешательство в скважину с целью размещения ингибитора образования отложений особенно дорого обходится в скважинах большого объема из-за большого количества отложенной нефти; вмешательство в удаленных местах (например,g., морские платформы и подводное заканчивание) увеличивает стоимость. Часто можно разместить ингибитор образования накипи как часть этапа удаления накипи, обеспечивая как лечение с помощью одной настройки, так и вмешательство. Одним из этих методов является включение ингибитора образования отложений в процесс кислотной стимуляции для растворения отложений кальцита. [29] Преимущества заключаются в стоимости и размещении ингибитора точно в той же зоне, которая открывается при кислотной обработке.

Второй метод двойной обработки заключается в размещении ингибитора образования отложений вместе с стимуляцией гидроразрыва пласта.Ингибиторы могут быть введены в перекачиваемую смесь геля / песка с ионом кальция для образования достаточно нерастворимого и неподвижного материала ингибитора образования отложений внутри проппантной набивки. Была использована кислота DTPMP ( рис. 11, ), а также полифосфаты. [30] [31] Другие составы ингибиторов могут образовывать «глазурь» на набивке проппанта. [9] Эта концепция оказалась эффективной с чешуйками кальцита и барита. Эта технология применялась с начала 1990-х годов на Северном склоне Аляски, а с недавних пор — в западном Техасе; Теперь заявлено, что срок службы составляет два года номинально. [9] [30] На рис. 5 показаны кривые возврата для такой обработки вместе с кривой возврата для обычного сжатия. Здесь срок службы выражается количеством воды, защищенной от накипи. У этого метода есть также несколько важных дополнительных преимуществ, превышающих увеличенный срок службы — скважина быстрее возвращается в режим добычи, поскольку не требуется остановка на время адсорбции, и существует небольшая возможность изменения смачиваемости пласта и связанных с этим проблем.Эта концепция схематично проиллюстрирована на рис. 6 .

  • Рис. 5 — Кривые возврата ингибитора для двух скважин Пермского бассейна, обработанных технологией ингибирования / гидроразрыва, и сопутствующей скважины, обработанной традиционным сжатием (по Виггу и Флетчеру). [7]

  • Рис. 6 — Схематическое изображение режима работы для комбинированной обработки гидравлическим разрывом и ингибитором образования отложений (по Schlumberger Oilfield Review ).

Более новая технология двойной обработки заключается в применении ингибитора, пропитанного в пористый керамический проппант, вместе с обычным проппантом при стимуляции гидроразрыва пласта. [32] При добыче любая вода, протекающая по поверхности пропитанного проппанта, вызовет растворение ингибитора образования отложений. Сухое масло не высвобождает ингибитор из гранул или нерастворимый ингибитор. Полевые примеры этой технологии приведены в Webb, et al. [33] и Norris et al. [34] Преимущества аналогичны преимуществам уже обсуждавшейся концепции неинкапсулированного ингибитора / гидроразрыва, но с потенциально более длительным сроком службы (например, 4 года). Это связано с дополнительными затратами, которые должны быть компенсированы экономией на отложенной нефти и затратах на установку / вмешательство. [33] Целями являются скважины с большим объемом добычи в удаленных местах, например, в Северном море и глубоком Мексиканском заливе. Оба метода ингибитора / проппанта также защищают трещину от закупорки окалиной.Это образование накипи происходит в первую очередь, когда несовместимые воды смешиваются возле ствола скважины.

Список литературы

  1. ↑ Carrell, K.D. 1987. Возникновение, профилактика и лечение сульфатных отложений в Shell Expro. Представлено в Offshore Europe, Абердин, Великобритания, 8-11 сентября 1987 г. SPE-16538-MS. http://dx.doi.org/10.2118/16538-MS.
  2. ↑ Наср-эль-Дин, Х.А. и Аль-Хумайдан, А. 2001. Отложения сульфида железа: образование, удаление и предотвращение. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30–31 января.SPE-68315-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68315-MS.
  3. ↑ Коуэн, Дж. И Вайнтритт, Д. 1976. Водные отложения чешуек, 187–188. Хьюстон, Техас: Gulf Publishing Co.
  4. ↑ Jasinski, R., Sablerolle, W., and Amory, M. 1997. ETAP: Прогнозирование масштаба и управление скоплением цапли. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 5-8 октября 1997 г. SPE-38767-MS. http://dx.doi.org/10.2118/38767-MS.
  5. ↑ Ясински, Р., Флетчер, П., Тейлор, К.и другие. 1998. Тенденции масштабирования кальцита для скважин HTHP в Северном море: прогноз, аутентификация и применение. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 27-30 сентября 1998 г. SPE-49198-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49198-MS.
  6. 6.0 6.1 Tjomsland, T., Grotle, M.N., Vikane, O. 2001. Стратегия контроля масштабов и экономические последствия масштабирования в Veslefrikk. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30-31 января.SPE 68308. http://dx.doi.org/10.2118/68308-MS.
  7. 7,0 7,1 Вигг, Х. и Флетчер, М. 1995. Установление истинной стоимости контроля скважинных масштабов. Документ, представленный на Международной конференции 1995 г. по масштабированию нефтяных месторождений, Абердин, 20–21 ноября.
  8. ↑ Фриго, Д. 2001. Стоимость масштаба — перспектива НИОКР. Пленарная лекция, Международный симпозиум SPE 2001 г. по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 29–30 января.
  9. 9,0 9,1 9.2 9,3 9,4 9,5 Crabtree, M. et al. 1999. Борьба с чешуей — удаление и предотвращение. Обзор нефтяного месторождения 11 (3): 30.
  10. ↑ Наср-эль-Дин, Х.А., Фадель, Б.А., Аль-Хумайдан, А.Ю. и другие. 2000. Экспериментальное исследование удаления отложений сульфида железа из скважинных труб. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Великобритания, 26-27 января 2000 г. SPE-60205-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60205-MS.
  11. ↑ Bourne, H.M.e.a. 2000 г.Эффективная обработка подводных скважин системой твердого ингибитора образования отложений. Представлено на Международном симпозиуме SPE по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60207-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60207-MS.
  12. ↑ Фриго, Д.М., Джексон, Л.А., Доран, С.М. и другие. 2000. Химическое ингибирование образования накипи галита в оборудовании верхнего строения. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г. SPE-60191-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60191-MS.
  13. ↑ Эрл, С.Л. и Нахм, Дж. Дж. 1981. Использование химических ингибиторов осаждения солей для поддержания перенасыщенных солевых растворов при бурении солевых образований. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 4-7 октября 1981 года. SPE-10097-MS. http://dx.doi.org/10.2118/10097-MS.
  14. ↑ Поггези, Г., Хуртевент, К., Брейзи, Дж. Л. 2001. Закачка ингибитора образования отложений через газлифтную систему на высокотемпературных месторождениях блока 3 в Анголе. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 30-31 января 2001 г.SPE-68301-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68301-MS.
  15. ↑ Су, Дж. Ф., Аль-Заин, А. К., Раджу, К. У. и другие. 2000. Опыт лечения инкапсулированными ингибиторами образования накипи на месторождении Гавар, Саудовская Аравия. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г. SPE-60209-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60209-MS.
  16. ↑ Bourne, H.M.e.a. 2000. Эффективная обработка подводных скважин с помощью системы твердого ингибитора образования отложений. Представлено на Международном симпозиуме SPE по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.SPE-60207-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60207-MS.
  17. ↑ Cowie, L. et al. 1999. Доставка химикатов в эксплуатационные скважины с помощью газлифта — где мы? Документ, представленный на Международном симпозиуме SPE по масштабам нефтяных месторождений 1999 г., Абердин, 27–28 января.
  18. ↑ Грэм, Г.М., С.Дж., Д., Сорби, К.С. и другие. 1998. Выбор ингибитора образования отложений для непрерывного и забойного применения в условиях высокого и высокого давления. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, 27–30 сентября.SPE-49197-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49197-MS.
  19. ↑ Shuler, P.J. 1993. Математическая модель процесса сжатия ингибитора образования отложений на основе изотермы адсорбции Ленгмюра. Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Новый Орлеан, Луизиана, 2-5 марта 1993 г. SPE-25162-MS. http://dx.doi.org/10.2118/25162-MS.
  20. ↑ Юань, доктор медицины, Сорби, К.С., Тодд, А.С. и др. 1993. Моделирование адсорбции и обработки ингибиторами накипи осаждения на месторождениях Северного моря.Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Новый Орлеан, 2–5 марта. SPE-25163-MS. http://dx.doi.org/10.2118/25163-MS.
  21. Перейти ↑ Jordan, M.M., Sorbie, K.S., Jiang, P. et al. 1994. Адсорбция / десорбция ингибитора образования накипи фосфонатов и возможность повреждения пластом в восстановленном керне месторождения. Представлено на симпозиуме SPE по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 7–10 февраля. SPE-27389-MS. http://dx.doi.org/10.2118/27389-MS.
  22. ↑ Asheim, T. et al.2000. Обработка выжиманием ингибитором для превентивного контроля отложений карбоната в подводной завершенной скважине на Сморбукке. Документ SPE 60201, представленный на Международном симпозиуме SPE 2000 г. по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.
  23. ↑ Пойнтон, Н., Тидсуэлл, Р., Стил, Дж. И др. 2000. Выдавливание ингибиторов образования накипи на водной основе в водочувствительный резервуар — разработка стратегии выжимания. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г.SPE-60219-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60219-MS.
  24. ↑ Shuler, P. et al. 1994. Нарушение проницаемости, вызванное глиной, из-за введенных растворов ингибиторов образования отложений. Документ SPE 27370, представленный на симпозиуме SPE 1994 г. по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 7–10 февраля.
  25. ↑ Синглтон, М.А., Коллинз, Дж. А., и Пойнтон, Н. 2000. Разработка химии ингибиторов образования накипи фосфонометилированного полиамина (PMPA) для тяжелых условий образования накипи BaSO4. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.SPE-60216-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60216-MS.
  26. ↑ Bourne, H.M., Williams, G., and Hughes, C.T. 2000. Увеличение срока службы Миллера с помощью нового химического ингибитора. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60198-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60198-MS.
  27. ↑ Graham, G.M., Dyer, S.J., and Shone, P. 2000. Возможное применение видов ингибиторов на основе амин-метиленфосфоната в средах HP / HT для повышения эффективности ингибиторов карбонатных отложений.Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60217-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60217-MS.
  28. ↑ Пирри, Р., Хертевент, К., и Леконт, П. 2000. Новый ингибитор образования отложений для суровых полевых условий. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE 60218. http://dx.doi.org/10.2118/60218-MS.
  29. ↑ Смит, П.С., Коуи, Л.Г., Борн, Х.М. и другие. 2001. Полевые опыты с комбинированным лечением кислотной стимуляцией и ингибированием образования накипи.Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 30-31 января 2001 г. SPE-68312-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68312-MS.
  30. 30,0 30,1 Martins, J.P., Kelly, R., Lane, R.H. et al. 1992. Подавление отложений гидравлических трещин в заливе Прадхо. Представлено на симпозиуме SPE по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 26–27 февраля. SPE-23809-MS. http://dx.doi.org/10.2118/23809-MS.
  31. ↑ Пауэлл, Р.Дж., Гдански, Р.D., McCabe, M.A. et al. 1995. Ингибитор образования отложений с контролируемым высвобождением для использования при лечении гидроразрыва. Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Сан-Антонио, Техас, 14-17 февраля 1995 г. SPE-28999-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28999-MS.
  32. ↑ Коллинз, И. 1997. Частицы, пропитанные ингибитором образования накипи — полевые применения? Документ, представленный на конференции IBC Solving Oilfield Scaling в 1997 г., Абердин, 22–23 января.
  33. 33,0 33,1 Уэбб, П.J.C., Nistad, T.A., Knapstad, B. et al. 1999. Преимущества новой системы доставки химикатов для скважин с трещинами и гравийной набивкой. SPE Prod & Oper 14 (3): 210-218. SPE-57421-PA. http://dx.doi.org/10.2118/57421-PA.
  34. ↑ Норрис, М., Перес, Д., Борн, Х.М. и другие. 2001. Поддержание характеристик трещин за счет активного контроля масштабов. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30–31 января. SPE-68300-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68300-MS.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Интернет-мультимедиа

Джамалуддин, Абул.2013. Обеспечение потока — управление динамикой потока и производственной химией. https://webevents.spe.org/products/flow-assurance-managing-flow-dynamics-and-production-chemistry-2

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

См. Также

PEH: Well_Production_Problems

Страница чемпионов

Категория

Проблемы масштабов добычи — PetroWiki

Скважины, добывающие воду, могут разрабатывать залежи неорганических масштабов.Весы могут покрывать и покрывают перфорационные отверстия, обсадные трубы, эксплуатационные трубы, клапаны, насосы и оборудование для заканчивания скважин, такое как предохранительное оборудование и газлифтные оправки. Если разрешить продолжить, это масштабирование ограничит добычу, что в конечном итоге потребует закрытия скважины.

Доступна технология для удаления накипи с насосно-компрессорных труб, выкидных трубопроводов, клапанов и наземного оборудования, восстанавливая, по крайней мере, часть утраченного уровня добычи. Также существует технология для предотвращения возникновения или повторного появления накипи, по крайней мере, на временной основе.«Временный» обычно составляет от 3 до 12 месяцев на курс лечения с использованием традиционной технологии «сжатия» ингибитора, увеличиваясь до 24 или 48 месяцев при использовании комбинированных методов разрушения / ингибирования. На этой странице обсуждаются типы неорганических отложений, их контроль, подавление и удаление.

Масштабные механизмы

По мере продвижения рассола, нефти и / или газа из пласта на поверхность, давление и температура изменяются, и некоторые растворенные соли могут выпадать в осадок. Это называется «автомасштабирование». Если рассол закачивается в пласт для поддержания давления и подачи нефти в добывающие скважины, в конечном итоге произойдет смешивание пластовой воды с пластовой водой.Дополнительные соли могут осаждаться в пласте или в стволе скважины (отложения «несовместимых вод»). Многие из этих процессов масштабирования могут происходить и происходят одновременно. Весы обычно представляют собой смеси. [1] Например, сульфат стронция часто осаждается вместе с сульфатом бария. Химические формулы и названия минералов для большинства масштабов месторождений показаны в Таблице 1 .

  • Таблица 1 — Весы нефтепромысловых минералов

Наиболее распространенные весы для нефтепромыслов:

«Экзотические» окалины, такие как флюорит кальция, сульфид цинка и сульфид свинца, иногда встречаются в скважинах с высокой температурой / высоким давлением (HT / HP).

Осаждение кальцита — это, как правило, саморазмерный процесс. Основным фактором его образования является потеря CO 2 из воды в углеводородную фазу (фазы) при падении давления. Это удаляет угольную кислоту из водной фазы, которая удерживала основной кальцит в растворенном состоянии. Растворимость кальцита также уменьшается с понижением температуры (при постоянном парциальном давлении CO 2 ).

Масштабирование галита — это также процесс самомасштабирования. Драйвера падают температура и испарение.Растворимость галита в воде снижается с понижением температуры, что способствует выпадению галита во время производства рассолов с высоким содержанием растворенных твердых веществ (TDS) на поверхности. (Падение давления оказывает гораздо меньшее влияние на снижение растворимости галита.) Потери жидкой воды на испарение обычно являются результатом прорыва газа из недонасыщенных конденсатных и нефтяных скважин, а также расширения газа в газовых скважинах. Это увеличение количества водяного пара может оставить после себя недостаточное количество жидкой воды для поддержания растворимости галита в образующейся солевой фазе.Самонаклейка галита обнаруживается как в высокотемпературных, так и в низкотемпературных скважинах [например, в газовых / газоконденсатных скважинах с забойной температурой 125 и 350 ° F].

Баритовые чешуйки обычно образуются в результате смешивания несовместимых вод. Например, морская вода часто закачивается в морские резервуары для поддержания давления. Морская вода имеет высокое содержание сульфатов; Пластовые воды часто имеют высокое содержание бария. Смешивание этих вод приводит к отложению барита. Если это смешение / осаждение происходит в пласте, далеко удаленном от вертикального ствола скважины, обычно это не окажет большого влияния на добычу углеводородов.Перемешивание / осаждение вблизи или внутри ствола скважины окажет значительное влияние на добычу. Смешивание несовместимых вод в песчаной подушке скважины с гидроразрывом также может быть вредным для добычи. Кроме того, после начального большого отложения накипи эта вода продолжает быть насыщенной баритом, и дополнительная баритовая накипь будет продолжать образовываться в стволе скважины при падении давления и температуры.

Заводнения, сочетающие грунтовые воды с высоким содержанием кальция и высокого содержания сульфатов, могут привести к отложению ангидрита или гипса по тому же механизму «несовместимых вод», который обсуждался для барита.Однако растворимость отложений сульфата кальция, в отличие от баритовых отложений, фактически увеличивается с понижением температуры (примерно до 40 ° C). Это может снизить вероятность образования накипи после осаждения начального смешивания. Обратное падение растворимости ниже 40 ° C объясняет образование накипи гипса, наблюдаемое в наземном оборудовании. Этот обратный температурный эффект может привести к образованию отложений ангидрита при закачке морской воды. Растворимость ангидрита падает с падением давления; не удалось найти данные о растворимости гипса по сравнению сдавление.

Окалина сульфида железа почти повсеместна, когда образуется сероводород — часто это результат коррозии труб в присутствии H 2 S. Обзор химического состава сульфида железа и фаз, встречающихся в производственном оборудовании, содержится в Nasr-El- Дин и Аль-Хумайдан [2] и Коуэн и Вайнтритт. [3] Химия сложна; может присутствовать более одной фазы сульфида железа. Физические свойства фаз меняются (иногда плотные, иногда нет), и фазовый состав может меняться со временем.

Эти многоступенчатые химические составы шкалы / воды можно моделировать с помощью современного компьютерного программного обеспечения. Некоторые программы являются коммерческими, а у некоторых операторов есть собственные внутренние программы. Фактически, код устанавливает серию уравнений равновесия для каждого возможного масштаба и реакции ион / ион в растворе, а также реакции раствор-газ, а затем решает их одновременно в зависимости от:

  • Давление на входе
  • Температура
  • Состав газа
  • Состав водной фазы

Они называются «термодинамическими моделями.«Программное обеспечение еще не достигло уровня сложности, чтобы достоверно сказать, насколько быстро эти твердые частицы могут образовываться во время производства. Это привело к появлению ряда «практических правил», которые соотносят полевой опыт оператора с результатами термодинамического симулятора. Такие практические правила гораздо менее необходимы для масштабирования пласта, особенно если минерал присутствует в пласте естественным образом (например, кальцит). Компьютерное моделирование тенденций масштабирования добываемых нефтяных рассолов нашло широкое признание и применение.Примеры этой технологии, применяемой для удаления накипи галита и кальцита в скважинах HT / HP, приведены в Jasinski, et al. [4] и Ясинский. [5]

Экономические соображения

Устранение и предотвращение накипи требует затрат. Более уместно думать об управлении масштабами не как о затратах, а с точки зрения «добавленной стоимости» — устранения последствий отказа от устранения или предотвращения образования накипи и, таким образом, увеличения общей выручки от скважины, а также, возможно, увеличения ее продолжительность жизни. [6] Эффект от накипи может быть довольно дорогим и быстрым. В одной скважине в Северном море (месторождение Миллер) добыча упала с 30 000 баррелей в сутки до нуля всего за 24 часа из-за масштабирования. Стоимость очистки одной скважины и возобновления ее эксплуатации была примерно такой же, как и стоимость химической обработки всего месторождения. [7] Хотя не все скважины подвержены таким серьезным штрафам за разрешение инициировать масштабирование, нет никаких сомнений в том, что образование накипи, восстановление и предотвращение связаны с соответствующими затратами.Снижение затрат из-за меньшего количества отложенной / потерянной нефти может привести к значительному увеличению доходов в течение срока службы скважины, а также к большему количеству нефти. [6]

Ожидается, что проблемы масштабирования месторождения будут продолжать усугубляться и становиться более дорогостоящими. [8] Новые драйверы:

  • Склонность к более длинным закреплениям
  • Использование умных скважин (важнее целостность)
  • Увеличение добычи газа (пласты газовых скважин обычно более хрупкие)
  • Не нужно использовать экологически чистые химикаты
  • Увеличение объемов добываемой воды

Выявление накипи

Контроль накипи имел тенденцию быть реактивным, а не упреждающим.Существует множество методов устранения влияния масштаба на производстве. Первый шаг — определить, какие чешуйки образуются и где они образуются. Некоторая часть этой информации может быть надежно выведена из описанных выше процедур компьютерного моделирования, особенно для процессов автомасштабирования. Самый простой метод физического обнаружения накипи в стволе скважины — это спустить штангенциркуль вниз по стволу скважины и измерить уменьшение внутреннего диаметра НКТ. Интерпретация гамма-каротажа использовалась для обозначения отложений сульфата бария, потому что радиоактивный радий (Ra226) естественным образом выпадает в осадок в виде нерастворимого сульфата с такой шкалой.Пример этой технологии показан на рис. 1 . Визуальное наблюдение с помощью соответствующих инструментов на кабеле также использовалось, чтобы показать присутствие твердых частиц кальцита и галита в стволе скважины.

  • Рис. 1. Гамма-каротаж 1997 года показывает нарост на оправке нижнего бокового кармана за год до лечения. Каротаж 1998 года был измерен после того, как шкала была удалена из зоны между X872 и X894m (после Schlumberger Oilfield Review ).

Начало добычи воды, совпадающее с одновременным сокращением добычи нефти, является признаком потенциальных масштабных проблем. Вполне возможно, особенно в случае газовых скважин, добыча воды ниже предела обнаружения поверхностного анализа (номинально 1 или 2%). Эта вода испарится, оставив после себя растворенные твердые частицы в виде накипи. Поскольку количество воды невелико, количество твердых частиц на единицу объема воды будет небольшим, но со временем твердые частицы будут накапливаться.То же самое относится и к появлению на поверхности жидкой «пресной» воды, когда пластовый рассол заведомо солоноватый. Это может быть конденсированная вода из-за падения температуры. Когда образуется несколько процентов жидкой воды, разумно отслеживать содержание растворенных ионов с течением времени. О прорыве закачиваемой воды обычно свидетельствуют резкие изменения концентраций накипных ионов, таких как барий или сульфат, которые совпадают с уменьшением добычи нефти.

Было бы полезно заблаговременно предупредить о возникновении отложений в скважине.Скважины с интеллектуальным заканчиванием и системами постоянного мониторинга проектируются для установки датчиков накипи. Датчик шкалы выполняет двойную функцию — не только для раннего предупреждения об инициировании снижения производительности из-за образования накипи, но также для предоставления информации о возможном повреждении датчиков и клапанов интеллектуальной скважины пленками накипи.

Удаление накипи

Методы устранения накипи должны быть быстрыми и не повредить ствол скважины, НКТ и пласт.Если накипь находится в стволе скважины, ее можно удалить механически или растворить химически. Выбор наилучшей техники удаления накипи для конкретной скважины зависит от знания типа и количества накипи, ее физического состава и текстуры. Механические методы являются одними из самых успешных методов удаления накипи с труб. При низких затратах на извлечение (например, в легкодоступных и неглубоких участках суши) наименее затратным подходом к масштабированию часто является вытягивание трубы и бурение отложений накипи.

Фрезерный

Чешуя обычно хрупкая. Одним из первых методов, используемых для отделения тонкой хрупкой окалины от труб, была взрывчатка: одна или две нити детонационного шнура («струнный выстрел») помещались с электронным детонационным колпачком в соответствующем месте в стволе скважины, наиболее эффективно в перфорационных отверстиях . Более толстая чешуя требует более строгих средств. Ударные долота и технологии фрезерования были разработаны для работы на гибких НКТ внутри труб с использованием различных долот для стружки и различных конфигураций фрезерования.Такие скорости удаления окалины обычно находятся в диапазоне от 5 до 30 погонных футов в час фрезерования. [9]

Жиклер

Альтернативой фрезерованию и сверлению является струйная обработка. [9] Системы струйной обработки жидкости доступны уже много лет для удаления накипи в эксплуатационных колоннах и перфорационных отверстиях. Эти инструменты можно использовать с химическими промывками для удаления растворимых отложений там, где их размещение имеет решающее значение. Водоструйная очистка может быть эффективной для мягких отложений, таких как галит, но менее эффективна для некоторых форм твердых и средних отложений, таких как кальцит и барит.Использование абразивных суспензий значительно улучшает способность струй прорезать окалину, но может повредить стальные трубы и клапаны.

«Sterling beads» — альтернативный абразивный материал для удаления накипи струйной очисткой. [9] Этот материал соответствует эрозионным свойствам песка на твердых, хрупких окалинах, при этом он в 20 раз менее эрозионный, чем сталь. Стерлинговые бусины не повредят лунку, если длительное распыление происходит в одном месте. Гранулы растворимы в кислоте и не обладают известной токсичностью, что упрощает использование и очистку.Твердые окалины, такие как барит, удаляются со скоростью> 100 футов / час. Этот инструмент способен удалять окалину в конфигурациях, отличных от насосно-компрессорных труб (например, для удаления твердых отложений барита на двух газлифтных клапанах при газлифтном заканчивании с несколькими оправками).

Химическое растворение

Химическое растворение некоторых отложений в стволе скважины, как правило, относительно недорого и используется, когда методы механического удаления неэффективны или дороги. Карбонатные минералы хорошо растворяются в соляной кислоте; поэтому они легко растворяются.Для удаления скоплений кальцита в стволе скважины обычно используются «кислотные промывки».

Сульфатную накипь сложнее удалить из ствола скважины, потому что она имеет низкую растворимость в кислоте. Хеланты (растворители накипи) обладают высокой термодинамической движущей силой для растворения сульфатных отложений, таких как барит, изолируя и блокируя ионы металлов накипи внутри их закрытых каркасных структур ( рис. 2 ). Эти химические вещества успешно удаляют пленки сульфатной накипи из ствола скважины.Однако они медленно растворяют крупную крупную крупу и пробки в стволе скважины — скорость реакции ограничена площадью поверхности; лечение отнимает много времени, а значит, дорого.

  • Рис. 2 — Изображение молекулы хелатирующего агента / растворителя отложений, этилендиаминтетрауксусной кислоты (по Crabtree et al. ). [9]

Сульфиды железа растворимы в соляной (HCl) кислоте. Многие ингибиторы коррозии HCl также эффективны для предотвращения растворения сульфида железа, а также для предотвращения растворения стальных труб.Теперь есть исключения: ингибиторы, которые защищают сталь, а не накипь, а также совместимы с поглотителями образующегося токсичного сероводорода. [10]

Для галита разбавления водой с низкой соленостью достаточно для предотвращения его накопления в стволе скважины и растворения галита, который мог накопиться в стволе скважины. Для этого требуется источник свежей или обработанной рассолом воды, чтобы предотвратить другие проблемы образования накипи, которые могут быть дорогостоящими. В качестве примера можно привести использование десульфатационной установки для удаления сульфат-иона из промывочной воды галита для добычи на месторождении Heron. [11]

Некоторые масштабы и ситуации масштабирования являются «химически сложными». Флюоритовая окалина, обнаруживаемая в некоторых рассолах HT / HP, не содержит известного растворителя. Доступ химического вещества для растворения накипи к неорганическим отложениям может быть заблокирован органическими отложениями (например, асфальтенами).

Торможение

Ингибиторы обычно используются после исправления, чтобы предотвратить дальнейшее масштабирование. Очевидно, эту же технологию можно использовать для упреждающего контроля масштабов. Эффективность ингибирования зависит от степени перенасыщения накипи — чем выше это значение, тем труднее подавить.Например, особенно трудно ингибировать растворы барита с индексом насыщения> 350.

Осаждения накипи можно избежать за счет хелатирования катиона накипи. Это дорого, потому что реакции являются «стехиометрическими» (например, одна молекула хелатирующего агента на один катион накипи). Более эффективны химические вещества, которые отравляют рост накипи. Это «пороговые» ингибиторы, эффективно подавляющие рост минеральных отложений при концентрациях, в 1000 раз меньших, чем сбалансированное стехиометрическое соотношение.Большинство ингибиторов неорганических отложений — это соединения фосфора:

  • Полифосфаты неорганические
  • Органические сложные эфиры фосфорной кислоты
  • Органические фосфонаты
  • Аминофосфаты органические
  • Органические полимеры

Широко известно множество таких химикатов, и их можно приобрести у многих компаний. Две химические структуры показаны в рис. 3 . Они используются для различных карбонатных и сульфатных отложений. Недавно было описано и испытано в полевых условиях при умеренных температурах успешное использование нефосфорного соединения для ингибирования осаждения галита; [12] более классические ингибиторы галитовой соли на основе амина также доступны для ингибирования галита. [13]

  • Рис. 3 — Химическая структура двух молекул ингибитора фосфонатов [гидроксиэтилендифосфоновой кислоты (HEDP) и диэтилентриаминпента (метиленфосфоновой) кислоты (DTPMP)].

Подача ингибирующего раствора в рассол для удаления накипи в трубопроводах осуществлялась несколькими способами:

  • Непрерывная закачка в ствол скважины через «макаронную колонну» (НКТ узкого диаметра, доходящая до перфорационных отверстий)
  • Впрыск в газлифтную систему [14]
  • Медленное растворение нерастворимого ингибитора, помещенного в нору крысы [15] [16]

Эти методы доставки просты в применении, но не обязательно без проблем.Например, для нагнетания газа требуется, чтобы раствор ингибитора был должным образом распылен и не осаждался впоследствии на стенках трубопровода, непосредственно примыкающих к точке нагнетания; [17] узкая трубка может заглушить.

Наиболее часто используемым методом подачи ингибирующего раствора в рассол для удаления накипи было «выдавливание ингибитора». Здесь раствор, содержащий ингибитор, нагнетается в пласт, в результате чего ингибитор затем остается на поверхности породы, медленно выщелачиваясь обратно в фазу добываемой воды при или выше критической концентрации, необходимой для предотвращения образования отложений [минимальная концентрация ингибитора (МИК)] .Предполагается, что высвобождаемый ингибитор защищает трубы, а также призабойную зону скважины. Очевидно, что требуется, чтобы ингибитор адсорбировался на породе пласта с достаточной емкостью для обеспечения «долговременной» защиты. Также требуется, чтобы ингибитор был относительно устойчивым к термическому разложению в скважинных условиях и был совместим с конкретной системой рассола. Также требуется, чтобы обработка ингибитором не вызывала значительного снижения проницаемости и снижения добычи (см. Обсуждение ниже).Эти требования, как правило, достижимы, но, опять же, одно химическое вещество не обязательно подходит для всех полевых условий. [18]

Обычно выполняются два типа обработок выдавливанием ингибитора, целью которых является либо адсорбция ингибитора на горную породу с помощью физико-химического процесса — «адсорбционное сжатие»), либо осаждение (или разделение фаз) ингибитор внутри порового пространства формации на поверхности породы — «сжатие осадков».

Считается, что адсорбция ингибиторов происходит за счет электростатических и ван-дер-ваальсовых взаимодействий между ингибитором и минералами пласта.Взаимодействие можно описать изотермой адсорбции, которая является функцией pH, температуры и минерального субстрата и включает катионы, такие как Ca +2 . Процесс адсорбции для удержания ингибитора в пласте наиболее эффективен в пластах песчаника. Продолжительность лечения обычно составляет от 3 до 6 месяцев.

Процесс «отжима с осаждением» основан на образовании нерастворимого ингибитора / соли кальция. Это осуществляется путем регулирования концентрации ионов кальция, pH и температуры растворов полимерных и фосфонатных ингибиторов.Также используются кальциевые соли фосфин-поликарбоновой кислоты или ингибитор образования отложений полиакриловой кислоты. Намерение состоит в том, чтобы добавить больше ингибитора за одно нажатие, чтобы продлить срок действия лечения. Обычно срок службы очистки от атмосферных осадков превышает один год, даже когда наблюдается высокий дебит воды.

Инженерное проектирование таких обработок адсорбцией и осаждением в реальных многослойных пластах обычно выполняется с помощью соответствующего программного обеспечения.Этот симулятор принимает данные о заводнении керна и вычисляет надлежащие предварительные промывки, объемы ингибиторов, последующие промывки и потенциальный срок действия сжатия. Компьютерное моделирование такой химии описано в Shuler [19] и Yuan et al. [20]

Далее приводится последовательность этапов откачки, участвующих в отжиме ингибиторов.

  • Кислота очищает от накипи и мусора из ствола скважины, чтобы «протравить» насосно-компрессорные трубы (эта жидкость не должна попадать в пласт).
  • Пакет
  • «Spearhead» (деэмульгатор и / или поверхностно-активное вещество) увеличивает влажность пласта водой и / или улучшает приемистость.
  • Предварительная промывка разбавленным ингибитором проталкивает наконечник в пласт и, в некоторых случаях, охлаждает призабойную зону.
  • Основная обработка ингибитором образования отложений, которая содержит химический ингибитор, обычно находится в диапазоне концентраций от 2,5 до 20%.
  • Избыточная промывка рассола отодвигает основную обработку пласта на желаемую глубину от ствола скважины.
  • Время остановки или выдержки (обычно примерно от 6 до 24 часов) — закачка прекращается, и ингибитор адсорбируется (фосфонат / полимеры) или осаждается (полимеры) на каменном субстрате.
  • Скважина возвращена в эксплуатацию.

Рис. 4 иллюстрирует типичную кривую возврата ингибитора, которая показывает концентрацию ингибитора, растворенного в водной фазе, когда скважина возвращается в эксплуатацию.

  • Рис. 4. Кривые зависимости общей концентрации от времени (возврат) для различных ингибиторов образования отложений (по материалам Schlumberger Oilfield Review ).

Большое количество ингибитора возвращается сразу после включения скважины.Это неадсорбирующийся ингибитор или слабоадсорбируемый ингибитор. Он «потрачен впустую» в том смысле, что он недоступен для использования в конце срока службы сжатия. В противном случае этот бесполезный ингибитор не налагает серьезного финансового бремени на лечение — ингибиторы могут быть самой дешевой частью лечения ингибирования. Плато (или медленно снижающийся) участок кривой доходности — это важные данные, которые описывают эффективность лечения. Пока кривая находится выше MIC, отложения накипи в пласте или стволе скважины не происходит.Непосредственно ниже MIC может начаться образование накипи.

Ось x в рис. 4 дана в единицах времени (месяцы). Параметр срока службы — это, точнее, объемы добытой воды. Очевидно, что высокая скорость прохождения воды через данное количество ингибитора будет поддерживать MIC в течение более короткого периода времени, чем низкая скорость прохождения воды через такое же количество ингибитора.

Меры предосторожности при лечении ингибиторами

Процедуры отжима с ингибитором образования накипи иногда могут вызывать нежелательные побочные эффекты.Эти побочные эффекты включают: нарушения процесса, низкое качество технологической и сбрасываемой воды при начальном обратном вывозе, длительный период очистки, отложенная добыча нефти и возможность постоянного снижения добычи нефти в сочетании с увеличением добычи воды. Первые три перечисленных побочных эффекта связаны, в первую очередь, с маслом, рассолом и отжимными химикатами. Большинство этих проблем можно избежать или, по крайней мере, свести к минимуму с помощью предварительных лабораторных испытаний. Отложенная нефть — это внутренняя проблема при ремонте скважин.Улучшенная добыча должна окупить отложенную нефть.

Постоянное снижение добычи после обработок ингибитором выжимания обычно связано с закачкой больших количеств химикатов на водной основе в чувствительные к воде зоны при условии правильной схемы обработки и использования чистых жидкостей. Набухание глины и эмульсии на месте являются механизмами повреждения; Растворы ингибиторов с низким pH часто вредны для глин, особенно для хлоритов. [21] Устранение отложений в чувствительных к воде резервуарах не является решенной проблемой.Несколько маршрутов исследуются. Одним из решений является использование растворимых в масле ингибиторов. [22] Другой вариант — использование эмульсии вода-в-масле («обратные эмульсии»), аналогичной обратным эмульсиям, используемым для кислотной обработки с задержкой по времени. Третье решение — использование предварительной промывки растворителем. [23] Здесь взаимный растворитель является первым химическим веществом, видимым чувствительным пластом, и последним, когда скважина снова запускается в эксплуатацию. При предварительной промывке также используются «стабилизаторы глины». [24] На момент написания этой статьи не было единого подхода, решающего все проблемы.

Новый химический состав ингибиторов также разрабатывается для работы в более жестких средах образования накипи, таких как особенно сильно перенасыщенные растворы сульфата бария (индексы насыщения> 350). [25] Примером может служить проблема образования отложений барита на месторождении Миллера в Северном море. [26] «Суровые» условия также включают резервуары высокого и высокого давления с жесткими требованиями к термостойкости. [27] [28]

Комбинированные процедуры

Вмешательство в скважину с целью размещения ингибитора образования отложений особенно дорого обходится в скважинах большого объема из-за большого количества отложенной нефти; вмешательство в удаленных местах (например,g., морские платформы и подводное заканчивание) увеличивает стоимость. Часто можно разместить ингибитор образования накипи как часть этапа удаления накипи, обеспечивая как лечение с помощью одной настройки, так и вмешательство. Одним из этих методов является включение ингибитора образования отложений в процесс кислотной стимуляции для растворения отложений кальцита. [29] Преимущества заключаются в стоимости и размещении ингибитора точно в той же зоне, которая открывается при кислотной обработке.

Второй метод двойной обработки заключается в размещении ингибитора образования отложений вместе с стимуляцией гидроразрыва пласта.Ингибиторы могут быть введены в перекачиваемую смесь геля / песка с ионом кальция для образования достаточно нерастворимого и неподвижного материала ингибитора образования отложений внутри проппантной набивки. Была использована кислота DTPMP ( рис. 11, ), а также полифосфаты. [30] [31] Другие составы ингибиторов могут образовывать «глазурь» на набивке проппанта. [9] Эта концепция оказалась эффективной с чешуйками кальцита и барита. Эта технология применялась с начала 1990-х годов на Северном склоне Аляски, а с недавних пор — в западном Техасе; Теперь заявлено, что срок службы составляет два года номинально. [9] [30] На рис. 5 показаны кривые возврата для такой обработки вместе с кривой возврата для обычного сжатия. Здесь срок службы выражается количеством воды, защищенной от накипи. У этого метода есть также несколько важных дополнительных преимуществ, превышающих увеличенный срок службы — скважина быстрее возвращается в режим добычи, поскольку не требуется остановка на время адсорбции, и существует небольшая возможность изменения смачиваемости пласта и связанных с этим проблем.Эта концепция схематично проиллюстрирована на рис. 6 .

  • Рис. 5 — Кривые возврата ингибитора для двух скважин Пермского бассейна, обработанных технологией ингибирования / гидроразрыва, и сопутствующей скважины, обработанной традиционным сжатием (по Виггу и Флетчеру). [7]

  • Рис. 6 — Схематическое изображение режима работы для комбинированной обработки гидравлическим разрывом и ингибитором образования отложений (по Schlumberger Oilfield Review ).

Более новая технология двойной обработки заключается в применении ингибитора, пропитанного в пористый керамический проппант, вместе с обычным проппантом при стимуляции гидроразрыва пласта. [32] При добыче любая вода, протекающая по поверхности пропитанного проппанта, вызовет растворение ингибитора образования отложений. Сухое масло не высвобождает ингибитор из гранул или нерастворимый ингибитор. Полевые примеры этой технологии приведены в Webb, et al. [33] и Norris et al. [34] Преимущества аналогичны преимуществам уже обсуждавшейся концепции неинкапсулированного ингибитора / гидроразрыва, но с потенциально более длительным сроком службы (например, 4 года). Это связано с дополнительными затратами, которые должны быть компенсированы экономией на отложенной нефти и затратах на установку / вмешательство. [33] Целями являются скважины с большим объемом добычи в удаленных местах, например, в Северном море и глубоком Мексиканском заливе. Оба метода ингибитора / проппанта также защищают трещину от закупорки окалиной.Это образование накипи происходит в первую очередь, когда несовместимые воды смешиваются возле ствола скважины.

Список литературы

  1. ↑ Carrell, K.D. 1987. Возникновение, профилактика и лечение сульфатных отложений в Shell Expro. Представлено в Offshore Europe, Абердин, Великобритания, 8-11 сентября 1987 г. SPE-16538-MS. http://dx.doi.org/10.2118/16538-MS.
  2. ↑ Наср-эль-Дин, Х.А. и Аль-Хумайдан, А. 2001. Отложения сульфида железа: образование, удаление и предотвращение. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30–31 января.SPE-68315-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68315-MS.
  3. ↑ Коуэн, Дж. И Вайнтритт, Д. 1976. Водные отложения чешуек, 187–188. Хьюстон, Техас: Gulf Publishing Co.
  4. ↑ Jasinski, R., Sablerolle, W., and Amory, M. 1997. ETAP: Прогнозирование масштаба и управление скоплением цапли. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 5-8 октября 1997 г. SPE-38767-MS. http://dx.doi.org/10.2118/38767-MS.
  5. ↑ Ясински, Р., Флетчер, П., Тейлор, К.и другие. 1998. Тенденции масштабирования кальцита для скважин HTHP в Северном море: прогноз, аутентификация и применение. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 27-30 сентября 1998 г. SPE-49198-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49198-MS.
  6. 6.0 6.1 Tjomsland, T., Grotle, M.N., Vikane, O. 2001. Стратегия контроля масштабов и экономические последствия масштабирования в Veslefrikk. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30-31 января.SPE 68308. http://dx.doi.org/10.2118/68308-MS.
  7. 7,0 7,1 Вигг, Х. и Флетчер, М. 1995. Установление истинной стоимости контроля скважинных масштабов. Документ, представленный на Международной конференции 1995 г. по масштабированию нефтяных месторождений, Абердин, 20–21 ноября.
  8. ↑ Фриго, Д. 2001. Стоимость масштаба — перспектива НИОКР. Пленарная лекция, Международный симпозиум SPE 2001 г. по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 29–30 января.
  9. 9,0 9,1 9.2 9,3 9,4 9,5 Crabtree, M. et al. 1999. Борьба с чешуей — удаление и предотвращение. Обзор нефтяного месторождения 11 (3): 30.
  10. ↑ Наср-эль-Дин, Х.А., Фадель, Б.А., Аль-Хумайдан, А.Ю. и другие. 2000. Экспериментальное исследование удаления отложений сульфида железа из скважинных труб. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Великобритания, 26-27 января 2000 г. SPE-60205-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60205-MS.
  11. ↑ Bourne, H.M.e.a. 2000 г.Эффективная обработка подводных скважин системой твердого ингибитора образования отложений. Представлено на Международном симпозиуме SPE по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60207-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60207-MS.
  12. ↑ Фриго, Д.М., Джексон, Л.А., Доран, С.М. и другие. 2000. Химическое ингибирование образования накипи галита в оборудовании верхнего строения. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г. SPE-60191-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60191-MS.
  13. ↑ Эрл, С.Л. и Нахм, Дж. Дж. 1981. Использование химических ингибиторов осаждения солей для поддержания перенасыщенных солевых растворов при бурении солевых образований. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 4-7 октября 1981 года. SPE-10097-MS. http://dx.doi.org/10.2118/10097-MS.
  14. ↑ Поггези, Г., Хуртевент, К., Брейзи, Дж. Л. 2001. Закачка ингибитора образования отложений через газлифтную систему на высокотемпературных месторождениях блока 3 в Анголе. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 30-31 января 2001 г.SPE-68301-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68301-MS.
  15. ↑ Су, Дж. Ф., Аль-Заин, А. К., Раджу, К. У. и другие. 2000. Опыт лечения инкапсулированными ингибиторами образования накипи на месторождении Гавар, Саудовская Аравия. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г. SPE-60209-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60209-MS.
  16. ↑ Bourne, H.M.e.a. 2000. Эффективная обработка подводных скважин с помощью системы твердого ингибитора образования отложений. Представлено на Международном симпозиуме SPE по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.SPE-60207-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60207-MS.
  17. ↑ Cowie, L. et al. 1999. Доставка химикатов в эксплуатационные скважины с помощью газлифта — где мы? Документ, представленный на Международном симпозиуме SPE по масштабам нефтяных месторождений 1999 г., Абердин, 27–28 января.
  18. ↑ Грэм, Г.М., С.Дж., Д., Сорби, К.С. и другие. 1998. Выбор ингибитора образования отложений для непрерывного и забойного применения в условиях высокого и высокого давления. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, 27–30 сентября.SPE-49197-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49197-MS.
  19. ↑ Shuler, P.J. 1993. Математическая модель процесса сжатия ингибитора образования отложений на основе изотермы адсорбции Ленгмюра. Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Новый Орлеан, Луизиана, 2-5 марта 1993 г. SPE-25162-MS. http://dx.doi.org/10.2118/25162-MS.
  20. ↑ Юань, доктор медицины, Сорби, К.С., Тодд, А.С. и др. 1993. Моделирование адсорбции и обработки ингибиторами накипи осаждения на месторождениях Северного моря.Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Новый Орлеан, 2–5 марта. SPE-25163-MS. http://dx.doi.org/10.2118/25163-MS.
  21. Перейти ↑ Jordan, M.M., Sorbie, K.S., Jiang, P. et al. 1994. Адсорбция / десорбция ингибитора образования накипи фосфонатов и возможность повреждения пластом в восстановленном керне месторождения. Представлено на симпозиуме SPE по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 7–10 февраля. SPE-27389-MS. http://dx.doi.org/10.2118/27389-MS.
  22. ↑ Asheim, T. et al.2000. Обработка выжиманием ингибитором для превентивного контроля отложений карбоната в подводной завершенной скважине на Сморбукке. Документ SPE 60201, представленный на Международном симпозиуме SPE 2000 г. по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.
  23. ↑ Пойнтон, Н., Тидсуэлл, Р., Стил, Дж. И др. 2000. Выдавливание ингибиторов образования накипи на водной основе в водочувствительный резервуар — разработка стратегии выжимания. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г.SPE-60219-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60219-MS.
  24. ↑ Shuler, P. et al. 1994. Нарушение проницаемости, вызванное глиной, из-за введенных растворов ингибиторов образования отложений. Документ SPE 27370, представленный на симпозиуме SPE 1994 г. по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 7–10 февраля.
  25. ↑ Синглтон, М.А., Коллинз, Дж. А., и Пойнтон, Н. 2000. Разработка химии ингибиторов образования накипи фосфонометилированного полиамина (PMPA) для тяжелых условий образования накипи BaSO4. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.SPE-60216-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60216-MS.
  26. ↑ Bourne, H.M., Williams, G., and Hughes, C.T. 2000. Увеличение срока службы Миллера с помощью нового химического ингибитора. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60198-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60198-MS.
  27. ↑ Graham, G.M., Dyer, S.J., and Shone, P. 2000. Возможное применение видов ингибиторов на основе амин-метиленфосфоната в средах HP / HT для повышения эффективности ингибиторов карбонатных отложений.Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60217-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60217-MS.
  28. ↑ Пирри, Р., Хертевент, К., и Леконт, П. 2000. Новый ингибитор образования отложений для суровых полевых условий. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE 60218. http://dx.doi.org/10.2118/60218-MS.
  29. ↑ Смит, П.С., Коуи, Л.Г., Борн, Х.М. и другие. 2001. Полевые опыты с комбинированным лечением кислотной стимуляцией и ингибированием образования накипи.Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 30-31 января 2001 г. SPE-68312-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68312-MS.
  30. 30,0 30,1 Martins, J.P., Kelly, R., Lane, R.H. et al. 1992. Подавление отложений гидравлических трещин в заливе Прадхо. Представлено на симпозиуме SPE по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 26–27 февраля. SPE-23809-MS. http://dx.doi.org/10.2118/23809-MS.
  31. ↑ Пауэлл, Р.Дж., Гдански, Р.D., McCabe, M.A. et al. 1995. Ингибитор образования отложений с контролируемым высвобождением для использования при лечении гидроразрыва. Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Сан-Антонио, Техас, 14-17 февраля 1995 г. SPE-28999-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28999-MS.
  32. ↑ Коллинз, И. 1997. Частицы, пропитанные ингибитором образования накипи — полевые применения? Документ, представленный на конференции IBC Solving Oilfield Scaling в 1997 г., Абердин, 22–23 января.
  33. 33,0 33,1 Уэбб, П.J.C., Nistad, T.A., Knapstad, B. et al. 1999. Преимущества новой системы доставки химикатов для скважин с трещинами и гравийной набивкой. SPE Prod & Oper 14 (3): 210-218. SPE-57421-PA. http://dx.doi.org/10.2118/57421-PA.
  34. ↑ Норрис, М., Перес, Д., Борн, Х.М. и другие. 2001. Поддержание характеристик трещин за счет активного контроля масштабов. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30–31 января. SPE-68300-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68300-MS.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Интернет-мультимедиа

Джамалуддин, Абул.2013. Обеспечение потока — управление динамикой потока и производственной химией. https://webevents.spe.org/products/flow-assurance-managing-flow-dynamics-and-production-chemistry-2

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

См. Также

PEH: Well_Production_Problems

Страница чемпионов

Категория

Проблемы масштабов добычи — PetroWiki

Скважины, добывающие воду, могут разрабатывать залежи неорганических масштабов.Весы могут покрывать и покрывают перфорационные отверстия, обсадные трубы, эксплуатационные трубы, клапаны, насосы и оборудование для заканчивания скважин, такое как предохранительное оборудование и газлифтные оправки. Если разрешить продолжить, это масштабирование ограничит добычу, что в конечном итоге потребует закрытия скважины.

Доступна технология для удаления накипи с насосно-компрессорных труб, выкидных трубопроводов, клапанов и наземного оборудования, восстанавливая, по крайней мере, часть утраченного уровня добычи. Также существует технология для предотвращения возникновения или повторного появления накипи, по крайней мере, на временной основе.«Временный» обычно составляет от 3 до 12 месяцев на курс лечения с использованием традиционной технологии «сжатия» ингибитора, увеличиваясь до 24 или 48 месяцев при использовании комбинированных методов разрушения / ингибирования. На этой странице обсуждаются типы неорганических отложений, их контроль, подавление и удаление.

Масштабные механизмы

По мере продвижения рассола, нефти и / или газа из пласта на поверхность, давление и температура изменяются, и некоторые растворенные соли могут выпадать в осадок. Это называется «автомасштабирование». Если рассол закачивается в пласт для поддержания давления и подачи нефти в добывающие скважины, в конечном итоге произойдет смешивание пластовой воды с пластовой водой.Дополнительные соли могут осаждаться в пласте или в стволе скважины (отложения «несовместимых вод»). Многие из этих процессов масштабирования могут происходить и происходят одновременно. Весы обычно представляют собой смеси. [1] Например, сульфат стронция часто осаждается вместе с сульфатом бария. Химические формулы и названия минералов для большинства масштабов месторождений показаны в Таблице 1 .

  • Таблица 1 — Весы нефтепромысловых минералов

Наиболее распространенные весы для нефтепромыслов:

«Экзотические» окалины, такие как флюорит кальция, сульфид цинка и сульфид свинца, иногда встречаются в скважинах с высокой температурой / высоким давлением (HT / HP).

Осаждение кальцита — это, как правило, саморазмерный процесс. Основным фактором его образования является потеря CO 2 из воды в углеводородную фазу (фазы) при падении давления. Это удаляет угольную кислоту из водной фазы, которая удерживала основной кальцит в растворенном состоянии. Растворимость кальцита также уменьшается с понижением температуры (при постоянном парциальном давлении CO 2 ).

Масштабирование галита — это также процесс самомасштабирования. Драйвера падают температура и испарение.Растворимость галита в воде снижается с понижением температуры, что способствует выпадению галита во время производства рассолов с высоким содержанием растворенных твердых веществ (TDS) на поверхности. (Падение давления оказывает гораздо меньшее влияние на снижение растворимости галита.) Потери жидкой воды на испарение обычно являются результатом прорыва газа из недонасыщенных конденсатных и нефтяных скважин, а также расширения газа в газовых скважинах. Это увеличение количества водяного пара может оставить после себя недостаточное количество жидкой воды для поддержания растворимости галита в образующейся солевой фазе.Самонаклейка галита обнаруживается как в высокотемпературных, так и в низкотемпературных скважинах [например, в газовых / газоконденсатных скважинах с забойной температурой 125 и 350 ° F].

Баритовые чешуйки обычно образуются в результате смешивания несовместимых вод. Например, морская вода часто закачивается в морские резервуары для поддержания давления. Морская вода имеет высокое содержание сульфатов; Пластовые воды часто имеют высокое содержание бария. Смешивание этих вод приводит к отложению барита. Если это смешение / осаждение происходит в пласте, далеко удаленном от вертикального ствола скважины, обычно это не окажет большого влияния на добычу углеводородов.Перемешивание / осаждение вблизи или внутри ствола скважины окажет значительное влияние на добычу. Смешивание несовместимых вод в песчаной подушке скважины с гидроразрывом также может быть вредным для добычи. Кроме того, после начального большого отложения накипи эта вода продолжает быть насыщенной баритом, и дополнительная баритовая накипь будет продолжать образовываться в стволе скважины при падении давления и температуры.

Заводнения, сочетающие грунтовые воды с высоким содержанием кальция и высокого содержания сульфатов, могут привести к отложению ангидрита или гипса по тому же механизму «несовместимых вод», который обсуждался для барита.Однако растворимость отложений сульфата кальция, в отличие от баритовых отложений, фактически увеличивается с понижением температуры (примерно до 40 ° C). Это может снизить вероятность образования накипи после осаждения начального смешивания. Обратное падение растворимости ниже 40 ° C объясняет образование накипи гипса, наблюдаемое в наземном оборудовании. Этот обратный температурный эффект может привести к образованию отложений ангидрита при закачке морской воды. Растворимость ангидрита падает с падением давления; не удалось найти данные о растворимости гипса по сравнению сдавление.

Окалина сульфида железа почти повсеместна, когда образуется сероводород — часто это результат коррозии труб в присутствии H 2 S. Обзор химического состава сульфида железа и фаз, встречающихся в производственном оборудовании, содержится в Nasr-El- Дин и Аль-Хумайдан [2] и Коуэн и Вайнтритт. [3] Химия сложна; может присутствовать более одной фазы сульфида железа. Физические свойства фаз меняются (иногда плотные, иногда нет), и фазовый состав может меняться со временем.

Эти многоступенчатые химические составы шкалы / воды можно моделировать с помощью современного компьютерного программного обеспечения. Некоторые программы являются коммерческими, а у некоторых операторов есть собственные внутренние программы. Фактически, код устанавливает серию уравнений равновесия для каждого возможного масштаба и реакции ион / ион в растворе, а также реакции раствор-газ, а затем решает их одновременно в зависимости от:

  • Давление на входе
  • Температура
  • Состав газа
  • Состав водной фазы

Они называются «термодинамическими моделями.«Программное обеспечение еще не достигло уровня сложности, чтобы достоверно сказать, насколько быстро эти твердые частицы могут образовываться во время производства. Это привело к появлению ряда «практических правил», которые соотносят полевой опыт оператора с результатами термодинамического симулятора. Такие практические правила гораздо менее необходимы для масштабирования пласта, особенно если минерал присутствует в пласте естественным образом (например, кальцит). Компьютерное моделирование тенденций масштабирования добываемых нефтяных рассолов нашло широкое признание и применение.Примеры этой технологии, применяемой для удаления накипи галита и кальцита в скважинах HT / HP, приведены в Jasinski, et al. [4] и Ясинский. [5]

Экономические соображения

Устранение и предотвращение накипи требует затрат. Более уместно думать об управлении масштабами не как о затратах, а с точки зрения «добавленной стоимости» — устранения последствий отказа от устранения или предотвращения образования накипи и, таким образом, увеличения общей выручки от скважины, а также, возможно, увеличения ее продолжительность жизни. [6] Эффект от накипи может быть довольно дорогим и быстрым. В одной скважине в Северном море (месторождение Миллер) добыча упала с 30 000 баррелей в сутки до нуля всего за 24 часа из-за масштабирования. Стоимость очистки одной скважины и возобновления ее эксплуатации была примерно такой же, как и стоимость химической обработки всего месторождения. [7] Хотя не все скважины подвержены таким серьезным штрафам за разрешение инициировать масштабирование, нет никаких сомнений в том, что образование накипи, восстановление и предотвращение связаны с соответствующими затратами.Снижение затрат из-за меньшего количества отложенной / потерянной нефти может привести к значительному увеличению доходов в течение срока службы скважины, а также к большему количеству нефти. [6]

Ожидается, что проблемы масштабирования месторождения будут продолжать усугубляться и становиться более дорогостоящими. [8] Новые драйверы:

  • Склонность к более длинным закреплениям
  • Использование умных скважин (важнее целостность)
  • Увеличение добычи газа (пласты газовых скважин обычно более хрупкие)
  • Не нужно использовать экологически чистые химикаты
  • Увеличение объемов добываемой воды

Выявление накипи

Контроль накипи имел тенденцию быть реактивным, а не упреждающим.Существует множество методов устранения влияния масштаба на производстве. Первый шаг — определить, какие чешуйки образуются и где они образуются. Некоторая часть этой информации может быть надежно выведена из описанных выше процедур компьютерного моделирования, особенно для процессов автомасштабирования. Самый простой метод физического обнаружения накипи в стволе скважины — это спустить штангенциркуль вниз по стволу скважины и измерить уменьшение внутреннего диаметра НКТ. Интерпретация гамма-каротажа использовалась для обозначения отложений сульфата бария, потому что радиоактивный радий (Ra226) естественным образом выпадает в осадок в виде нерастворимого сульфата с такой шкалой.Пример этой технологии показан на рис. 1 . Визуальное наблюдение с помощью соответствующих инструментов на кабеле также использовалось, чтобы показать присутствие твердых частиц кальцита и галита в стволе скважины.

  • Рис. 1. Гамма-каротаж 1997 года показывает нарост на оправке нижнего бокового кармана за год до лечения. Каротаж 1998 года был измерен после того, как шкала была удалена из зоны между X872 и X894m (после Schlumberger Oilfield Review ).

Начало добычи воды, совпадающее с одновременным сокращением добычи нефти, является признаком потенциальных масштабных проблем. Вполне возможно, особенно в случае газовых скважин, добыча воды ниже предела обнаружения поверхностного анализа (номинально 1 или 2%). Эта вода испарится, оставив после себя растворенные твердые частицы в виде накипи. Поскольку количество воды невелико, количество твердых частиц на единицу объема воды будет небольшим, но со временем твердые частицы будут накапливаться.То же самое относится и к появлению на поверхности жидкой «пресной» воды, когда пластовый рассол заведомо солоноватый. Это может быть конденсированная вода из-за падения температуры. Когда образуется несколько процентов жидкой воды, разумно отслеживать содержание растворенных ионов с течением времени. О прорыве закачиваемой воды обычно свидетельствуют резкие изменения концентраций накипных ионов, таких как барий или сульфат, которые совпадают с уменьшением добычи нефти.

Было бы полезно заблаговременно предупредить о возникновении отложений в скважине.Скважины с интеллектуальным заканчиванием и системами постоянного мониторинга проектируются для установки датчиков накипи. Датчик шкалы выполняет двойную функцию — не только для раннего предупреждения об инициировании снижения производительности из-за образования накипи, но также для предоставления информации о возможном повреждении датчиков и клапанов интеллектуальной скважины пленками накипи.

Удаление накипи

Методы устранения накипи должны быть быстрыми и не повредить ствол скважины, НКТ и пласт.Если накипь находится в стволе скважины, ее можно удалить механически или растворить химически. Выбор наилучшей техники удаления накипи для конкретной скважины зависит от знания типа и количества накипи, ее физического состава и текстуры. Механические методы являются одними из самых успешных методов удаления накипи с труб. При низких затратах на извлечение (например, в легкодоступных и неглубоких участках суши) наименее затратным подходом к масштабированию часто является вытягивание трубы и бурение отложений накипи.

Фрезерный

Чешуя обычно хрупкая. Одним из первых методов, используемых для отделения тонкой хрупкой окалины от труб, была взрывчатка: одна или две нити детонационного шнура («струнный выстрел») помещались с электронным детонационным колпачком в соответствующем месте в стволе скважины, наиболее эффективно в перфорационных отверстиях . Более толстая чешуя требует более строгих средств. Ударные долота и технологии фрезерования были разработаны для работы на гибких НКТ внутри труб с использованием различных долот для стружки и различных конфигураций фрезерования.Такие скорости удаления окалины обычно находятся в диапазоне от 5 до 30 погонных футов в час фрезерования. [9]

Жиклер

Альтернативой фрезерованию и сверлению является струйная обработка. [9] Системы струйной обработки жидкости доступны уже много лет для удаления накипи в эксплуатационных колоннах и перфорационных отверстиях. Эти инструменты можно использовать с химическими промывками для удаления растворимых отложений там, где их размещение имеет решающее значение. Водоструйная очистка может быть эффективной для мягких отложений, таких как галит, но менее эффективна для некоторых форм твердых и средних отложений, таких как кальцит и барит.Использование абразивных суспензий значительно улучшает способность струй прорезать окалину, но может повредить стальные трубы и клапаны.

«Sterling beads» — альтернативный абразивный материал для удаления накипи струйной очисткой. [9] Этот материал соответствует эрозионным свойствам песка на твердых, хрупких окалинах, при этом он в 20 раз менее эрозионный, чем сталь. Стерлинговые бусины не повредят лунку, если длительное распыление происходит в одном месте. Гранулы растворимы в кислоте и не обладают известной токсичностью, что упрощает использование и очистку.Твердые окалины, такие как барит, удаляются со скоростью> 100 футов / час. Этот инструмент способен удалять окалину в конфигурациях, отличных от насосно-компрессорных труб (например, для удаления твердых отложений барита на двух газлифтных клапанах при газлифтном заканчивании с несколькими оправками).

Химическое растворение

Химическое растворение некоторых отложений в стволе скважины, как правило, относительно недорого и используется, когда методы механического удаления неэффективны или дороги. Карбонатные минералы хорошо растворяются в соляной кислоте; поэтому они легко растворяются.Для удаления скоплений кальцита в стволе скважины обычно используются «кислотные промывки».

Сульфатную накипь сложнее удалить из ствола скважины, потому что она имеет низкую растворимость в кислоте. Хеланты (растворители накипи) обладают высокой термодинамической движущей силой для растворения сульфатных отложений, таких как барит, изолируя и блокируя ионы металлов накипи внутри их закрытых каркасных структур ( рис. 2 ). Эти химические вещества успешно удаляют пленки сульфатной накипи из ствола скважины.Однако они медленно растворяют крупную крупную крупу и пробки в стволе скважины — скорость реакции ограничена площадью поверхности; лечение отнимает много времени, а значит, дорого.

  • Рис. 2 — Изображение молекулы хелатирующего агента / растворителя отложений, этилендиаминтетрауксусной кислоты (по Crabtree et al. ). [9]

Сульфиды железа растворимы в соляной (HCl) кислоте. Многие ингибиторы коррозии HCl также эффективны для предотвращения растворения сульфида железа, а также для предотвращения растворения стальных труб.Теперь есть исключения: ингибиторы, которые защищают сталь, а не накипь, а также совместимы с поглотителями образующегося токсичного сероводорода. [10]

Для галита разбавления водой с низкой соленостью достаточно для предотвращения его накопления в стволе скважины и растворения галита, который мог накопиться в стволе скважины. Для этого требуется источник свежей или обработанной рассолом воды, чтобы предотвратить другие проблемы образования накипи, которые могут быть дорогостоящими. В качестве примера можно привести использование десульфатационной установки для удаления сульфат-иона из промывочной воды галита для добычи на месторождении Heron. [11]

Некоторые масштабы и ситуации масштабирования являются «химически сложными». Флюоритовая окалина, обнаруживаемая в некоторых рассолах HT / HP, не содержит известного растворителя. Доступ химического вещества для растворения накипи к неорганическим отложениям может быть заблокирован органическими отложениями (например, асфальтенами).

Торможение

Ингибиторы обычно используются после исправления, чтобы предотвратить дальнейшее масштабирование. Очевидно, эту же технологию можно использовать для упреждающего контроля масштабов. Эффективность ингибирования зависит от степени перенасыщения накипи — чем выше это значение, тем труднее подавить.Например, особенно трудно ингибировать растворы барита с индексом насыщения> 350.

Осаждения накипи можно избежать за счет хелатирования катиона накипи. Это дорого, потому что реакции являются «стехиометрическими» (например, одна молекула хелатирующего агента на один катион накипи). Более эффективны химические вещества, которые отравляют рост накипи. Это «пороговые» ингибиторы, эффективно подавляющие рост минеральных отложений при концентрациях, в 1000 раз меньших, чем сбалансированное стехиометрическое соотношение.Большинство ингибиторов неорганических отложений — это соединения фосфора:

  • Полифосфаты неорганические
  • Органические сложные эфиры фосфорной кислоты
  • Органические фосфонаты
  • Аминофосфаты органические
  • Органические полимеры

Широко известно множество таких химикатов, и их можно приобрести у многих компаний. Две химические структуры показаны в рис. 3 . Они используются для различных карбонатных и сульфатных отложений. Недавно было описано и испытано в полевых условиях при умеренных температурах успешное использование нефосфорного соединения для ингибирования осаждения галита; [12] более классические ингибиторы галитовой соли на основе амина также доступны для ингибирования галита. [13]

  • Рис. 3 — Химическая структура двух молекул ингибитора фосфонатов [гидроксиэтилендифосфоновой кислоты (HEDP) и диэтилентриаминпента (метиленфосфоновой) кислоты (DTPMP)].

Подача ингибирующего раствора в рассол для удаления накипи в трубопроводах осуществлялась несколькими способами:

  • Непрерывная закачка в ствол скважины через «макаронную колонну» (НКТ узкого диаметра, доходящая до перфорационных отверстий)
  • Впрыск в газлифтную систему [14]
  • Медленное растворение нерастворимого ингибитора, помещенного в нору крысы [15] [16]

Эти методы доставки просты в применении, но не обязательно без проблем.Например, для нагнетания газа требуется, чтобы раствор ингибитора был должным образом распылен и не осаждался впоследствии на стенках трубопровода, непосредственно примыкающих к точке нагнетания; [17] узкая трубка может заглушить.

Наиболее часто используемым методом подачи ингибирующего раствора в рассол для удаления накипи было «выдавливание ингибитора». Здесь раствор, содержащий ингибитор, нагнетается в пласт, в результате чего ингибитор затем остается на поверхности породы, медленно выщелачиваясь обратно в фазу добываемой воды при или выше критической концентрации, необходимой для предотвращения образования отложений [минимальная концентрация ингибитора (МИК)] .Предполагается, что высвобождаемый ингибитор защищает трубы, а также призабойную зону скважины. Очевидно, что требуется, чтобы ингибитор адсорбировался на породе пласта с достаточной емкостью для обеспечения «долговременной» защиты. Также требуется, чтобы ингибитор был относительно устойчивым к термическому разложению в скважинных условиях и был совместим с конкретной системой рассола. Также требуется, чтобы обработка ингибитором не вызывала значительного снижения проницаемости и снижения добычи (см. Обсуждение ниже).Эти требования, как правило, достижимы, но, опять же, одно химическое вещество не обязательно подходит для всех полевых условий. [18]

Обычно выполняются два типа обработок выдавливанием ингибитора, целью которых является либо адсорбция ингибитора на горную породу с помощью физико-химического процесса — «адсорбционное сжатие»), либо осаждение (или разделение фаз) ингибитор внутри порового пространства формации на поверхности породы — «сжатие осадков».

Считается, что адсорбция ингибиторов происходит за счет электростатических и ван-дер-ваальсовых взаимодействий между ингибитором и минералами пласта.Взаимодействие можно описать изотермой адсорбции, которая является функцией pH, температуры и минерального субстрата и включает катионы, такие как Ca +2 . Процесс адсорбции для удержания ингибитора в пласте наиболее эффективен в пластах песчаника. Продолжительность лечения обычно составляет от 3 до 6 месяцев.

Процесс «отжима с осаждением» основан на образовании нерастворимого ингибитора / соли кальция. Это осуществляется путем регулирования концентрации ионов кальция, pH и температуры растворов полимерных и фосфонатных ингибиторов.Также используются кальциевые соли фосфин-поликарбоновой кислоты или ингибитор образования отложений полиакриловой кислоты. Намерение состоит в том, чтобы добавить больше ингибитора за одно нажатие, чтобы продлить срок действия лечения. Обычно срок службы очистки от атмосферных осадков превышает один год, даже когда наблюдается высокий дебит воды.

Инженерное проектирование таких обработок адсорбцией и осаждением в реальных многослойных пластах обычно выполняется с помощью соответствующего программного обеспечения.Этот симулятор принимает данные о заводнении керна и вычисляет надлежащие предварительные промывки, объемы ингибиторов, последующие промывки и потенциальный срок действия сжатия. Компьютерное моделирование такой химии описано в Shuler [19] и Yuan et al. [20]

Далее приводится последовательность этапов откачки, участвующих в отжиме ингибиторов.

  • Кислота очищает от накипи и мусора из ствола скважины, чтобы «протравить» насосно-компрессорные трубы (эта жидкость не должна попадать в пласт).
  • Пакет
  • «Spearhead» (деэмульгатор и / или поверхностно-активное вещество) увеличивает влажность пласта водой и / или улучшает приемистость.
  • Предварительная промывка разбавленным ингибитором проталкивает наконечник в пласт и, в некоторых случаях, охлаждает призабойную зону.
  • Основная обработка ингибитором образования отложений, которая содержит химический ингибитор, обычно находится в диапазоне концентраций от 2,5 до 20%.
  • Избыточная промывка рассола отодвигает основную обработку пласта на желаемую глубину от ствола скважины.
  • Время остановки или выдержки (обычно примерно от 6 до 24 часов) — закачка прекращается, и ингибитор адсорбируется (фосфонат / полимеры) или осаждается (полимеры) на каменном субстрате.
  • Скважина возвращена в эксплуатацию.

Рис. 4 иллюстрирует типичную кривую возврата ингибитора, которая показывает концентрацию ингибитора, растворенного в водной фазе, когда скважина возвращается в эксплуатацию.

  • Рис. 4. Кривые зависимости общей концентрации от времени (возврат) для различных ингибиторов образования отложений (по материалам Schlumberger Oilfield Review ).

Большое количество ингибитора возвращается сразу после включения скважины.Это неадсорбирующийся ингибитор или слабоадсорбируемый ингибитор. Он «потрачен впустую» в том смысле, что он недоступен для использования в конце срока службы сжатия. В противном случае этот бесполезный ингибитор не налагает серьезного финансового бремени на лечение — ингибиторы могут быть самой дешевой частью лечения ингибирования. Плато (или медленно снижающийся) участок кривой доходности — это важные данные, которые описывают эффективность лечения. Пока кривая находится выше MIC, отложения накипи в пласте или стволе скважины не происходит.Непосредственно ниже MIC может начаться образование накипи.

Ось x в рис. 4 дана в единицах времени (месяцы). Параметр срока службы — это, точнее, объемы добытой воды. Очевидно, что высокая скорость прохождения воды через данное количество ингибитора будет поддерживать MIC в течение более короткого периода времени, чем низкая скорость прохождения воды через такое же количество ингибитора.

Меры предосторожности при лечении ингибиторами

Процедуры отжима с ингибитором образования накипи иногда могут вызывать нежелательные побочные эффекты.Эти побочные эффекты включают: нарушения процесса, низкое качество технологической и сбрасываемой воды при начальном обратном вывозе, длительный период очистки, отложенная добыча нефти и возможность постоянного снижения добычи нефти в сочетании с увеличением добычи воды. Первые три перечисленных побочных эффекта связаны, в первую очередь, с маслом, рассолом и отжимными химикатами. Большинство этих проблем можно избежать или, по крайней мере, свести к минимуму с помощью предварительных лабораторных испытаний. Отложенная нефть — это внутренняя проблема при ремонте скважин.Улучшенная добыча должна окупить отложенную нефть.

Постоянное снижение добычи после обработок ингибитором выжимания обычно связано с закачкой больших количеств химикатов на водной основе в чувствительные к воде зоны при условии правильной схемы обработки и использования чистых жидкостей. Набухание глины и эмульсии на месте являются механизмами повреждения; Растворы ингибиторов с низким pH часто вредны для глин, особенно для хлоритов. [21] Устранение отложений в чувствительных к воде резервуарах не является решенной проблемой.Несколько маршрутов исследуются. Одним из решений является использование растворимых в масле ингибиторов. [22] Другой вариант — использование эмульсии вода-в-масле («обратные эмульсии»), аналогичной обратным эмульсиям, используемым для кислотной обработки с задержкой по времени. Третье решение — использование предварительной промывки растворителем. [23] Здесь взаимный растворитель является первым химическим веществом, видимым чувствительным пластом, и последним, когда скважина снова запускается в эксплуатацию. При предварительной промывке также используются «стабилизаторы глины». [24] На момент написания этой статьи не было единого подхода, решающего все проблемы.

Новый химический состав ингибиторов также разрабатывается для работы в более жестких средах образования накипи, таких как особенно сильно перенасыщенные растворы сульфата бария (индексы насыщения> 350). [25] Примером может служить проблема образования отложений барита на месторождении Миллера в Северном море. [26] «Суровые» условия также включают резервуары высокого и высокого давления с жесткими требованиями к термостойкости. [27] [28]

Комбинированные процедуры

Вмешательство в скважину с целью размещения ингибитора образования отложений особенно дорого обходится в скважинах большого объема из-за большого количества отложенной нефти; вмешательство в удаленных местах (например,g., морские платформы и подводное заканчивание) увеличивает стоимость. Часто можно разместить ингибитор образования накипи как часть этапа удаления накипи, обеспечивая как лечение с помощью одной настройки, так и вмешательство. Одним из этих методов является включение ингибитора образования отложений в процесс кислотной стимуляции для растворения отложений кальцита. [29] Преимущества заключаются в стоимости и размещении ингибитора точно в той же зоне, которая открывается при кислотной обработке.

Второй метод двойной обработки заключается в размещении ингибитора образования отложений вместе с стимуляцией гидроразрыва пласта.Ингибиторы могут быть введены в перекачиваемую смесь геля / песка с ионом кальция для образования достаточно нерастворимого и неподвижного материала ингибитора образования отложений внутри проппантной набивки. Была использована кислота DTPMP ( рис. 11, ), а также полифосфаты. [30] [31] Другие составы ингибиторов могут образовывать «глазурь» на набивке проппанта. [9] Эта концепция оказалась эффективной с чешуйками кальцита и барита. Эта технология применялась с начала 1990-х годов на Северном склоне Аляски, а с недавних пор — в западном Техасе; Теперь заявлено, что срок службы составляет два года номинально. [9] [30] На рис. 5 показаны кривые возврата для такой обработки вместе с кривой возврата для обычного сжатия. Здесь срок службы выражается количеством воды, защищенной от накипи. У этого метода есть также несколько важных дополнительных преимуществ, превышающих увеличенный срок службы — скважина быстрее возвращается в режим добычи, поскольку не требуется остановка на время адсорбции, и существует небольшая возможность изменения смачиваемости пласта и связанных с этим проблем.Эта концепция схематично проиллюстрирована на рис. 6 .

  • Рис. 5 — Кривые возврата ингибитора для двух скважин Пермского бассейна, обработанных технологией ингибирования / гидроразрыва, и сопутствующей скважины, обработанной традиционным сжатием (по Виггу и Флетчеру). [7]

  • Рис. 6 — Схематическое изображение режима работы для комбинированной обработки гидравлическим разрывом и ингибитором образования отложений (по Schlumberger Oilfield Review ).

Более новая технология двойной обработки заключается в применении ингибитора, пропитанного в пористый керамический проппант, вместе с обычным проппантом при стимуляции гидроразрыва пласта. [32] При добыче любая вода, протекающая по поверхности пропитанного проппанта, вызовет растворение ингибитора образования отложений. Сухое масло не высвобождает ингибитор из гранул или нерастворимый ингибитор. Полевые примеры этой технологии приведены в Webb, et al. [33] и Norris et al. [34] Преимущества аналогичны преимуществам уже обсуждавшейся концепции неинкапсулированного ингибитора / гидроразрыва, но с потенциально более длительным сроком службы (например, 4 года). Это связано с дополнительными затратами, которые должны быть компенсированы экономией на отложенной нефти и затратах на установку / вмешательство. [33] Целями являются скважины с большим объемом добычи в удаленных местах, например, в Северном море и глубоком Мексиканском заливе. Оба метода ингибитора / проппанта также защищают трещину от закупорки окалиной.Это образование накипи происходит в первую очередь, когда несовместимые воды смешиваются возле ствола скважины.

Список литературы

  1. ↑ Carrell, K.D. 1987. Возникновение, профилактика и лечение сульфатных отложений в Shell Expro. Представлено в Offshore Europe, Абердин, Великобритания, 8-11 сентября 1987 г. SPE-16538-MS. http://dx.doi.org/10.2118/16538-MS.
  2. ↑ Наср-эль-Дин, Х.А. и Аль-Хумайдан, А. 2001. Отложения сульфида железа: образование, удаление и предотвращение. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30–31 января.SPE-68315-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68315-MS.
  3. ↑ Коуэн, Дж. И Вайнтритт, Д. 1976. Водные отложения чешуек, 187–188. Хьюстон, Техас: Gulf Publishing Co.
  4. ↑ Jasinski, R., Sablerolle, W., and Amory, M. 1997. ETAP: Прогнозирование масштаба и управление скоплением цапли. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 5-8 октября 1997 г. SPE-38767-MS. http://dx.doi.org/10.2118/38767-MS.
  5. ↑ Ясински, Р., Флетчер, П., Тейлор, К.и другие. 1998. Тенденции масштабирования кальцита для скважин HTHP в Северном море: прогноз, аутентификация и применение. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 27-30 сентября 1998 г. SPE-49198-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49198-MS.
  6. 6.0 6.1 Tjomsland, T., Grotle, M.N., Vikane, O. 2001. Стратегия контроля масштабов и экономические последствия масштабирования в Veslefrikk. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30-31 января.SPE 68308. http://dx.doi.org/10.2118/68308-MS.
  7. 7,0 7,1 Вигг, Х. и Флетчер, М. 1995. Установление истинной стоимости контроля скважинных масштабов. Документ, представленный на Международной конференции 1995 г. по масштабированию нефтяных месторождений, Абердин, 20–21 ноября.
  8. ↑ Фриго, Д. 2001. Стоимость масштаба — перспектива НИОКР. Пленарная лекция, Международный симпозиум SPE 2001 г. по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 29–30 января.
  9. 9,0 9,1 9.2 9,3 9,4 9,5 Crabtree, M. et al. 1999. Борьба с чешуей — удаление и предотвращение. Обзор нефтяного месторождения 11 (3): 30.
  10. ↑ Наср-эль-Дин, Х.А., Фадель, Б.А., Аль-Хумайдан, А.Ю. и другие. 2000. Экспериментальное исследование удаления отложений сульфида железа из скважинных труб. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Великобритания, 26-27 января 2000 г. SPE-60205-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60205-MS.
  11. ↑ Bourne, H.M.e.a. 2000 г.Эффективная обработка подводных скважин системой твердого ингибитора образования отложений. Представлено на Международном симпозиуме SPE по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60207-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60207-MS.
  12. ↑ Фриго, Д.М., Джексон, Л.А., Доран, С.М. и другие. 2000. Химическое ингибирование образования накипи галита в оборудовании верхнего строения. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г. SPE-60191-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60191-MS.
  13. ↑ Эрл, С.Л. и Нахм, Дж. Дж. 1981. Использование химических ингибиторов осаждения солей для поддержания перенасыщенных солевых растворов при бурении солевых образований. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 4-7 октября 1981 года. SPE-10097-MS. http://dx.doi.org/10.2118/10097-MS.
  14. ↑ Поггези, Г., Хуртевент, К., Брейзи, Дж. Л. 2001. Закачка ингибитора образования отложений через газлифтную систему на высокотемпературных месторождениях блока 3 в Анголе. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 30-31 января 2001 г.SPE-68301-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68301-MS.
  15. ↑ Су, Дж. Ф., Аль-Заин, А. К., Раджу, К. У. и другие. 2000. Опыт лечения инкапсулированными ингибиторами образования накипи на месторождении Гавар, Саудовская Аравия. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г. SPE-60209-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60209-MS.
  16. ↑ Bourne, H.M.e.a. 2000. Эффективная обработка подводных скважин с помощью системы твердого ингибитора образования отложений. Представлено на Международном симпозиуме SPE по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.SPE-60207-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60207-MS.
  17. ↑ Cowie, L. et al. 1999. Доставка химикатов в эксплуатационные скважины с помощью газлифта — где мы? Документ, представленный на Международном симпозиуме SPE по масштабам нефтяных месторождений 1999 г., Абердин, 27–28 января.
  18. ↑ Грэм, Г.М., С.Дж., Д., Сорби, К.С. и другие. 1998. Выбор ингибитора образования отложений для непрерывного и забойного применения в условиях высокого и высокого давления. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, 27–30 сентября.SPE-49197-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49197-MS.
  19. ↑ Shuler, P.J. 1993. Математическая модель процесса сжатия ингибитора образования отложений на основе изотермы адсорбции Ленгмюра. Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Новый Орлеан, Луизиана, 2-5 марта 1993 г. SPE-25162-MS. http://dx.doi.org/10.2118/25162-MS.
  20. ↑ Юань, доктор медицины, Сорби, К.С., Тодд, А.С. и др. 1993. Моделирование адсорбции и обработки ингибиторами накипи осаждения на месторождениях Северного моря.Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Новый Орлеан, 2–5 марта. SPE-25163-MS. http://dx.doi.org/10.2118/25163-MS.
  21. Перейти ↑ Jordan, M.M., Sorbie, K.S., Jiang, P. et al. 1994. Адсорбция / десорбция ингибитора образования накипи фосфонатов и возможность повреждения пластом в восстановленном керне месторождения. Представлено на симпозиуме SPE по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 7–10 февраля. SPE-27389-MS. http://dx.doi.org/10.2118/27389-MS.
  22. ↑ Asheim, T. et al.2000. Обработка выжиманием ингибитором для превентивного контроля отложений карбоната в подводной завершенной скважине на Сморбукке. Документ SPE 60201, представленный на Международном симпозиуме SPE 2000 г. по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.
  23. ↑ Пойнтон, Н., Тидсуэлл, Р., Стил, Дж. И др. 2000. Выдавливание ингибиторов образования накипи на водной основе в водочувствительный резервуар — разработка стратегии выжимания. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г.SPE-60219-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60219-MS.
  24. ↑ Shuler, P. et al. 1994. Нарушение проницаемости, вызванное глиной, из-за введенных растворов ингибиторов образования отложений. Документ SPE 27370, представленный на симпозиуме SPE 1994 г. по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 7–10 февраля.
  25. ↑ Синглтон, М.А., Коллинз, Дж. А., и Пойнтон, Н. 2000. Разработка химии ингибиторов образования накипи фосфонометилированного полиамина (PMPA) для тяжелых условий образования накипи BaSO4. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.SPE-60216-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60216-MS.
  26. ↑ Bourne, H.M., Williams, G., and Hughes, C.T. 2000. Увеличение срока службы Миллера с помощью нового химического ингибитора. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60198-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60198-MS.
  27. ↑ Graham, G.M., Dyer, S.J., and Shone, P. 2000. Возможное применение видов ингибиторов на основе амин-метиленфосфоната в средах HP / HT для повышения эффективности ингибиторов карбонатных отложений.Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60217-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60217-MS.
  28. ↑ Пирри, Р., Хертевент, К., и Леконт, П. 2000. Новый ингибитор образования отложений для суровых полевых условий. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE 60218. http://dx.doi.org/10.2118/60218-MS.
  29. ↑ Смит, П.С., Коуи, Л.Г., Борн, Х.М. и другие. 2001. Полевые опыты с комбинированным лечением кислотной стимуляцией и ингибированием образования накипи.Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 30-31 января 2001 г. SPE-68312-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68312-MS.
  30. 30,0 30,1 Martins, J.P., Kelly, R., Lane, R.H. et al. 1992. Подавление отложений гидравлических трещин в заливе Прадхо. Представлено на симпозиуме SPE по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 26–27 февраля. SPE-23809-MS. http://dx.doi.org/10.2118/23809-MS.
  31. ↑ Пауэлл, Р.Дж., Гдански, Р.D., McCabe, M.A. et al. 1995. Ингибитор образования отложений с контролируемым высвобождением для использования при лечении гидроразрыва. Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Сан-Антонио, Техас, 14-17 февраля 1995 г. SPE-28999-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28999-MS.
  32. ↑ Коллинз, И. 1997. Частицы, пропитанные ингибитором образования накипи — полевые применения? Документ, представленный на конференции IBC Solving Oilfield Scaling в 1997 г., Абердин, 22–23 января.
  33. 33,0 33,1 Уэбб, П.J.C., Nistad, T.A., Knapstad, B. et al. 1999. Преимущества новой системы доставки химикатов для скважин с трещинами и гравийной набивкой. SPE Prod & Oper 14 (3): 210-218. SPE-57421-PA. http://dx.doi.org/10.2118/57421-PA.
  34. ↑ Норрис, М., Перес, Д., Борн, Х.М. и другие. 2001. Поддержание характеристик трещин за счет активного контроля масштабов. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30–31 января. SPE-68300-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68300-MS.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Интернет-мультимедиа

Джамалуддин, Абул.2013. Обеспечение потока — управление динамикой потока и производственной химией. https://webevents.spe.org/products/flow-assurance-managing-flow-dynamics-and-production-chemistry-2

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

См. Также

PEH: Well_Production_Problems

Страница чемпионов

Категория

Проблемы масштабов добычи — PetroWiki

Скважины, добывающие воду, могут разрабатывать залежи неорганических масштабов.Весы могут покрывать и покрывают перфорационные отверстия, обсадные трубы, эксплуатационные трубы, клапаны, насосы и оборудование для заканчивания скважин, такое как предохранительное оборудование и газлифтные оправки. Если разрешить продолжить, это масштабирование ограничит добычу, что в конечном итоге потребует закрытия скважины.

Доступна технология для удаления накипи с насосно-компрессорных труб, выкидных трубопроводов, клапанов и наземного оборудования, восстанавливая, по крайней мере, часть утраченного уровня добычи. Также существует технология для предотвращения возникновения или повторного появления накипи, по крайней мере, на временной основе.«Временный» обычно составляет от 3 до 12 месяцев на курс лечения с использованием традиционной технологии «сжатия» ингибитора, увеличиваясь до 24 или 48 месяцев при использовании комбинированных методов разрушения / ингибирования. На этой странице обсуждаются типы неорганических отложений, их контроль, подавление и удаление.

Масштабные механизмы

По мере продвижения рассола, нефти и / или газа из пласта на поверхность, давление и температура изменяются, и некоторые растворенные соли могут выпадать в осадок. Это называется «автомасштабирование». Если рассол закачивается в пласт для поддержания давления и подачи нефти в добывающие скважины, в конечном итоге произойдет смешивание пластовой воды с пластовой водой.Дополнительные соли могут осаждаться в пласте или в стволе скважины (отложения «несовместимых вод»). Многие из этих процессов масштабирования могут происходить и происходят одновременно. Весы обычно представляют собой смеси. [1] Например, сульфат стронция часто осаждается вместе с сульфатом бария. Химические формулы и названия минералов для большинства масштабов месторождений показаны в Таблице 1 .

  • Таблица 1 — Весы нефтепромысловых минералов

Наиболее распространенные весы для нефтепромыслов:

«Экзотические» окалины, такие как флюорит кальция, сульфид цинка и сульфид свинца, иногда встречаются в скважинах с высокой температурой / высоким давлением (HT / HP).

Осаждение кальцита — это, как правило, саморазмерный процесс. Основным фактором его образования является потеря CO 2 из воды в углеводородную фазу (фазы) при падении давления. Это удаляет угольную кислоту из водной фазы, которая удерживала основной кальцит в растворенном состоянии. Растворимость кальцита также уменьшается с понижением температуры (при постоянном парциальном давлении CO 2 ).

Масштабирование галита — это также процесс самомасштабирования. Драйвера падают температура и испарение.Растворимость галита в воде снижается с понижением температуры, что способствует выпадению галита во время производства рассолов с высоким содержанием растворенных твердых веществ (TDS) на поверхности. (Падение давления оказывает гораздо меньшее влияние на снижение растворимости галита.) Потери жидкой воды на испарение обычно являются результатом прорыва газа из недонасыщенных конденсатных и нефтяных скважин, а также расширения газа в газовых скважинах. Это увеличение количества водяного пара может оставить после себя недостаточное количество жидкой воды для поддержания растворимости галита в образующейся солевой фазе.Самонаклейка галита обнаруживается как в высокотемпературных, так и в низкотемпературных скважинах [например, в газовых / газоконденсатных скважинах с забойной температурой 125 и 350 ° F].

Баритовые чешуйки обычно образуются в результате смешивания несовместимых вод. Например, морская вода часто закачивается в морские резервуары для поддержания давления. Морская вода имеет высокое содержание сульфатов; Пластовые воды часто имеют высокое содержание бария. Смешивание этих вод приводит к отложению барита. Если это смешение / осаждение происходит в пласте, далеко удаленном от вертикального ствола скважины, обычно это не окажет большого влияния на добычу углеводородов.Перемешивание / осаждение вблизи или внутри ствола скважины окажет значительное влияние на добычу. Смешивание несовместимых вод в песчаной подушке скважины с гидроразрывом также может быть вредным для добычи. Кроме того, после начального большого отложения накипи эта вода продолжает быть насыщенной баритом, и дополнительная баритовая накипь будет продолжать образовываться в стволе скважины при падении давления и температуры.

Заводнения, сочетающие грунтовые воды с высоким содержанием кальция и высокого содержания сульфатов, могут привести к отложению ангидрита или гипса по тому же механизму «несовместимых вод», который обсуждался для барита.Однако растворимость отложений сульфата кальция, в отличие от баритовых отложений, фактически увеличивается с понижением температуры (примерно до 40 ° C). Это может снизить вероятность образования накипи после осаждения начального смешивания. Обратное падение растворимости ниже 40 ° C объясняет образование накипи гипса, наблюдаемое в наземном оборудовании. Этот обратный температурный эффект может привести к образованию отложений ангидрита при закачке морской воды. Растворимость ангидрита падает с падением давления; не удалось найти данные о растворимости гипса по сравнению сдавление.

Окалина сульфида железа почти повсеместна, когда образуется сероводород — часто это результат коррозии труб в присутствии H 2 S. Обзор химического состава сульфида железа и фаз, встречающихся в производственном оборудовании, содержится в Nasr-El- Дин и Аль-Хумайдан [2] и Коуэн и Вайнтритт. [3] Химия сложна; может присутствовать более одной фазы сульфида железа. Физические свойства фаз меняются (иногда плотные, иногда нет), и фазовый состав может меняться со временем.

Эти многоступенчатые химические составы шкалы / воды можно моделировать с помощью современного компьютерного программного обеспечения. Некоторые программы являются коммерческими, а у некоторых операторов есть собственные внутренние программы. Фактически, код устанавливает серию уравнений равновесия для каждого возможного масштаба и реакции ион / ион в растворе, а также реакции раствор-газ, а затем решает их одновременно в зависимости от:

  • Давление на входе
  • Температура
  • Состав газа
  • Состав водной фазы

Они называются «термодинамическими моделями.«Программное обеспечение еще не достигло уровня сложности, чтобы достоверно сказать, насколько быстро эти твердые частицы могут образовываться во время производства. Это привело к появлению ряда «практических правил», которые соотносят полевой опыт оператора с результатами термодинамического симулятора. Такие практические правила гораздо менее необходимы для масштабирования пласта, особенно если минерал присутствует в пласте естественным образом (например, кальцит). Компьютерное моделирование тенденций масштабирования добываемых нефтяных рассолов нашло широкое признание и применение.Примеры этой технологии, применяемой для удаления накипи галита и кальцита в скважинах HT / HP, приведены в Jasinski, et al. [4] и Ясинский. [5]

Экономические соображения

Устранение и предотвращение накипи требует затрат. Более уместно думать об управлении масштабами не как о затратах, а с точки зрения «добавленной стоимости» — устранения последствий отказа от устранения или предотвращения образования накипи и, таким образом, увеличения общей выручки от скважины, а также, возможно, увеличения ее продолжительность жизни. [6] Эффект от накипи может быть довольно дорогим и быстрым. В одной скважине в Северном море (месторождение Миллер) добыча упала с 30 000 баррелей в сутки до нуля всего за 24 часа из-за масштабирования. Стоимость очистки одной скважины и возобновления ее эксплуатации была примерно такой же, как и стоимость химической обработки всего месторождения. [7] Хотя не все скважины подвержены таким серьезным штрафам за разрешение инициировать масштабирование, нет никаких сомнений в том, что образование накипи, восстановление и предотвращение связаны с соответствующими затратами.Снижение затрат из-за меньшего количества отложенной / потерянной нефти может привести к значительному увеличению доходов в течение срока службы скважины, а также к большему количеству нефти. [6]

Ожидается, что проблемы масштабирования месторождения будут продолжать усугубляться и становиться более дорогостоящими. [8] Новые драйверы:

  • Склонность к более длинным закреплениям
  • Использование умных скважин (важнее целостность)
  • Увеличение добычи газа (пласты газовых скважин обычно более хрупкие)
  • Не нужно использовать экологически чистые химикаты
  • Увеличение объемов добываемой воды

Выявление накипи

Контроль накипи имел тенденцию быть реактивным, а не упреждающим.Существует множество методов устранения влияния масштаба на производстве. Первый шаг — определить, какие чешуйки образуются и где они образуются. Некоторая часть этой информации может быть надежно выведена из описанных выше процедур компьютерного моделирования, особенно для процессов автомасштабирования. Самый простой метод физического обнаружения накипи в стволе скважины — это спустить штангенциркуль вниз по стволу скважины и измерить уменьшение внутреннего диаметра НКТ. Интерпретация гамма-каротажа использовалась для обозначения отложений сульфата бария, потому что радиоактивный радий (Ra226) естественным образом выпадает в осадок в виде нерастворимого сульфата с такой шкалой.Пример этой технологии показан на рис. 1 . Визуальное наблюдение с помощью соответствующих инструментов на кабеле также использовалось, чтобы показать присутствие твердых частиц кальцита и галита в стволе скважины.

  • Рис. 1. Гамма-каротаж 1997 года показывает нарост на оправке нижнего бокового кармана за год до лечения. Каротаж 1998 года был измерен после того, как шкала была удалена из зоны между X872 и X894m (после Schlumberger Oilfield Review ).

Начало добычи воды, совпадающее с одновременным сокращением добычи нефти, является признаком потенциальных масштабных проблем. Вполне возможно, особенно в случае газовых скважин, добыча воды ниже предела обнаружения поверхностного анализа (номинально 1 или 2%). Эта вода испарится, оставив после себя растворенные твердые частицы в виде накипи. Поскольку количество воды невелико, количество твердых частиц на единицу объема воды будет небольшим, но со временем твердые частицы будут накапливаться.То же самое относится и к появлению на поверхности жидкой «пресной» воды, когда пластовый рассол заведомо солоноватый. Это может быть конденсированная вода из-за падения температуры. Когда образуется несколько процентов жидкой воды, разумно отслеживать содержание растворенных ионов с течением времени. О прорыве закачиваемой воды обычно свидетельствуют резкие изменения концентраций накипных ионов, таких как барий или сульфат, которые совпадают с уменьшением добычи нефти.

Было бы полезно заблаговременно предупредить о возникновении отложений в скважине.Скважины с интеллектуальным заканчиванием и системами постоянного мониторинга проектируются для установки датчиков накипи. Датчик шкалы выполняет двойную функцию — не только для раннего предупреждения об инициировании снижения производительности из-за образования накипи, но также для предоставления информации о возможном повреждении датчиков и клапанов интеллектуальной скважины пленками накипи.

Удаление накипи

Методы устранения накипи должны быть быстрыми и не повредить ствол скважины, НКТ и пласт.Если накипь находится в стволе скважины, ее можно удалить механически или растворить химически. Выбор наилучшей техники удаления накипи для конкретной скважины зависит от знания типа и количества накипи, ее физического состава и текстуры. Механические методы являются одними из самых успешных методов удаления накипи с труб. При низких затратах на извлечение (например, в легкодоступных и неглубоких участках суши) наименее затратным подходом к масштабированию часто является вытягивание трубы и бурение отложений накипи.

Фрезерный

Чешуя обычно хрупкая. Одним из первых методов, используемых для отделения тонкой хрупкой окалины от труб, была взрывчатка: одна или две нити детонационного шнура («струнный выстрел») помещались с электронным детонационным колпачком в соответствующем месте в стволе скважины, наиболее эффективно в перфорационных отверстиях . Более толстая чешуя требует более строгих средств. Ударные долота и технологии фрезерования были разработаны для работы на гибких НКТ внутри труб с использованием различных долот для стружки и различных конфигураций фрезерования.Такие скорости удаления окалины обычно находятся в диапазоне от 5 до 30 погонных футов в час фрезерования. [9]

Жиклер

Альтернативой фрезерованию и сверлению является струйная обработка. [9] Системы струйной обработки жидкости доступны уже много лет для удаления накипи в эксплуатационных колоннах и перфорационных отверстиях. Эти инструменты можно использовать с химическими промывками для удаления растворимых отложений там, где их размещение имеет решающее значение. Водоструйная очистка может быть эффективной для мягких отложений, таких как галит, но менее эффективна для некоторых форм твердых и средних отложений, таких как кальцит и барит.Использование абразивных суспензий значительно улучшает способность струй прорезать окалину, но может повредить стальные трубы и клапаны.

«Sterling beads» — альтернативный абразивный материал для удаления накипи струйной очисткой. [9] Этот материал соответствует эрозионным свойствам песка на твердых, хрупких окалинах, при этом он в 20 раз менее эрозионный, чем сталь. Стерлинговые бусины не повредят лунку, если длительное распыление происходит в одном месте. Гранулы растворимы в кислоте и не обладают известной токсичностью, что упрощает использование и очистку.Твердые окалины, такие как барит, удаляются со скоростью> 100 футов / час. Этот инструмент способен удалять окалину в конфигурациях, отличных от насосно-компрессорных труб (например, для удаления твердых отложений барита на двух газлифтных клапанах при газлифтном заканчивании с несколькими оправками).

Химическое растворение

Химическое растворение некоторых отложений в стволе скважины, как правило, относительно недорого и используется, когда методы механического удаления неэффективны или дороги. Карбонатные минералы хорошо растворяются в соляной кислоте; поэтому они легко растворяются.Для удаления скоплений кальцита в стволе скважины обычно используются «кислотные промывки».

Сульфатную накипь сложнее удалить из ствола скважины, потому что она имеет низкую растворимость в кислоте. Хеланты (растворители накипи) обладают высокой термодинамической движущей силой для растворения сульфатных отложений, таких как барит, изолируя и блокируя ионы металлов накипи внутри их закрытых каркасных структур ( рис. 2 ). Эти химические вещества успешно удаляют пленки сульфатной накипи из ствола скважины.Однако они медленно растворяют крупную крупную крупу и пробки в стволе скважины — скорость реакции ограничена площадью поверхности; лечение отнимает много времени, а значит, дорого.

  • Рис. 2 — Изображение молекулы хелатирующего агента / растворителя отложений, этилендиаминтетрауксусной кислоты (по Crabtree et al. ). [9]

Сульфиды железа растворимы в соляной (HCl) кислоте. Многие ингибиторы коррозии HCl также эффективны для предотвращения растворения сульфида железа, а также для предотвращения растворения стальных труб.Теперь есть исключения: ингибиторы, которые защищают сталь, а не накипь, а также совместимы с поглотителями образующегося токсичного сероводорода. [10]

Для галита разбавления водой с низкой соленостью достаточно для предотвращения его накопления в стволе скважины и растворения галита, который мог накопиться в стволе скважины. Для этого требуется источник свежей или обработанной рассолом воды, чтобы предотвратить другие проблемы образования накипи, которые могут быть дорогостоящими. В качестве примера можно привести использование десульфатационной установки для удаления сульфат-иона из промывочной воды галита для добычи на месторождении Heron. [11]

Некоторые масштабы и ситуации масштабирования являются «химически сложными». Флюоритовая окалина, обнаруживаемая в некоторых рассолах HT / HP, не содержит известного растворителя. Доступ химического вещества для растворения накипи к неорганическим отложениям может быть заблокирован органическими отложениями (например, асфальтенами).

Торможение

Ингибиторы обычно используются после исправления, чтобы предотвратить дальнейшее масштабирование. Очевидно, эту же технологию можно использовать для упреждающего контроля масштабов. Эффективность ингибирования зависит от степени перенасыщения накипи — чем выше это значение, тем труднее подавить.Например, особенно трудно ингибировать растворы барита с индексом насыщения> 350.

Осаждения накипи можно избежать за счет хелатирования катиона накипи. Это дорого, потому что реакции являются «стехиометрическими» (например, одна молекула хелатирующего агента на один катион накипи). Более эффективны химические вещества, которые отравляют рост накипи. Это «пороговые» ингибиторы, эффективно подавляющие рост минеральных отложений при концентрациях, в 1000 раз меньших, чем сбалансированное стехиометрическое соотношение.Большинство ингибиторов неорганических отложений — это соединения фосфора:

  • Полифосфаты неорганические
  • Органические сложные эфиры фосфорной кислоты
  • Органические фосфонаты
  • Аминофосфаты органические
  • Органические полимеры

Широко известно множество таких химикатов, и их можно приобрести у многих компаний. Две химические структуры показаны в рис. 3 . Они используются для различных карбонатных и сульфатных отложений. Недавно было описано и испытано в полевых условиях при умеренных температурах успешное использование нефосфорного соединения для ингибирования осаждения галита; [12] более классические ингибиторы галитовой соли на основе амина также доступны для ингибирования галита. [13]

  • Рис. 3 — Химическая структура двух молекул ингибитора фосфонатов [гидроксиэтилендифосфоновой кислоты (HEDP) и диэтилентриаминпента (метиленфосфоновой) кислоты (DTPMP)].

Подача ингибирующего раствора в рассол для удаления накипи в трубопроводах осуществлялась несколькими способами:

  • Непрерывная закачка в ствол скважины через «макаронную колонну» (НКТ узкого диаметра, доходящая до перфорационных отверстий)
  • Впрыск в газлифтную систему [14]
  • Медленное растворение нерастворимого ингибитора, помещенного в нору крысы [15] [16]

Эти методы доставки просты в применении, но не обязательно без проблем.Например, для нагнетания газа требуется, чтобы раствор ингибитора был должным образом распылен и не осаждался впоследствии на стенках трубопровода, непосредственно примыкающих к точке нагнетания; [17] узкая трубка может заглушить.

Наиболее часто используемым методом подачи ингибирующего раствора в рассол для удаления накипи было «выдавливание ингибитора». Здесь раствор, содержащий ингибитор, нагнетается в пласт, в результате чего ингибитор затем остается на поверхности породы, медленно выщелачиваясь обратно в фазу добываемой воды при или выше критической концентрации, необходимой для предотвращения образования отложений [минимальная концентрация ингибитора (МИК)] .Предполагается, что высвобождаемый ингибитор защищает трубы, а также призабойную зону скважины. Очевидно, что требуется, чтобы ингибитор адсорбировался на породе пласта с достаточной емкостью для обеспечения «долговременной» защиты. Также требуется, чтобы ингибитор был относительно устойчивым к термическому разложению в скважинных условиях и был совместим с конкретной системой рассола. Также требуется, чтобы обработка ингибитором не вызывала значительного снижения проницаемости и снижения добычи (см. Обсуждение ниже).Эти требования, как правило, достижимы, но, опять же, одно химическое вещество не обязательно подходит для всех полевых условий. [18]

Обычно выполняются два типа обработок выдавливанием ингибитора, целью которых является либо адсорбция ингибитора на горную породу с помощью физико-химического процесса — «адсорбционное сжатие»), либо осаждение (или разделение фаз) ингибитор внутри порового пространства формации на поверхности породы — «сжатие осадков».

Считается, что адсорбция ингибиторов происходит за счет электростатических и ван-дер-ваальсовых взаимодействий между ингибитором и минералами пласта.Взаимодействие можно описать изотермой адсорбции, которая является функцией pH, температуры и минерального субстрата и включает катионы, такие как Ca +2 . Процесс адсорбции для удержания ингибитора в пласте наиболее эффективен в пластах песчаника. Продолжительность лечения обычно составляет от 3 до 6 месяцев.

Процесс «отжима с осаждением» основан на образовании нерастворимого ингибитора / соли кальция. Это осуществляется путем регулирования концентрации ионов кальция, pH и температуры растворов полимерных и фосфонатных ингибиторов.Также используются кальциевые соли фосфин-поликарбоновой кислоты или ингибитор образования отложений полиакриловой кислоты. Намерение состоит в том, чтобы добавить больше ингибитора за одно нажатие, чтобы продлить срок действия лечения. Обычно срок службы очистки от атмосферных осадков превышает один год, даже когда наблюдается высокий дебит воды.

Инженерное проектирование таких обработок адсорбцией и осаждением в реальных многослойных пластах обычно выполняется с помощью соответствующего программного обеспечения.Этот симулятор принимает данные о заводнении керна и вычисляет надлежащие предварительные промывки, объемы ингибиторов, последующие промывки и потенциальный срок действия сжатия. Компьютерное моделирование такой химии описано в Shuler [19] и Yuan et al. [20]

Далее приводится последовательность этапов откачки, участвующих в отжиме ингибиторов.

  • Кислота очищает от накипи и мусора из ствола скважины, чтобы «протравить» насосно-компрессорные трубы (эта жидкость не должна попадать в пласт).
  • Пакет
  • «Spearhead» (деэмульгатор и / или поверхностно-активное вещество) увеличивает влажность пласта водой и / или улучшает приемистость.
  • Предварительная промывка разбавленным ингибитором проталкивает наконечник в пласт и, в некоторых случаях, охлаждает призабойную зону.
  • Основная обработка ингибитором образования отложений, которая содержит химический ингибитор, обычно находится в диапазоне концентраций от 2,5 до 20%.
  • Избыточная промывка рассола отодвигает основную обработку пласта на желаемую глубину от ствола скважины.
  • Время остановки или выдержки (обычно примерно от 6 до 24 часов) — закачка прекращается, и ингибитор адсорбируется (фосфонат / полимеры) или осаждается (полимеры) на каменном субстрате.
  • Скважина возвращена в эксплуатацию.

Рис. 4 иллюстрирует типичную кривую возврата ингибитора, которая показывает концентрацию ингибитора, растворенного в водной фазе, когда скважина возвращается в эксплуатацию.

  • Рис. 4. Кривые зависимости общей концентрации от времени (возврат) для различных ингибиторов образования отложений (по материалам Schlumberger Oilfield Review ).

Большое количество ингибитора возвращается сразу после включения скважины.Это неадсорбирующийся ингибитор или слабоадсорбируемый ингибитор. Он «потрачен впустую» в том смысле, что он недоступен для использования в конце срока службы сжатия. В противном случае этот бесполезный ингибитор не налагает серьезного финансового бремени на лечение — ингибиторы могут быть самой дешевой частью лечения ингибирования. Плато (или медленно снижающийся) участок кривой доходности — это важные данные, которые описывают эффективность лечения. Пока кривая находится выше MIC, отложения накипи в пласте или стволе скважины не происходит.Непосредственно ниже MIC может начаться образование накипи.

Ось x в рис. 4 дана в единицах времени (месяцы). Параметр срока службы — это, точнее, объемы добытой воды. Очевидно, что высокая скорость прохождения воды через данное количество ингибитора будет поддерживать MIC в течение более короткого периода времени, чем низкая скорость прохождения воды через такое же количество ингибитора.

Меры предосторожности при лечении ингибиторами

Процедуры отжима с ингибитором образования накипи иногда могут вызывать нежелательные побочные эффекты.Эти побочные эффекты включают: нарушения процесса, низкое качество технологической и сбрасываемой воды при начальном обратном вывозе, длительный период очистки, отложенная добыча нефти и возможность постоянного снижения добычи нефти в сочетании с увеличением добычи воды. Первые три перечисленных побочных эффекта связаны, в первую очередь, с маслом, рассолом и отжимными химикатами. Большинство этих проблем можно избежать или, по крайней мере, свести к минимуму с помощью предварительных лабораторных испытаний. Отложенная нефть — это внутренняя проблема при ремонте скважин.Улучшенная добыча должна окупить отложенную нефть.

Постоянное снижение добычи после обработок ингибитором выжимания обычно связано с закачкой больших количеств химикатов на водной основе в чувствительные к воде зоны при условии правильной схемы обработки и использования чистых жидкостей. Набухание глины и эмульсии на месте являются механизмами повреждения; Растворы ингибиторов с низким pH часто вредны для глин, особенно для хлоритов. [21] Устранение отложений в чувствительных к воде резервуарах не является решенной проблемой.Несколько маршрутов исследуются. Одним из решений является использование растворимых в масле ингибиторов. [22] Другой вариант — использование эмульсии вода-в-масле («обратные эмульсии»), аналогичной обратным эмульсиям, используемым для кислотной обработки с задержкой по времени. Третье решение — использование предварительной промывки растворителем. [23] Здесь взаимный растворитель является первым химическим веществом, видимым чувствительным пластом, и последним, когда скважина снова запускается в эксплуатацию. При предварительной промывке также используются «стабилизаторы глины». [24] На момент написания этой статьи не было единого подхода, решающего все проблемы.

Новый химический состав ингибиторов также разрабатывается для работы в более жестких средах образования накипи, таких как особенно сильно перенасыщенные растворы сульфата бария (индексы насыщения> 350). [25] Примером может служить проблема образования отложений барита на месторождении Миллера в Северном море. [26] «Суровые» условия также включают резервуары высокого и высокого давления с жесткими требованиями к термостойкости. [27] [28]

Комбинированные процедуры

Вмешательство в скважину с целью размещения ингибитора образования отложений особенно дорого обходится в скважинах большого объема из-за большого количества отложенной нефти; вмешательство в удаленных местах (например,g., морские платформы и подводное заканчивание) увеличивает стоимость. Часто можно разместить ингибитор образования накипи как часть этапа удаления накипи, обеспечивая как лечение с помощью одной настройки, так и вмешательство. Одним из этих методов является включение ингибитора образования отложений в процесс кислотной стимуляции для растворения отложений кальцита. [29] Преимущества заключаются в стоимости и размещении ингибитора точно в той же зоне, которая открывается при кислотной обработке.

Второй метод двойной обработки заключается в размещении ингибитора образования отложений вместе с стимуляцией гидроразрыва пласта.Ингибиторы могут быть введены в перекачиваемую смесь геля / песка с ионом кальция для образования достаточно нерастворимого и неподвижного материала ингибитора образования отложений внутри проппантной набивки. Была использована кислота DTPMP ( рис. 11, ), а также полифосфаты. [30] [31] Другие составы ингибиторов могут образовывать «глазурь» на набивке проппанта. [9] Эта концепция оказалась эффективной с чешуйками кальцита и барита. Эта технология применялась с начала 1990-х годов на Северном склоне Аляски, а с недавних пор — в западном Техасе; Теперь заявлено, что срок службы составляет два года номинально. [9] [30] На рис. 5 показаны кривые возврата для такой обработки вместе с кривой возврата для обычного сжатия. Здесь срок службы выражается количеством воды, защищенной от накипи. У этого метода есть также несколько важных дополнительных преимуществ, превышающих увеличенный срок службы — скважина быстрее возвращается в режим добычи, поскольку не требуется остановка на время адсорбции, и существует небольшая возможность изменения смачиваемости пласта и связанных с этим проблем.Эта концепция схематично проиллюстрирована на рис. 6 .

  • Рис. 5 — Кривые возврата ингибитора для двух скважин Пермского бассейна, обработанных технологией ингибирования / гидроразрыва, и сопутствующей скважины, обработанной традиционным сжатием (по Виггу и Флетчеру). [7]

  • Рис. 6 — Схематическое изображение режима работы для комбинированной обработки гидравлическим разрывом и ингибитором образования отложений (по Schlumberger Oilfield Review ).

Более новая технология двойной обработки заключается в применении ингибитора, пропитанного в пористый керамический проппант, вместе с обычным проппантом при стимуляции гидроразрыва пласта. [32] При добыче любая вода, протекающая по поверхности пропитанного проппанта, вызовет растворение ингибитора образования отложений. Сухое масло не высвобождает ингибитор из гранул или нерастворимый ингибитор. Полевые примеры этой технологии приведены в Webb, et al. [33] и Norris et al. [34] Преимущества аналогичны преимуществам уже обсуждавшейся концепции неинкапсулированного ингибитора / гидроразрыва, но с потенциально более длительным сроком службы (например, 4 года). Это связано с дополнительными затратами, которые должны быть компенсированы экономией на отложенной нефти и затратах на установку / вмешательство. [33] Целями являются скважины с большим объемом добычи в удаленных местах, например, в Северном море и глубоком Мексиканском заливе. Оба метода ингибитора / проппанта также защищают трещину от закупорки окалиной.Это образование накипи происходит в первую очередь, когда несовместимые воды смешиваются возле ствола скважины.

Список литературы

  1. ↑ Carrell, K.D. 1987. Возникновение, профилактика и лечение сульфатных отложений в Shell Expro. Представлено в Offshore Europe, Абердин, Великобритания, 8-11 сентября 1987 г. SPE-16538-MS. http://dx.doi.org/10.2118/16538-MS.
  2. ↑ Наср-эль-Дин, Х.А. и Аль-Хумайдан, А. 2001. Отложения сульфида железа: образование, удаление и предотвращение. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30–31 января.SPE-68315-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68315-MS.
  3. ↑ Коуэн, Дж. И Вайнтритт, Д. 1976. Водные отложения чешуек, 187–188. Хьюстон, Техас: Gulf Publishing Co.
  4. ↑ Jasinski, R., Sablerolle, W., and Amory, M. 1997. ETAP: Прогнозирование масштаба и управление скоплением цапли. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 5-8 октября 1997 г. SPE-38767-MS. http://dx.doi.org/10.2118/38767-MS.
  5. ↑ Ясински, Р., Флетчер, П., Тейлор, К.и другие. 1998. Тенденции масштабирования кальцита для скважин HTHP в Северном море: прогноз, аутентификация и применение. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 27-30 сентября 1998 г. SPE-49198-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49198-MS.
  6. 6.0 6.1 Tjomsland, T., Grotle, M.N., Vikane, O. 2001. Стратегия контроля масштабов и экономические последствия масштабирования в Veslefrikk. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30-31 января.SPE 68308. http://dx.doi.org/10.2118/68308-MS.
  7. 7,0 7,1 Вигг, Х. и Флетчер, М. 1995. Установление истинной стоимости контроля скважинных масштабов. Документ, представленный на Международной конференции 1995 г. по масштабированию нефтяных месторождений, Абердин, 20–21 ноября.
  8. ↑ Фриго, Д. 2001. Стоимость масштаба — перспектива НИОКР. Пленарная лекция, Международный симпозиум SPE 2001 г. по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 29–30 января.
  9. 9,0 9,1 9.2 9,3 9,4 9,5 Crabtree, M. et al. 1999. Борьба с чешуей — удаление и предотвращение. Обзор нефтяного месторождения 11 (3): 30.
  10. ↑ Наср-эль-Дин, Х.А., Фадель, Б.А., Аль-Хумайдан, А.Ю. и другие. 2000. Экспериментальное исследование удаления отложений сульфида железа из скважинных труб. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Великобритания, 26-27 января 2000 г. SPE-60205-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60205-MS.
  11. ↑ Bourne, H.M.e.a. 2000 г.Эффективная обработка подводных скважин системой твердого ингибитора образования отложений. Представлено на Международном симпозиуме SPE по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60207-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60207-MS.
  12. ↑ Фриго, Д.М., Джексон, Л.А., Доран, С.М. и другие. 2000. Химическое ингибирование образования накипи галита в оборудовании верхнего строения. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г. SPE-60191-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60191-MS.
  13. ↑ Эрл, С.Л. и Нахм, Дж. Дж. 1981. Использование химических ингибиторов осаждения солей для поддержания перенасыщенных солевых растворов при бурении солевых образований. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 4-7 октября 1981 года. SPE-10097-MS. http://dx.doi.org/10.2118/10097-MS.
  14. ↑ Поггези, Г., Хуртевент, К., Брейзи, Дж. Л. 2001. Закачка ингибитора образования отложений через газлифтную систему на высокотемпературных месторождениях блока 3 в Анголе. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 30-31 января 2001 г.SPE-68301-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68301-MS.
  15. ↑ Су, Дж. Ф., Аль-Заин, А. К., Раджу, К. У. и другие. 2000. Опыт лечения инкапсулированными ингибиторами образования накипи на месторождении Гавар, Саудовская Аравия. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г. SPE-60209-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60209-MS.
  16. ↑ Bourne, H.M.e.a. 2000. Эффективная обработка подводных скважин с помощью системы твердого ингибитора образования отложений. Представлено на Международном симпозиуме SPE по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.SPE-60207-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60207-MS.
  17. ↑ Cowie, L. et al. 1999. Доставка химикатов в эксплуатационные скважины с помощью газлифта — где мы? Документ, представленный на Международном симпозиуме SPE по масштабам нефтяных месторождений 1999 г., Абердин, 27–28 января.
  18. ↑ Грэм, Г.М., С.Дж., Д., Сорби, К.С. и другие. 1998. Выбор ингибитора образования отложений для непрерывного и забойного применения в условиях высокого и высокого давления. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, 27–30 сентября.SPE-49197-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49197-MS.
  19. ↑ Shuler, P.J. 1993. Математическая модель процесса сжатия ингибитора образования отложений на основе изотермы адсорбции Ленгмюра. Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Новый Орлеан, Луизиана, 2-5 марта 1993 г. SPE-25162-MS. http://dx.doi.org/10.2118/25162-MS.
  20. ↑ Юань, доктор медицины, Сорби, К.С., Тодд, А.С. и др. 1993. Моделирование адсорбции и обработки ингибиторами накипи осаждения на месторождениях Северного моря.Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Новый Орлеан, 2–5 марта. SPE-25163-MS. http://dx.doi.org/10.2118/25163-MS.
  21. Перейти ↑ Jordan, M.M., Sorbie, K.S., Jiang, P. et al. 1994. Адсорбция / десорбция ингибитора образования накипи фосфонатов и возможность повреждения пластом в восстановленном керне месторождения. Представлено на симпозиуме SPE по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 7–10 февраля. SPE-27389-MS. http://dx.doi.org/10.2118/27389-MS.
  22. ↑ Asheim, T. et al.2000. Обработка выжиманием ингибитором для превентивного контроля отложений карбоната в подводной завершенной скважине на Сморбукке. Документ SPE 60201, представленный на Международном симпозиуме SPE 2000 г. по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.
  23. ↑ Пойнтон, Н., Тидсуэлл, Р., Стил, Дж. И др. 2000. Выдавливание ингибиторов образования накипи на водной основе в водочувствительный резервуар — разработка стратегии выжимания. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г.SPE-60219-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60219-MS.
  24. ↑ Shuler, P. et al. 1994. Нарушение проницаемости, вызванное глиной, из-за введенных растворов ингибиторов образования отложений. Документ SPE 27370, представленный на симпозиуме SPE 1994 г. по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 7–10 февраля.
  25. ↑ Синглтон, М.А., Коллинз, Дж. А., и Пойнтон, Н. 2000. Разработка химии ингибиторов образования накипи фосфонометилированного полиамина (PMPA) для тяжелых условий образования накипи BaSO4. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.SPE-60216-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60216-MS.
  26. ↑ Bourne, H.M., Williams, G., and Hughes, C.T. 2000. Увеличение срока службы Миллера с помощью нового химического ингибитора. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60198-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60198-MS.
  27. ↑ Graham, G.M., Dyer, S.J., and Shone, P. 2000. Возможное применение видов ингибиторов на основе амин-метиленфосфоната в средах HP / HT для повышения эффективности ингибиторов карбонатных отложений.Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60217-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60217-MS.
  28. ↑ Пирри, Р., Хертевент, К., и Леконт, П. 2000. Новый ингибитор образования отложений для суровых полевых условий. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE 60218. http://dx.doi.org/10.2118/60218-MS.
  29. ↑ Смит, П.С., Коуи, Л.Г., Борн, Х.М. и другие. 2001. Полевые опыты с комбинированным лечением кислотной стимуляцией и ингибированием образования накипи.Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 30-31 января 2001 г. SPE-68312-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68312-MS.
  30. 30,0 30,1 Martins, J.P., Kelly, R., Lane, R.H. et al. 1992. Подавление отложений гидравлических трещин в заливе Прадхо. Представлено на симпозиуме SPE по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 26–27 февраля. SPE-23809-MS. http://dx.doi.org/10.2118/23809-MS.
  31. ↑ Пауэлл, Р.Дж., Гдански, Р.D., McCabe, M.A. et al. 1995. Ингибитор образования отложений с контролируемым высвобождением для использования при лечении гидроразрыва. Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Сан-Антонио, Техас, 14-17 февраля 1995 г. SPE-28999-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28999-MS.
  32. ↑ Коллинз, И. 1997. Частицы, пропитанные ингибитором образования накипи — полевые применения? Документ, представленный на конференции IBC Solving Oilfield Scaling в 1997 г., Абердин, 22–23 января.
  33. 33,0 33,1 Уэбб, П.J.C., Nistad, T.A., Knapstad, B. et al. 1999. Преимущества новой системы доставки химикатов для скважин с трещинами и гравийной набивкой. SPE Prod & Oper 14 (3): 210-218. SPE-57421-PA. http://dx.doi.org/10.2118/57421-PA.
  34. ↑ Норрис, М., Перес, Д., Борн, Х.М. и другие. 2001. Поддержание характеристик трещин за счет активного контроля масштабов. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30–31 января. SPE-68300-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68300-MS.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Интернет-мультимедиа

Джамалуддин, Абул.2013. Обеспечение потока — управление динамикой потока и производственной химией. https://webevents.spe.org/products/flow-assurance-managing-flow-dynamics-and-production-chemistry-2

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

См. Также

PEH: Well_Production_Problems

Страница чемпионов

Категория

Проблемы масштабов добычи — PetroWiki

Скважины, добывающие воду, могут разрабатывать залежи неорганических масштабов.Весы могут покрывать и покрывают перфорационные отверстия, обсадные трубы, эксплуатационные трубы, клапаны, насосы и оборудование для заканчивания скважин, такое как предохранительное оборудование и газлифтные оправки. Если разрешить продолжить, это масштабирование ограничит добычу, что в конечном итоге потребует закрытия скважины.

Доступна технология для удаления накипи с насосно-компрессорных труб, выкидных трубопроводов, клапанов и наземного оборудования, восстанавливая, по крайней мере, часть утраченного уровня добычи. Также существует технология для предотвращения возникновения или повторного появления накипи, по крайней мере, на временной основе.«Временный» обычно составляет от 3 до 12 месяцев на курс лечения с использованием традиционной технологии «сжатия» ингибитора, увеличиваясь до 24 или 48 месяцев при использовании комбинированных методов разрушения / ингибирования. На этой странице обсуждаются типы неорганических отложений, их контроль, подавление и удаление.

Масштабные механизмы

По мере продвижения рассола, нефти и / или газа из пласта на поверхность, давление и температура изменяются, и некоторые растворенные соли могут выпадать в осадок. Это называется «автомасштабирование». Если рассол закачивается в пласт для поддержания давления и подачи нефти в добывающие скважины, в конечном итоге произойдет смешивание пластовой воды с пластовой водой.Дополнительные соли могут осаждаться в пласте или в стволе скважины (отложения «несовместимых вод»). Многие из этих процессов масштабирования могут происходить и происходят одновременно. Весы обычно представляют собой смеси. [1] Например, сульфат стронция часто осаждается вместе с сульфатом бария. Химические формулы и названия минералов для большинства масштабов месторождений показаны в Таблице 1 .

  • Таблица 1 — Весы нефтепромысловых минералов

Наиболее распространенные весы для нефтепромыслов:

«Экзотические» окалины, такие как флюорит кальция, сульфид цинка и сульфид свинца, иногда встречаются в скважинах с высокой температурой / высоким давлением (HT / HP).

Осаждение кальцита — это, как правило, саморазмерный процесс. Основным фактором его образования является потеря CO 2 из воды в углеводородную фазу (фазы) при падении давления. Это удаляет угольную кислоту из водной фазы, которая удерживала основной кальцит в растворенном состоянии. Растворимость кальцита также уменьшается с понижением температуры (при постоянном парциальном давлении CO 2 ).

Масштабирование галита — это также процесс самомасштабирования. Драйвера падают температура и испарение.Растворимость галита в воде снижается с понижением температуры, что способствует выпадению галита во время производства рассолов с высоким содержанием растворенных твердых веществ (TDS) на поверхности. (Падение давления оказывает гораздо меньшее влияние на снижение растворимости галита.) Потери жидкой воды на испарение обычно являются результатом прорыва газа из недонасыщенных конденсатных и нефтяных скважин, а также расширения газа в газовых скважинах. Это увеличение количества водяного пара может оставить после себя недостаточное количество жидкой воды для поддержания растворимости галита в образующейся солевой фазе.Самонаклейка галита обнаруживается как в высокотемпературных, так и в низкотемпературных скважинах [например, в газовых / газоконденсатных скважинах с забойной температурой 125 и 350 ° F].

Баритовые чешуйки обычно образуются в результате смешивания несовместимых вод. Например, морская вода часто закачивается в морские резервуары для поддержания давления. Морская вода имеет высокое содержание сульфатов; Пластовые воды часто имеют высокое содержание бария. Смешивание этих вод приводит к отложению барита. Если это смешение / осаждение происходит в пласте, далеко удаленном от вертикального ствола скважины, обычно это не окажет большого влияния на добычу углеводородов.Перемешивание / осаждение вблизи или внутри ствола скважины окажет значительное влияние на добычу. Смешивание несовместимых вод в песчаной подушке скважины с гидроразрывом также может быть вредным для добычи. Кроме того, после начального большого отложения накипи эта вода продолжает быть насыщенной баритом, и дополнительная баритовая накипь будет продолжать образовываться в стволе скважины при падении давления и температуры.

Заводнения, сочетающие грунтовые воды с высоким содержанием кальция и высокого содержания сульфатов, могут привести к отложению ангидрита или гипса по тому же механизму «несовместимых вод», который обсуждался для барита.Однако растворимость отложений сульфата кальция, в отличие от баритовых отложений, фактически увеличивается с понижением температуры (примерно до 40 ° C). Это может снизить вероятность образования накипи после осаждения начального смешивания. Обратное падение растворимости ниже 40 ° C объясняет образование накипи гипса, наблюдаемое в наземном оборудовании. Этот обратный температурный эффект может привести к образованию отложений ангидрита при закачке морской воды. Растворимость ангидрита падает с падением давления; не удалось найти данные о растворимости гипса по сравнению сдавление.

Окалина сульфида железа почти повсеместна, когда образуется сероводород — часто это результат коррозии труб в присутствии H 2 S. Обзор химического состава сульфида железа и фаз, встречающихся в производственном оборудовании, содержится в Nasr-El- Дин и Аль-Хумайдан [2] и Коуэн и Вайнтритт. [3] Химия сложна; может присутствовать более одной фазы сульфида железа. Физические свойства фаз меняются (иногда плотные, иногда нет), и фазовый состав может меняться со временем.

Эти многоступенчатые химические составы шкалы / воды можно моделировать с помощью современного компьютерного программного обеспечения. Некоторые программы являются коммерческими, а у некоторых операторов есть собственные внутренние программы. Фактически, код устанавливает серию уравнений равновесия для каждого возможного масштаба и реакции ион / ион в растворе, а также реакции раствор-газ, а затем решает их одновременно в зависимости от:

  • Давление на входе
  • Температура
  • Состав газа
  • Состав водной фазы

Они называются «термодинамическими моделями.«Программное обеспечение еще не достигло уровня сложности, чтобы достоверно сказать, насколько быстро эти твердые частицы могут образовываться во время производства. Это привело к появлению ряда «практических правил», которые соотносят полевой опыт оператора с результатами термодинамического симулятора. Такие практические правила гораздо менее необходимы для масштабирования пласта, особенно если минерал присутствует в пласте естественным образом (например, кальцит). Компьютерное моделирование тенденций масштабирования добываемых нефтяных рассолов нашло широкое признание и применение.Примеры этой технологии, применяемой для удаления накипи галита и кальцита в скважинах HT / HP, приведены в Jasinski, et al. [4] и Ясинский. [5]

Экономические соображения

Устранение и предотвращение накипи требует затрат. Более уместно думать об управлении масштабами не как о затратах, а с точки зрения «добавленной стоимости» — устранения последствий отказа от устранения или предотвращения образования накипи и, таким образом, увеличения общей выручки от скважины, а также, возможно, увеличения ее продолжительность жизни. [6] Эффект от накипи может быть довольно дорогим и быстрым. В одной скважине в Северном море (месторождение Миллер) добыча упала с 30 000 баррелей в сутки до нуля всего за 24 часа из-за масштабирования. Стоимость очистки одной скважины и возобновления ее эксплуатации была примерно такой же, как и стоимость химической обработки всего месторождения. [7] Хотя не все скважины подвержены таким серьезным штрафам за разрешение инициировать масштабирование, нет никаких сомнений в том, что образование накипи, восстановление и предотвращение связаны с соответствующими затратами.Снижение затрат из-за меньшего количества отложенной / потерянной нефти может привести к значительному увеличению доходов в течение срока службы скважины, а также к большему количеству нефти. [6]

Ожидается, что проблемы масштабирования месторождения будут продолжать усугубляться и становиться более дорогостоящими. [8] Новые драйверы:

  • Склонность к более длинным закреплениям
  • Использование умных скважин (важнее целостность)
  • Увеличение добычи газа (пласты газовых скважин обычно более хрупкие)
  • Не нужно использовать экологически чистые химикаты
  • Увеличение объемов добываемой воды

Выявление накипи

Контроль накипи имел тенденцию быть реактивным, а не упреждающим.Существует множество методов устранения влияния масштаба на производстве. Первый шаг — определить, какие чешуйки образуются и где они образуются. Некоторая часть этой информации может быть надежно выведена из описанных выше процедур компьютерного моделирования, особенно для процессов автомасштабирования. Самый простой метод физического обнаружения накипи в стволе скважины — это спустить штангенциркуль вниз по стволу скважины и измерить уменьшение внутреннего диаметра НКТ. Интерпретация гамма-каротажа использовалась для обозначения отложений сульфата бария, потому что радиоактивный радий (Ra226) естественным образом выпадает в осадок в виде нерастворимого сульфата с такой шкалой.Пример этой технологии показан на рис. 1 . Визуальное наблюдение с помощью соответствующих инструментов на кабеле также использовалось, чтобы показать присутствие твердых частиц кальцита и галита в стволе скважины.

  • Рис. 1. Гамма-каротаж 1997 года показывает нарост на оправке нижнего бокового кармана за год до лечения. Каротаж 1998 года был измерен после того, как шкала была удалена из зоны между X872 и X894m (после Schlumberger Oilfield Review ).

Начало добычи воды, совпадающее с одновременным сокращением добычи нефти, является признаком потенциальных масштабных проблем. Вполне возможно, особенно в случае газовых скважин, добыча воды ниже предела обнаружения поверхностного анализа (номинально 1 или 2%). Эта вода испарится, оставив после себя растворенные твердые частицы в виде накипи. Поскольку количество воды невелико, количество твердых частиц на единицу объема воды будет небольшим, но со временем твердые частицы будут накапливаться.То же самое относится и к появлению на поверхности жидкой «пресной» воды, когда пластовый рассол заведомо солоноватый. Это может быть конденсированная вода из-за падения температуры. Когда образуется несколько процентов жидкой воды, разумно отслеживать содержание растворенных ионов с течением времени. О прорыве закачиваемой воды обычно свидетельствуют резкие изменения концентраций накипных ионов, таких как барий или сульфат, которые совпадают с уменьшением добычи нефти.

Было бы полезно заблаговременно предупредить о возникновении отложений в скважине.Скважины с интеллектуальным заканчиванием и системами постоянного мониторинга проектируются для установки датчиков накипи. Датчик шкалы выполняет двойную функцию — не только для раннего предупреждения об инициировании снижения производительности из-за образования накипи, но также для предоставления информации о возможном повреждении датчиков и клапанов интеллектуальной скважины пленками накипи.

Удаление накипи

Методы устранения накипи должны быть быстрыми и не повредить ствол скважины, НКТ и пласт.Если накипь находится в стволе скважины, ее можно удалить механически или растворить химически. Выбор наилучшей техники удаления накипи для конкретной скважины зависит от знания типа и количества накипи, ее физического состава и текстуры. Механические методы являются одними из самых успешных методов удаления накипи с труб. При низких затратах на извлечение (например, в легкодоступных и неглубоких участках суши) наименее затратным подходом к масштабированию часто является вытягивание трубы и бурение отложений накипи.

Фрезерный

Чешуя обычно хрупкая. Одним из первых методов, используемых для отделения тонкой хрупкой окалины от труб, была взрывчатка: одна или две нити детонационного шнура («струнный выстрел») помещались с электронным детонационным колпачком в соответствующем месте в стволе скважины, наиболее эффективно в перфорационных отверстиях . Более толстая чешуя требует более строгих средств. Ударные долота и технологии фрезерования были разработаны для работы на гибких НКТ внутри труб с использованием различных долот для стружки и различных конфигураций фрезерования.Такие скорости удаления окалины обычно находятся в диапазоне от 5 до 30 погонных футов в час фрезерования. [9]

Жиклер

Альтернативой фрезерованию и сверлению является струйная обработка. [9] Системы струйной обработки жидкости доступны уже много лет для удаления накипи в эксплуатационных колоннах и перфорационных отверстиях. Эти инструменты можно использовать с химическими промывками для удаления растворимых отложений там, где их размещение имеет решающее значение. Водоструйная очистка может быть эффективной для мягких отложений, таких как галит, но менее эффективна для некоторых форм твердых и средних отложений, таких как кальцит и барит.Использование абразивных суспензий значительно улучшает способность струй прорезать окалину, но может повредить стальные трубы и клапаны.

«Sterling beads» — альтернативный абразивный материал для удаления накипи струйной очисткой. [9] Этот материал соответствует эрозионным свойствам песка на твердых, хрупких окалинах, при этом он в 20 раз менее эрозионный, чем сталь. Стерлинговые бусины не повредят лунку, если длительное распыление происходит в одном месте. Гранулы растворимы в кислоте и не обладают известной токсичностью, что упрощает использование и очистку.Твердые окалины, такие как барит, удаляются со скоростью> 100 футов / час. Этот инструмент способен удалять окалину в конфигурациях, отличных от насосно-компрессорных труб (например, для удаления твердых отложений барита на двух газлифтных клапанах при газлифтном заканчивании с несколькими оправками).

Химическое растворение

Химическое растворение некоторых отложений в стволе скважины, как правило, относительно недорого и используется, когда методы механического удаления неэффективны или дороги. Карбонатные минералы хорошо растворяются в соляной кислоте; поэтому они легко растворяются.Для удаления скоплений кальцита в стволе скважины обычно используются «кислотные промывки».

Сульфатную накипь сложнее удалить из ствола скважины, потому что она имеет низкую растворимость в кислоте. Хеланты (растворители накипи) обладают высокой термодинамической движущей силой для растворения сульфатных отложений, таких как барит, изолируя и блокируя ионы металлов накипи внутри их закрытых каркасных структур ( рис. 2 ). Эти химические вещества успешно удаляют пленки сульфатной накипи из ствола скважины.Однако они медленно растворяют крупную крупную крупу и пробки в стволе скважины — скорость реакции ограничена площадью поверхности; лечение отнимает много времени, а значит, дорого.

  • Рис. 2 — Изображение молекулы хелатирующего агента / растворителя отложений, этилендиаминтетрауксусной кислоты (по Crabtree et al. ). [9]

Сульфиды железа растворимы в соляной (HCl) кислоте. Многие ингибиторы коррозии HCl также эффективны для предотвращения растворения сульфида железа, а также для предотвращения растворения стальных труб.Теперь есть исключения: ингибиторы, которые защищают сталь, а не накипь, а также совместимы с поглотителями образующегося токсичного сероводорода. [10]

Для галита разбавления водой с низкой соленостью достаточно для предотвращения его накопления в стволе скважины и растворения галита, который мог накопиться в стволе скважины. Для этого требуется источник свежей или обработанной рассолом воды, чтобы предотвратить другие проблемы образования накипи, которые могут быть дорогостоящими. В качестве примера можно привести использование десульфатационной установки для удаления сульфат-иона из промывочной воды галита для добычи на месторождении Heron. [11]

Некоторые масштабы и ситуации масштабирования являются «химически сложными». Флюоритовая окалина, обнаруживаемая в некоторых рассолах HT / HP, не содержит известного растворителя. Доступ химического вещества для растворения накипи к неорганическим отложениям может быть заблокирован органическими отложениями (например, асфальтенами).

Торможение

Ингибиторы обычно используются после исправления, чтобы предотвратить дальнейшее масштабирование. Очевидно, эту же технологию можно использовать для упреждающего контроля масштабов. Эффективность ингибирования зависит от степени перенасыщения накипи — чем выше это значение, тем труднее подавить.Например, особенно трудно ингибировать растворы барита с индексом насыщения> 350.

Осаждения накипи можно избежать за счет хелатирования катиона накипи. Это дорого, потому что реакции являются «стехиометрическими» (например, одна молекула хелатирующего агента на один катион накипи). Более эффективны химические вещества, которые отравляют рост накипи. Это «пороговые» ингибиторы, эффективно подавляющие рост минеральных отложений при концентрациях, в 1000 раз меньших, чем сбалансированное стехиометрическое соотношение.Большинство ингибиторов неорганических отложений — это соединения фосфора:

  • Полифосфаты неорганические
  • Органические сложные эфиры фосфорной кислоты
  • Органические фосфонаты
  • Аминофосфаты органические
  • Органические полимеры

Широко известно множество таких химикатов, и их можно приобрести у многих компаний. Две химические структуры показаны в рис. 3 . Они используются для различных карбонатных и сульфатных отложений. Недавно было описано и испытано в полевых условиях при умеренных температурах успешное использование нефосфорного соединения для ингибирования осаждения галита; [12] более классические ингибиторы галитовой соли на основе амина также доступны для ингибирования галита. [13]

  • Рис. 3 — Химическая структура двух молекул ингибитора фосфонатов [гидроксиэтилендифосфоновой кислоты (HEDP) и диэтилентриаминпента (метиленфосфоновой) кислоты (DTPMP)].

Подача ингибирующего раствора в рассол для удаления накипи в трубопроводах осуществлялась несколькими способами:

  • Непрерывная закачка в ствол скважины через «макаронную колонну» (НКТ узкого диаметра, доходящая до перфорационных отверстий)
  • Впрыск в газлифтную систему [14]
  • Медленное растворение нерастворимого ингибитора, помещенного в нору крысы [15] [16]

Эти методы доставки просты в применении, но не обязательно без проблем.Например, для нагнетания газа требуется, чтобы раствор ингибитора был должным образом распылен и не осаждался впоследствии на стенках трубопровода, непосредственно примыкающих к точке нагнетания; [17] узкая трубка может заглушить.

Наиболее часто используемым методом подачи ингибирующего раствора в рассол для удаления накипи было «выдавливание ингибитора». Здесь раствор, содержащий ингибитор, нагнетается в пласт, в результате чего ингибитор затем остается на поверхности породы, медленно выщелачиваясь обратно в фазу добываемой воды при или выше критической концентрации, необходимой для предотвращения образования отложений [минимальная концентрация ингибитора (МИК)] .Предполагается, что высвобождаемый ингибитор защищает трубы, а также призабойную зону скважины. Очевидно, что требуется, чтобы ингибитор адсорбировался на породе пласта с достаточной емкостью для обеспечения «долговременной» защиты. Также требуется, чтобы ингибитор был относительно устойчивым к термическому разложению в скважинных условиях и был совместим с конкретной системой рассола. Также требуется, чтобы обработка ингибитором не вызывала значительного снижения проницаемости и снижения добычи (см. Обсуждение ниже).Эти требования, как правило, достижимы, но, опять же, одно химическое вещество не обязательно подходит для всех полевых условий. [18]

Обычно выполняются два типа обработок выдавливанием ингибитора, целью которых является либо адсорбция ингибитора на горную породу с помощью физико-химического процесса — «адсорбционное сжатие»), либо осаждение (или разделение фаз) ингибитор внутри порового пространства формации на поверхности породы — «сжатие осадков».

Считается, что адсорбция ингибиторов происходит за счет электростатических и ван-дер-ваальсовых взаимодействий между ингибитором и минералами пласта.Взаимодействие можно описать изотермой адсорбции, которая является функцией pH, температуры и минерального субстрата и включает катионы, такие как Ca +2 . Процесс адсорбции для удержания ингибитора в пласте наиболее эффективен в пластах песчаника. Продолжительность лечения обычно составляет от 3 до 6 месяцев.

Процесс «отжима с осаждением» основан на образовании нерастворимого ингибитора / соли кальция. Это осуществляется путем регулирования концентрации ионов кальция, pH и температуры растворов полимерных и фосфонатных ингибиторов.Также используются кальциевые соли фосфин-поликарбоновой кислоты или ингибитор образования отложений полиакриловой кислоты. Намерение состоит в том, чтобы добавить больше ингибитора за одно нажатие, чтобы продлить срок действия лечения. Обычно срок службы очистки от атмосферных осадков превышает один год, даже когда наблюдается высокий дебит воды.

Инженерное проектирование таких обработок адсорбцией и осаждением в реальных многослойных пластах обычно выполняется с помощью соответствующего программного обеспечения.Этот симулятор принимает данные о заводнении керна и вычисляет надлежащие предварительные промывки, объемы ингибиторов, последующие промывки и потенциальный срок действия сжатия. Компьютерное моделирование такой химии описано в Shuler [19] и Yuan et al. [20]

Далее приводится последовательность этапов откачки, участвующих в отжиме ингибиторов.

  • Кислота очищает от накипи и мусора из ствола скважины, чтобы «протравить» насосно-компрессорные трубы (эта жидкость не должна попадать в пласт).
  • Пакет
  • «Spearhead» (деэмульгатор и / или поверхностно-активное вещество) увеличивает влажность пласта водой и / или улучшает приемистость.
  • Предварительная промывка разбавленным ингибитором проталкивает наконечник в пласт и, в некоторых случаях, охлаждает призабойную зону.
  • Основная обработка ингибитором образования отложений, которая содержит химический ингибитор, обычно находится в диапазоне концентраций от 2,5 до 20%.
  • Избыточная промывка рассола отодвигает основную обработку пласта на желаемую глубину от ствола скважины.
  • Время остановки или выдержки (обычно примерно от 6 до 24 часов) — закачка прекращается, и ингибитор адсорбируется (фосфонат / полимеры) или осаждается (полимеры) на каменном субстрате.
  • Скважина возвращена в эксплуатацию.

Рис. 4 иллюстрирует типичную кривую возврата ингибитора, которая показывает концентрацию ингибитора, растворенного в водной фазе, когда скважина возвращается в эксплуатацию.

  • Рис. 4. Кривые зависимости общей концентрации от времени (возврат) для различных ингибиторов образования отложений (по материалам Schlumberger Oilfield Review ).

Большое количество ингибитора возвращается сразу после включения скважины.Это неадсорбирующийся ингибитор или слабоадсорбируемый ингибитор. Он «потрачен впустую» в том смысле, что он недоступен для использования в конце срока службы сжатия. В противном случае этот бесполезный ингибитор не налагает серьезного финансового бремени на лечение — ингибиторы могут быть самой дешевой частью лечения ингибирования. Плато (или медленно снижающийся) участок кривой доходности — это важные данные, которые описывают эффективность лечения. Пока кривая находится выше MIC, отложения накипи в пласте или стволе скважины не происходит.Непосредственно ниже MIC может начаться образование накипи.

Ось x в рис. 4 дана в единицах времени (месяцы). Параметр срока службы — это, точнее, объемы добытой воды. Очевидно, что высокая скорость прохождения воды через данное количество ингибитора будет поддерживать MIC в течение более короткого периода времени, чем низкая скорость прохождения воды через такое же количество ингибитора.

Меры предосторожности при лечении ингибиторами

Процедуры отжима с ингибитором образования накипи иногда могут вызывать нежелательные побочные эффекты.Эти побочные эффекты включают: нарушения процесса, низкое качество технологической и сбрасываемой воды при начальном обратном вывозе, длительный период очистки, отложенная добыча нефти и возможность постоянного снижения добычи нефти в сочетании с увеличением добычи воды. Первые три перечисленных побочных эффекта связаны, в первую очередь, с маслом, рассолом и отжимными химикатами. Большинство этих проблем можно избежать или, по крайней мере, свести к минимуму с помощью предварительных лабораторных испытаний. Отложенная нефть — это внутренняя проблема при ремонте скважин.Улучшенная добыча должна окупить отложенную нефть.

Постоянное снижение добычи после обработок ингибитором выжимания обычно связано с закачкой больших количеств химикатов на водной основе в чувствительные к воде зоны при условии правильной схемы обработки и использования чистых жидкостей. Набухание глины и эмульсии на месте являются механизмами повреждения; Растворы ингибиторов с низким pH часто вредны для глин, особенно для хлоритов. [21] Устранение отложений в чувствительных к воде резервуарах не является решенной проблемой.Несколько маршрутов исследуются. Одним из решений является использование растворимых в масле ингибиторов. [22] Другой вариант — использование эмульсии вода-в-масле («обратные эмульсии»), аналогичной обратным эмульсиям, используемым для кислотной обработки с задержкой по времени. Третье решение — использование предварительной промывки растворителем. [23] Здесь взаимный растворитель является первым химическим веществом, видимым чувствительным пластом, и последним, когда скважина снова запускается в эксплуатацию. При предварительной промывке также используются «стабилизаторы глины». [24] На момент написания этой статьи не было единого подхода, решающего все проблемы.

Новый химический состав ингибиторов также разрабатывается для работы в более жестких средах образования накипи, таких как особенно сильно перенасыщенные растворы сульфата бария (индексы насыщения> 350). [25] Примером может служить проблема образования отложений барита на месторождении Миллера в Северном море. [26] «Суровые» условия также включают резервуары высокого и высокого давления с жесткими требованиями к термостойкости. [27] [28]

Комбинированные процедуры

Вмешательство в скважину с целью размещения ингибитора образования отложений особенно дорого обходится в скважинах большого объема из-за большого количества отложенной нефти; вмешательство в удаленных местах (например,g., морские платформы и подводное заканчивание) увеличивает стоимость. Часто можно разместить ингибитор образования накипи как часть этапа удаления накипи, обеспечивая как лечение с помощью одной настройки, так и вмешательство. Одним из этих методов является включение ингибитора образования отложений в процесс кислотной стимуляции для растворения отложений кальцита. [29] Преимущества заключаются в стоимости и размещении ингибитора точно в той же зоне, которая открывается при кислотной обработке.

Второй метод двойной обработки заключается в размещении ингибитора образования отложений вместе с стимуляцией гидроразрыва пласта.Ингибиторы могут быть введены в перекачиваемую смесь геля / песка с ионом кальция для образования достаточно нерастворимого и неподвижного материала ингибитора образования отложений внутри проппантной набивки. Была использована кислота DTPMP ( рис. 11, ), а также полифосфаты. [30] [31] Другие составы ингибиторов могут образовывать «глазурь» на набивке проппанта. [9] Эта концепция оказалась эффективной с чешуйками кальцита и барита. Эта технология применялась с начала 1990-х годов на Северном склоне Аляски, а с недавних пор — в западном Техасе; Теперь заявлено, что срок службы составляет два года номинально. [9] [30] На рис. 5 показаны кривые возврата для такой обработки вместе с кривой возврата для обычного сжатия. Здесь срок службы выражается количеством воды, защищенной от накипи. У этого метода есть также несколько важных дополнительных преимуществ, превышающих увеличенный срок службы — скважина быстрее возвращается в режим добычи, поскольку не требуется остановка на время адсорбции, и существует небольшая возможность изменения смачиваемости пласта и связанных с этим проблем.Эта концепция схематично проиллюстрирована на рис. 6 .

  • Рис. 5 — Кривые возврата ингибитора для двух скважин Пермского бассейна, обработанных технологией ингибирования / гидроразрыва, и сопутствующей скважины, обработанной традиционным сжатием (по Виггу и Флетчеру). [7]

  • Рис. 6 — Схематическое изображение режима работы для комбинированной обработки гидравлическим разрывом и ингибитором образования отложений (по Schlumberger Oilfield Review ).

Более новая технология двойной обработки заключается в применении ингибитора, пропитанного в пористый керамический проппант, вместе с обычным проппантом при стимуляции гидроразрыва пласта. [32] При добыче любая вода, протекающая по поверхности пропитанного проппанта, вызовет растворение ингибитора образования отложений. Сухое масло не высвобождает ингибитор из гранул или нерастворимый ингибитор. Полевые примеры этой технологии приведены в Webb, et al. [33] и Norris et al. [34] Преимущества аналогичны преимуществам уже обсуждавшейся концепции неинкапсулированного ингибитора / гидроразрыва, но с потенциально более длительным сроком службы (например, 4 года). Это связано с дополнительными затратами, которые должны быть компенсированы экономией на отложенной нефти и затратах на установку / вмешательство. [33] Целями являются скважины с большим объемом добычи в удаленных местах, например, в Северном море и глубоком Мексиканском заливе. Оба метода ингибитора / проппанта также защищают трещину от закупорки окалиной.Это образование накипи происходит в первую очередь, когда несовместимые воды смешиваются возле ствола скважины.

Список литературы

  1. ↑ Carrell, K.D. 1987. Возникновение, профилактика и лечение сульфатных отложений в Shell Expro. Представлено в Offshore Europe, Абердин, Великобритания, 8-11 сентября 1987 г. SPE-16538-MS. http://dx.doi.org/10.2118/16538-MS.
  2. ↑ Наср-эль-Дин, Х.А. и Аль-Хумайдан, А. 2001. Отложения сульфида железа: образование, удаление и предотвращение. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30–31 января.SPE-68315-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68315-MS.
  3. ↑ Коуэн, Дж. И Вайнтритт, Д. 1976. Водные отложения чешуек, 187–188. Хьюстон, Техас: Gulf Publishing Co.
  4. ↑ Jasinski, R., Sablerolle, W., and Amory, M. 1997. ETAP: Прогнозирование масштаба и управление скоплением цапли. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 5-8 октября 1997 г. SPE-38767-MS. http://dx.doi.org/10.2118/38767-MS.
  5. ↑ Ясински, Р., Флетчер, П., Тейлор, К.и другие. 1998. Тенденции масштабирования кальцита для скважин HTHP в Северном море: прогноз, аутентификация и применение. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 27-30 сентября 1998 г. SPE-49198-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49198-MS.
  6. 6.0 6.1 Tjomsland, T., Grotle, M.N., Vikane, O. 2001. Стратегия контроля масштабов и экономические последствия масштабирования в Veslefrikk. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30-31 января.SPE 68308. http://dx.doi.org/10.2118/68308-MS.
  7. 7,0 7,1 Вигг, Х. и Флетчер, М. 1995. Установление истинной стоимости контроля скважинных масштабов. Документ, представленный на Международной конференции 1995 г. по масштабированию нефтяных месторождений, Абердин, 20–21 ноября.
  8. ↑ Фриго, Д. 2001. Стоимость масштаба — перспектива НИОКР. Пленарная лекция, Международный симпозиум SPE 2001 г. по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 29–30 января.
  9. 9,0 9,1 9.2 9,3 9,4 9,5 Crabtree, M. et al. 1999. Борьба с чешуей — удаление и предотвращение. Обзор нефтяного месторождения 11 (3): 30.
  10. ↑ Наср-эль-Дин, Х.А., Фадель, Б.А., Аль-Хумайдан, А.Ю. и другие. 2000. Экспериментальное исследование удаления отложений сульфида железа из скважинных труб. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Великобритания, 26-27 января 2000 г. SPE-60205-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60205-MS.
  11. ↑ Bourne, H.M.e.a. 2000 г.Эффективная обработка подводных скважин системой твердого ингибитора образования отложений. Представлено на Международном симпозиуме SPE по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60207-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60207-MS.
  12. ↑ Фриго, Д.М., Джексон, Л.А., Доран, С.М. и другие. 2000. Химическое ингибирование образования накипи галита в оборудовании верхнего строения. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г. SPE-60191-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60191-MS.
  13. ↑ Эрл, С.Л. и Нахм, Дж. Дж. 1981. Использование химических ингибиторов осаждения солей для поддержания перенасыщенных солевых растворов при бурении солевых образований. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 4-7 октября 1981 года. SPE-10097-MS. http://dx.doi.org/10.2118/10097-MS.
  14. ↑ Поггези, Г., Хуртевент, К., Брейзи, Дж. Л. 2001. Закачка ингибитора образования отложений через газлифтную систему на высокотемпературных месторождениях блока 3 в Анголе. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 30-31 января 2001 г.SPE-68301-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68301-MS.
  15. ↑ Су, Дж. Ф., Аль-Заин, А. К., Раджу, К. У. и другие. 2000. Опыт лечения инкапсулированными ингибиторами образования накипи на месторождении Гавар, Саудовская Аравия. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г. SPE-60209-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60209-MS.
  16. ↑ Bourne, H.M.e.a. 2000. Эффективная обработка подводных скважин с помощью системы твердого ингибитора образования отложений. Представлено на Международном симпозиуме SPE по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.SPE-60207-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60207-MS.
  17. ↑ Cowie, L. et al. 1999. Доставка химикатов в эксплуатационные скважины с помощью газлифта — где мы? Документ, представленный на Международном симпозиуме SPE по масштабам нефтяных месторождений 1999 г., Абердин, 27–28 января.
  18. ↑ Грэм, Г.М., С.Дж., Д., Сорби, К.С. и другие. 1998. Выбор ингибитора образования отложений для непрерывного и забойного применения в условиях высокого и высокого давления. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, 27–30 сентября.SPE-49197-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49197-MS.
  19. ↑ Shuler, P.J. 1993. Математическая модель процесса сжатия ингибитора образования отложений на основе изотермы адсорбции Ленгмюра. Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Новый Орлеан, Луизиана, 2-5 марта 1993 г. SPE-25162-MS. http://dx.doi.org/10.2118/25162-MS.
  20. ↑ Юань, доктор медицины, Сорби, К.С., Тодд, А.С. и др. 1993. Моделирование адсорбции и обработки ингибиторами накипи осаждения на месторождениях Северного моря.Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Новый Орлеан, 2–5 марта. SPE-25163-MS. http://dx.doi.org/10.2118/25163-MS.
  21. Перейти ↑ Jordan, M.M., Sorbie, K.S., Jiang, P. et al. 1994. Адсорбция / десорбция ингибитора образования накипи фосфонатов и возможность повреждения пластом в восстановленном керне месторождения. Представлено на симпозиуме SPE по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 7–10 февраля. SPE-27389-MS. http://dx.doi.org/10.2118/27389-MS.
  22. ↑ Asheim, T. et al.2000. Обработка выжиманием ингибитором для превентивного контроля отложений карбоната в подводной завершенной скважине на Сморбукке. Документ SPE 60201, представленный на Международном симпозиуме SPE 2000 г. по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.
  23. ↑ Пойнтон, Н., Тидсуэлл, Р., Стил, Дж. И др. 2000. Выдавливание ингибиторов образования накипи на водной основе в водочувствительный резервуар — разработка стратегии выжимания. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 26-27 января 2000 г.SPE-60219-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60219-MS.
  24. ↑ Shuler, P. et al. 1994. Нарушение проницаемости, вызванное глиной, из-за введенных растворов ингибиторов образования отложений. Документ SPE 27370, представленный на симпозиуме SPE 1994 г. по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 7–10 февраля.
  25. ↑ Синглтон, М.А., Коллинз, Дж. А., и Пойнтон, Н. 2000. Разработка химии ингибиторов образования накипи фосфонометилированного полиамина (PMPA) для тяжелых условий образования накипи BaSO4. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января.SPE-60216-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60216-MS.
  26. ↑ Bourne, H.M., Williams, G., and Hughes, C.T. 2000. Увеличение срока службы Миллера с помощью нового химического ингибитора. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60198-МС. http://dx.doi.org/10.2118/60198-MS.
  27. ↑ Graham, G.M., Dyer, S.J., and Shone, P. 2000. Возможное применение видов ингибиторов на основе амин-метиленфосфоната в средах HP / HT для повышения эффективности ингибиторов карбонатных отложений.Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE-60217-MS. http://dx.doi.org/10.2118/60217-MS.
  28. ↑ Пирри, Р., Хертевент, К., и Леконт, П. 2000. Новый ингибитор образования отложений для суровых полевых условий. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 26–27 января. SPE 60218. http://dx.doi.org/10.2118/60218-MS.
  29. ↑ Смит, П.С., Коуи, Л.Г., Борн, Х.М. и другие. 2001. Полевые опыты с комбинированным лечением кислотной стимуляцией и ингибированием образования накипи.Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, Соединенное Королевство, 30-31 января 2001 г. SPE-68312-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68312-MS.
  30. 30,0 30,1 Martins, J.P., Kelly, R., Lane, R.H. et al. 1992. Подавление отложений гидравлических трещин в заливе Прадхо. Представлено на симпозиуме SPE по контролю за повреждением пластов, Лафайет, Луизиана, 26–27 февраля. SPE-23809-MS. http://dx.doi.org/10.2118/23809-MS.
  31. ↑ Пауэлл, Р.Дж., Гдански, Р.D., McCabe, M.A. et al. 1995. Ингибитор образования отложений с контролируемым высвобождением для использования при лечении гидроразрыва. Представлено на Международном симпозиуме SPE по нефтехимии, Сан-Антонио, Техас, 14-17 февраля 1995 г. SPE-28999-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28999-MS.
  32. ↑ Коллинз, И. 1997. Частицы, пропитанные ингибитором образования накипи — полевые применения? Документ, представленный на конференции IBC Solving Oilfield Scaling в 1997 г., Абердин, 22–23 января.
  33. 33,0 33,1 Уэбб, П.J.C., Nistad, T.A., Knapstad, B. et al. 1999. Преимущества новой системы доставки химикатов для скважин с трещинами и гравийной набивкой. SPE Prod & Oper 14 (3): 210-218. SPE-57421-PA. http://dx.doi.org/10.2118/57421-PA.
  34. ↑ Норрис, М., Перес, Д., Борн, Х.М. и другие. 2001. Поддержание характеристик трещин за счет активного контроля масштабов. Представлено на Международном симпозиуме по масштабу нефтяных месторождений, Абердин, 30–31 января. SPE-68300-MS. http://dx.doi.org/10.2118/68300-MS.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Интернет-мультимедиа

Джамалуддин, Абул.2013. Обеспечение потока — управление динамикой потока и производственной химией. https://webevents.spe.org/products/flow-assurance-managing-flow-dynamics-and-production-chemistry-2

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

См. Также

PEH: Well_Production_Problems

Страница чемпионов

Категория

Рейтинг

Comedogenic | Полезные ботанические препараты

Рейтинг комедогенных веществ


В этом списке отображается оценка склонности ингредиентов к закупорке пор, что может вызвать появление прыщей.Перечисленные здесь рейтинги были получены и составлены из различных источников, включая Журнал Американской академии дерматологии.

0 — Вероятность закупоривания пор отсутствует
1 — Низкая
2 — Умеренно низкая
3 — Умеренно
4 — Достаточно высокая
5 — Высокая

Масла
Миндальное масло — 2
Масло косточек абрикоса — 2
Масло авокадо — 2
Камфора — 2
Касторовое масло — 1
Какао-масло — 4
Кокосовое масло — 4
Кокосовое масло — 4
Кукурузное масло — 3
Масло семян хлопка — 3
Масло примулы вечерней — 2
Масло виноградных косточек — 2
Масло фундука — 2
Масло семян конопли — 0
Минеральное масло — 0
Норковое масло — 3
Оливковое масло — 2
Арахисовое масло — 2
Петролатум — 0
Сафлоровое масло (Carthamus tinctorius) — 0
Масло семян сандалового дерева — 2
Кунжутное масло — 2
Масло ши — 0
Соевое масло — 3
Подсолнечное масло — 0
Масло зародышей пшеницы — 5
Масло печени акулы — 3

Воск
Пчелиный воск — 2
Канделильский воск — 1
Карнубский воск — 1
Церезиновый воск — 0
Эмульгирующий воск NF — 2
Масло жожоба — 2
Ланолиновый воск — 1
Сульфатное масло жожоба — 3

Botanicals
Экстракт водорослей — 5
Гель алоэ вера — 0
Календула — 1
Каррагинаны — 5
Ромашка — 2
Экстракт ромашки — 0
Алоэ холодного отжима — 0
Красные водоросли — 5

Витамины и травы
Аскорбиновая кислота — 0
Экстракт черного грецкого ореха — 0
Токоферол (витамин Е) — 2
Пальмитат витамина А — 2
Пантенол — 0

Антиоксиданты
Бета-каротин — 1
BHA — 2

Минералы
Альгин — 4
Коллоидная сера — 3
Цветки серы — 0
Хлорид калия — 5
Осажденная сера — 0
Хлорид натрия (соль) — 5
Тальк — 1
Стеарат цинка — 0

Загустители, эмульгаторы, детергенты
Карбомер 940-1
Гидроксипропилцеллюлоза — 1
Каолин — 0
Силикат магния и алюминия — 0
Лауретсульфат натрия — 3
Лаурилсульфат натрия — 5
Сорбитан

Спирт, сложные эфиры, простые эфиры и сахара
Полисорбат 20-0
Полисорбат 80-0
Сложные эфиры стерола — 0
Бегенилтриглицерид — 0
Бутиленгликоль — 1
Цетеариловый спирт 0
Метилэфирглицерин — 0
Глицерилстеарат NSE — 1
Глицерилстеарат SE — 3
Глицерил-трикапило / капрат — 1
Глицерил-3-диизостеарат — 4
Гексадециловый спирт — 5
Изоцетилстеарат — 5
изопропанол
Лаурет 4-5
Октилстеарат — 5
Олет-10-2
Олет-3-5
Олеиловый спирт — 4
Полиэтиленгликоль (ПЭГ 400) — 1
Полиэтиленгликоль 300-1
Полиглицерил-3-диизостеарат — 4
Пропиленгликоль — 0
Моностеарат пропиленгликоля — 4
SD Спирт 40-0
Сорбитана лаурат — 1
Сорбитол — 0
Стеарет 10-4
Стеарет 100-0
Стеарет 2-2
Стеарет 20-2
рид Глиц зародышей пшеницы 3
9000 3 .

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *