Отложения неорганических солей

Отложение неорганических солей при добыче обводненной нефти в процессе разработки большинства месторождений России стало распространенным явлением (рис.2.13). Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации скважин.

Межремонтный период работы механизированного фонда "со-лепроявляющих" скважин существенно уменьшается. Отложения солей происходят в поверхностном оборудовании, групповых, замерных установках, нефтесборных коллекторах и системах подготовки нефти. Разнообразие горно-геологических особенностей строения продуктивных пластов, состава пластовых флюидов, системы поддержания пластового давления и типов, используемых для этого вод предопределило разнообразие причин образования отложения неорганических солей на поверхности оборудования, а также различие в составах солей на разных месторождениях.

Состав и структура солеотложений. По преимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенного вида выделяется три группы солей: карбонатные, сульфатные и хлоридные. Самыми распространенными являются карбонатные отложения солей, содержащие в основном сульфат кальция (60-80%), карбонаты кальция и магния (5-16%). Объясняется это присутствием кальция в горных и осадочных породах, с которыми вода приходит в соприкосновение, фильтруясь через них или протекая по руслам рек, а также высокой растворимостью некоторых соединений кальция. При растворении известняков водой большую роль играет концентрация в воде свободной углекислоты. Наличие в растворе одновременно ионов Са²⁺ и НСО₃^- образует соединение бикарбонат кальция Са(НСО₃)₂. При определенных условиях каждая молекула сульфата кальция связывает две молекулы воды, в результате чего образуются кристаллы гипса, поэтому такие отложения называют гипсовыми. Если при этом в составе отложений содержится более 15% твердых и тяжелых углеводородных соединений нефти, то они классифицируются как гипсоуглеводородные. В составе отложений в виде примесей присутствуют до 0,5 – 4,5 % окислов железа и до 0,5 – 3,0 % кремнезема, наличие которых объясняется коррозией оборудования и выносом песчинок жидкостью в процессе эксплуатации скважины.

Хлориды являются основной частью подавляющего большинства пластовых вод нефтяных месторождений. Хлористые соли отличаются хорошей растворимостью, поэтому в их присутствии повышается растворимость малорастворимых соединений, таких как карбонат и сульфат кальция.

Образование гипсовых отложений происходит в скважинах, объектом разработки которых являются пласты девона или нижнего карбона. Сплошные отложения образуются при движении по трубам воды, пересыщенной карбонатом кальция. В этом случае отложения состоят из карбоната кальция, они твердые и прочно прикреплены к стенкам труб (рис. 2.13).

Структура отложений имеет три характерных вида:

1 Плотные микро- и мелкокристаллические отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердых углеводородов, отдельные слои в поперечном сечении выделить не удается. В ряде случаев имеют накипеобразный характер.

2 Плотные отложения с преобладанием кристаллов гипса средних размеров 5-12 мм с включением твердых и жидких углеводородов: при поперечном срезе образца хорошо различим мелкозернистый слой толщиной 3-5 мм в пристенной части, затем прослеживается среднекристаллический слой призматического или игольчатого строения, где преобладают кристаллы длиной 5-12 мм. Иногда встречаются крупные игольчатые кристаллы длиной 15-18 мм. В наружном слое пространство между средними и крупными кристаллами заполнено более мелкими.

3 Плотные крупнокристаллические отложения: крупные игольчатые кристаллы гипса длиной 12-25 мм образуют каркас. Между ними находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В поперечном сечении у стенки оборудования слой более плотный, а по мере удаления от поверхности доля крупных кристаллов значительно увеличивается. В некоторых случаях в НКТ отложения гипса представлены в виде одиночных кристаллов длиной 20-27 мм с включением у основания мелких.

Отложения всех трех видов образуются в НКТ, хвостовиках, устьевой арматуре, системе подготовки нефти и воды. В клапанах, приемных фильтрах насосов и на штангах крупнокристаллические отложения не обнаружены. Толщина отложений зависит от интенсивности и времени осадконакопления. Из опыта добычи обводненной нефти известны случаи образования мощных пробок гипсовых отложений длиной в несколько сот метров, при этом практически перекрывается проходное сечение труб.

Причины и условия солеотложений. Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную (или предельную) концентрацию, т. е. когда соблюдается неравенство с_i с_i^р, где с_i - концентрация соединения или иона, потенциально способного к выпадению в осадок, с_i^р - равновесная концентрация (предельная растворимость) соединения или иона при данных условиях. Это неравенство смещается в сторону выпадения осадка либо за счет увеличения левой части (возрастания фактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения предельной растворимости) . Первое из этих условий возникает обычно при смешении вод разного состава, химически несовместимых друг с другом. Вторым условием выпадения осадков служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления выделения газов, когда в исходном растворе снижается величина равновесной концентрации.

Отложения сульфата кальция. При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения происходят гидрохимические изменения, сказывающиеся на формировании пластовых вод, добываемых попутно с нефтью. С закачкой воды в нефтяном пласте образуется сложная многокомпонентная система: закачиваемая вода - пластовая вода - нефть с растворенным газом - породы пласта. В результате сложных внутрипластовых процессов в этой системе происходит увеличение концентрации ионов сульфата в пластовых водах. Поэтому все гипотезы о причинах отложения гипса сводятся к объяснению причин увеличения в пластовой воде концентрации сульфат-ионов в связи с закачкой пресной или сточной вод, а также к изучению растворимости осадкообразующих соединений из-за изменяющихся термодинамических условий при подъеме жидкости с забоя скважины на поверхность.

Образование гипсовых отложений будет происходить в том случае, если концентрация сульфата кальция в растворе превысит при данных условиях равновесную. Такое условие возникает при смешении пластовой хлоркальциевой воды с пресной или сильно опресненной водой, насыщенной сульфатами в процессе продвижения ее по пласту. При этом предполагается, что обводнение скважин обусловлено поступлением воды на забой из различных пропластков и пластов (в случае совместного вскрытия перфорацией). Причем воды, поступающие из различных пропластков, существенно отличаются по солевому составу. Одни из них больше насыщены сульфатами, другие, в частности пластовые, насыщены ионами кальция. В результате смешения таких вод в скважине раствор оказывается перенасыщенным по отношению к сульфату кальция, избыток которого выпадает на оборудовании в виде твердого осадка.

На интенсивность образования гипсовых отложений влияет изменение величины равновесной концентрации (предельной растворимости) сульфата кальция. Это условие возникает при изменении температуры и давления в насыщенных сульфатных растворах при подъеме жидкости из скважины. Перепады давления, которые испытывают растворы при поступлении на забои скважин, оказывают превалирующее влияние на сульфатное равновесие в этих растворах и уменьшают предельную растворимость сульфата кальция в воде. Изменение температурного режима растворов оказывает существенное влияние на растворимость гипса в воде только на поверхностях теплообмена установок по подготовке обводненной нефти.

Отложения карбонатов кальция и магния. В добывающих скважинах по мере подъема продукции происходит снижение температуры (при этом растворимость карбоната кальция CaCO₃ (кальцит) увеличивается) и давления (что вызывает понижение растворимости карбоната кальция). Поэтому при выяснении причин отложения карбонатных осадков в добывающих скважинах и системе сбора и подготовки нефти необходимо рассматривать совместное проявление этих двух противоположно направленных факторов.

Влиянием температурного фактора можно объяснить образование карбонатных отложений в некоторых глубоких нагнетательных скважинах с высокой пластовой температурой, куда закачивается вода, насыщенная карбонатом кальция в поверхностных условиях.

Существенное влияние на растворимость кальцита оказывает присутствие в воде СО₂. При растворении кальцита в воде, содержащей двуокись углерода, происходит химическая реакция с образованием хорошо растворимого бикарбоната кальция Са(НСО₃)₂:

СО₂+Н₂О+СаСО₃ Са(НСО₃)_2. (2.94)

Для образования бикарбоната кальция и невыпадения кальцита из раствора необходимо некоторое количество свободной двуокиси углерода в воде. Таким образом, снижение давления в системе газ-вода, приводящее к соответствующему снижению парциального давления СО₂, может быть одной из причин уменьшения растворимости кальцита и выпадения его в осадок. Именно этот процесс вызывает частое отложение кальцита на стенках НКТ в добывающих скважинах выше глубины начала разгазирования нефти или выше точки ввода газа в НКТ в газлифтных скважинах.

На растворимость карбоната кальция значительное влияние оказывает рН среды. В кислой среде растворимость кальцита значительно больше, чем в щелочной. По мере увеличения рН и щелочности воды вероятность выпадения карбонатных осадков повышается. Это связано с тем, что растворимость СО₂ также зависит от рН водных растворов: чем более кислая среда, тем больше в ней может быть растворено двуокиси углерода.

Одной из причин пересыщения пластовых вод кальцитом является процесс смешивания несовместимых вод по химической реакции:

СаС1₂+2NaHCO₃ СаСО₃ +2NaCl+Н₂О+CO₂ . (2.95)

На карбонатное равновесие существенное влияние могут оказывать природные амфотерные соединения, переходящие из нефти в воду. Так, выделенные из нефти кислотные соединения при наличии нафтеновых и карбоновых кислот обладают эффективностью осаждения ионов кальция и магния из растворов на 90-100 %.

В составе отложений при добыче нефти встречены осадки карбоната магния. Его образование происходит по схеме реакции (2.94) и (2.95).

Растворимость карбоната магния растет с увеличением парциального давления СО₂ и уменьшается при повышении температуры.

Обычно карбонат магния не представляет такой опасности, как карбонат кальция. Как правило, природные воды, содержащие магний, имеют в своем составе и кальций. Любое нарушение равновесия в воде, направленное на уменьшение растворимости карбоната магния, будет также уменьшать и растворимость карбоната кальция, который, как менее растворимый, первым начнет выпадать в осадок, что приведет к соответствующему снижению содержания карбонат-ионов в растворе. Поэтому, несмотря на существенное нарушение условий карбонатного равновесия, пластовые воды, содержащие кальций и магний, обычно выделяют осадки карбоната кальция.

Исключения из этого правила могут быть при смешении вод, одна из которых находится в равновесном состоянии по отношению к ионам Са²⁺, Mg²⁺ и СО₃^2-, а другая обогащена магнием. В этом случае карбонат магния может выпадать в осадок раньше карбоната кальция.

При температуре выше 82 °С карбонат магния разлагается с образованием гидратоокиси магния по уравнению:

MgCO₃+Н₂О Mg(OH)₂ +СО₂ . (2.96)

Если из попутных вод выпадают и сульфатные, и карбонатные соли, то обычно наблюдается четкая локализация осадков: в НКТ, особенно в нижней половине скважины, преобладают сульфаты кальция и бария, а в наземных сооружениях отлагаются углекислые соли кальция и отчасти магния.

Отложения хлористого натрия:Хлористый натрий NaCI - основной солевой компонент практически всех пластовых вод. Его растворимость существенно увеличивается с ростом температуры. Влияние давления на растворимость NaCI невелико, повышение давления несколько увеличивает растворимость.

Отложения хлористого натрия при добыче нефти встречены на тех месторождениях, где залежи нефти контактируют с высокоминерализованными рассолами. При обводнении нефтяных скважин таких месторождений пластовой водой отмечены многочисленные соляные пробки, причем осадок состоит почти исключительно из чистого галита (NaCl).

На месторождениях, эксплуатирующихся с применением закачки воды, отложения галита встречаются сравнительно редко. Они отмечаются в тех скважинах, где пластовая вода представлена рассолами. По мере подхода нагнетаемой воды и образования смешанных вод появление галитных пробок прекращается, хотя и возможно образование других солей.

Основная причина выпадения хлористого натрия из пластовой воды нефтяных месторождений - это снижение температуры и давления, приводящее к их перенасыщению солью.

Методы удаления отложений солей подразделяются на механические и химические (рис. 2.14).

Рис. 2.14. Методы удаления солеотложений

Механические методы удаления отложений - проведение очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок или путем проработки колонны расширителями, скребками с последующим шаблонированием - обеспечивают положительный эффект в том случае, если интервал перфорации не перекрыт солевыми осадками. Если фильтрационные каналы перекрыты отложениями гипса, то необходимо производить повторную перфорацию колонны. Механические очистки являются дорогостоящими мероприятиями, поэтому в настоящее время наибольшее распространение получили химические методы удаления отложений.

Сущность химических методов удаления отложений солей заключается в проведении обработок скважин реагентами, эффективно растворяющими неорганические соли. Для удаления карбонатных солей, как, например, кальцита, успешно применяются простые солянокислотные обработки. Значительно сложнее поддаются удалению отложения сульфатных солей. Для их разрушения используют: конверсию осадка с последующим растворением преобразованного осадка соляной кислотой или растворение кислотами и хелатными соединениями. Из растворителей конверсионного типа применение на промыслах получили карбонаты и бикарбонаты натрия и гидроокиси натрия и калия. Так, конверсия гипсового осадка при воздействии карбонатом натрия протекает по химическому уравнению:

CaSO₄^.2Н₂О+Na₂СО₃=CaCO₃+Na₂SO₄+ЗН₂О. (2.97)

Образующийся в результате этой реакции осадок карбоната кальция удаляется раствором соляной кислоты:

СаСО₃+2НС1=CaCl₂+Н₂О+CO₂. (2.98)

Для промысловых обработок скважин при удалении гипса используются 10–15%-ные водные растворы карбоната натрия (техническая кальцинированная сода), а при удалении вторичного осадка карбоната кальция применяется 10–13 %-ный раствор соляной кислоты.

Наибольшее распространение в отечественной промысловой практике для удаления отложений гипса получило использование растворов гидроокисей, например, раствор гидроокиси калия или натрия. При воздействии гидроокиси натрия на отложения гипса реакция протекает с образованием гидроокиси кальция и сульфата натрия:

CaSO₄^.2Н₂О+2NaOH=Са(ОН)₂+Na₂SO₄+2Н₂О. (2.99)

Сульфат натрия хорошо растворим в воде, а гидроокись кальция представляет собой рыхлую массу, легко переходящую во взвешенное состояние с образованием тонкодисперсной суспензии, которая может быть извлечена потоком жидкости.

Добавление 3 – 4%-го раствора хлористого аммония или 5–10%-ного раствора хлористого натрия приводит к ускорению реакции. Наиболее эффективно действует реагент при температуре 70-80 °С.

В зарубежной практике борьбы с отложениями гипса применяются хелатные соединения, действие которых основано на разрушении гипсовых осадков вследствие образования устойчивых комплексов с ионами, содержащимися в растворе. В практике наибольшее распространение получили растворы этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА) и ее солей. Реакция хелатных соединений с сульфатными осадками протекает медленнее, чем со щелочными, однако качество очистки лучше. Для увеличения скорости реакции в хелатные растворы добавляют карбонаты щелочных металлов, щелочи, бикарбонат аммония, гликолят натрия, бензол, толуол и т. д. На отечественных месторождениях в ограниченном количестве проводятся обработки скважин с использованием 10–20 %-го раствора трилона Б (двунатриевая соль ЭДТА). Однако из-за высокой стоимости реагента и получения результатов, сопоставимых с эффективностью щелочных обработок, хелатные соединения применяются только для удаления наиболее плотных, мелкозернистых осадков гипса и барита.

Хорошие результаты получены при ликвидации осадков гипса из ПЗП с помощью термогазохимического воздействия (ТГХВ). Сущность этого метода заключается в том, что в интервал перфорации спускают скважинный аккумулятор давления, содержащий медленно горящий порох, при сгорании которого на забое создается большое давление и развивается высокая температура. В продуктах сгорания содержится углекислый газ и соляная кислота. Все эти факторы влияют на быстрое разрушение и растворение гипсоуглеводородных отложений любой плотности в призабойной зоне скважины. Однако многократное проведение ТГХВ в одной скважине может привести к нарушению целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца.

Применение химических реагентов для удаления отложений гипса направлено на активное воздействие только на минеральную часть отложений, в то время как осадок содержит и углеводороды. Углеводородные соединения, обволакивая кристаллы гипса и заполняя пустоты между ними, мешают его взаимодействию с растворяющим реагентом. При этом значительно уменьшается площадь реагирования, а, следовательно, и эффективность процесса растворения отложений. В таких случаях практикуют удаление углеводородов из осадка до химической обработки путем промывки скважины горячей нефтью или растворителями. Но это существенно усложняет технологию обработок.

Одним из путей повышения эффективности удаления осадков является применение, совместно с раствором щелочи или соляной кислоты, стимуляторов растворения гипсоуглеводородных отложений на основе кубовых остатков производства циклодиаксанов.

Основным показателем эффективности удаления гипсоуглеводородных отложений из скважин является коэффициент восстановления дебита, определяемый отношением дебита после обработки к дебиту скважины до начала отложения гипса при том же режиме работы насосной установки. Как правило, это имеет место при солянокислотных обработках скважин и ТГХВ, которые позволяют одновременно увеличивать проницаемость призабойной зоны пласта. Продолжительность эффекта и дополнительная добыча нефти от обработки лишь косвенно и частично характеризуют качество удаления отложений, так как проведением таких обработок не устраняются условия образования осадков. Эти показатели существенно зависят от насыщенности пластовой воды сульфатами, от термодинамических условий в скважине и других изменяющихся факторов.

О технологической эффективности химических обработок можно судить по увеличению коэффициента продуктивности скважины, если проведено удаление гипса из призабойной зоны скважины, или по увеличению коэффициента подачи ШГНУ, если проведено удаление гипсоуглеводородных отложений из приемной части насосного оборудования.

В настоящее время для повышения эффективности удаления солей химические обработки скважин частично применяют в сочетании с ТГХВ или дополнительной перфорацией. Такие комплексные обработки скважин позволяют надежно ликвидировать отложения солей в глубиннонасосном оборудовании и призабойной зоне пласта, восстановить нормальную работу насосной установки и коэффициент продуктивности, что является предпосылкой успешного применения методов предотвращения образования отложений солей.

Методы предотвращения солеобразований. Основным направлением борьбы с отложением неорганических солей является применение методов предотвращения их отложения в скважинах и на глубиннонасосном оборудовании. При этом правильный выбор метода можно сделать на основе всестороннего изучения причин, условий и зон образования отложений солей. Существующие методы предотвращения отложения солей можно разделить на две группы - безреагентные и химические (рис.2.15).

К безреагентным методам предотвращения отложения солей относятся: воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными силовыми и акустическими полями, использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов, а также проведение специальных изоляционных работ, поддержание повышенных забойных давлений, использование хвостовиков, диспергаторов и других конструктивных изменений в глубиннонасосных установках.

Влияние электромагнитного поля на процессы кристаллизации связано, очевидно, с действием магнитной и электрической составляющих. Установлено,

Рис.2.15. Методы предупреждения отложения неорганических солей

что под воздействием электромагнитного поля изменяются структуры солей и общая масса отложения, приходящееся на единицу поверхности, снижается адгезионная прочность солей с поверхностью металлического оборудования.

В ультразвуковом диапазоне частот акустическое поле, создаваемое излучателями, предотвращает отложение солей, либо значительно уменьшает интенсивность этого процесса. Акустические излучатели находятся в стадии разработки и опытно-промышленных испытаний, и область их использования еще не выяснена.

Одним из безреагентных способов повышения работоспособности глубиннонасосного оборудования в условиях солеотложения может быть применение различных покрытий поверхности оборудования, соприкасающегося с жидкостью, например, покрытие внутренней поверхности НКТ стеклом, эмалями и лаками, покрытие пентапластом или изготовление из полиамидных составов с покрытиями эпоксидной смолой, фторопластом, лентапластом с графитом и алюминием рабочих поверхностей центробежных колес и направляющих аппаратов ЭЦН. В условиях интенсивного отложения солей одновременно с покрытиями целесообразно применять химические реагенты.

Важным технологическим методом предотвращения отложения солей является проведение изоляционных работ. При выявлении негерметичности цементного кольца или неисправности обсадной колонны и попадания верхних сульфатных вод в продукцию скважины происходит интенсивное выпадение солей. Устранить их в данном случае можно только путем ликвидации притока несовместимых верхних вод. Для этого проводится капитальный ремонт скважин по восстановлению герметичности цементного кольца и обсадной колонны.

Значительный эффект по снижению интенсивности отложения солей даёт селективная изоляция обводнившихся пропластков продуктивного пласта, поскольку при сокращении притока воды, перенасыщенной солями, уменьшается и интенсивность отложения солей.

Перспективным является метод, основанный на выборе оптимального забойного давления, поскольку величина равновесной концентрации сульфата кальция зависит от давления в насыщенном гипсом растворе. Повышение забойных давлений приводит к снижению дебитов скважин. Чтобы не допустить снижения добычи нефти, необходимо предусматривать повышение давления на линии нагнетания и внедрять очаговое заводнение.

В ряде случаев конструктивные изменения в компоновке глубиннонасосного оборудования позволяют замедлить отложение солей, например, спуск хвостовиков до интервала перфорации. Считается, что повышение скорости потока способствует выносу воды с забоя скважины, что препятствует отложению гипса в эксплуатационной колонне.

К химическим методам относятся подготовка и использование для закачки в пласт высокоминерализованных вод, совместимых с пластовыми, что исключает или в значительной мере снижает интенсивность образования отложений неорганических солей. Поэтому одним из радикальных методов предотвращения выпадения гипса на ряде зарубежных месторождений является применение для заводнения залежей естественных или искусственно приготовленных вод высокой солености с содержанием хлористого натрия порядка до 240 кг/м³.

Опыт эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что выбор источника водоснабжения для системы поддержания пластового давления оказывает решающее влияние на отложение неорганических солей. Нагнетание попутных или даже маломинерализованных сеноманских вод вместо пресных позволило значительно снизить интенсивность отложения карбонатных солей в скважинах.

В связи с внедрением закачки различных жидкостей для повышения нефтеотдачи пластов (сернокислотное, щелочное, полимерное заводнение, использование двуокиси углерода, дистиллерной жидкости и др.) одновременно должны решаться вопросы предотвращения, отложения солей в процессе разработки залежей. При прочих равных условиях следует использовать те методы, применение которых не приводит к образованию солей или существенно предотвращает интенсивность их образования.

Из известных способов предотвращения отложения неорганических солей наиболее эффективным и технологичным в настоящее время является применение химических реагентов - ингибиторов отложения солей, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

- не должны оказывать отрицательного воздействия на технологические процессы добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти, переработки нефти и не снижать качество продуктов переработки;

- не должны повышать коррозионную активность среды, в которой они растворены, а также стойкость водонефтяной эмульсии;

- должны быть безопасными для обслуживающего персонала и безвредными для окружающей среды;

- должны обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при малых концентрациях реагента;

- должны быть совместимыми с пластовыми и нагнетаемыми водами различного состава и хорошо растворяться в них;

- должны быть стабильными при хранении и транспортировке.

Механизм работы ингибиторов отложения солей сложен и недостаточно полно изучен. Было обнаружено, что наиболее эффективными и экономически целесообразными ингибиторами являются те, которые обнаруживают "пороговый эффект". Этот эффект возникает тогда, когда реагент покрывает микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляет их рост и удерживает в растворе во взвешенном состоянии при концентрациях выше уровня осаждения. Так как адсорбционные слои ингибитора возникают и на поверхности защищаемого оборудования, эти микромолекулы имеют плохую адгезию к металлическим поверхностям и легко уносятся потоком жидкости. Некоторые ингибиторы мало препятствуют кристаллизации солей, но при этом видоизменяют форму кристаллов и препятствуют их дальнейшему росту.

Сотрудниками института ИПТЭР предложена классификация ингибиторов отложения неорганических солей на основе их химического строения. При этом все ингибиторы подразделяются на две группы: однокомпонентные, представленные одним типом химического соединения, и многокомпонентные, составленные из разных химических соединений. В свою очередь, все однокомпонентные ингибиторы, на основании различий в химической природе, подразделяются на анионные и катионные.

К анионным ингибиторам относятся: производные карбоновых кислот (полимерные соединения акрилового ряда, сополимеры на основе малеинового ангидрида); производные сульфокислот; фосфоропроизводные (неорганические полифосфаты, органические фосфаты). Среди фосфороорганических производных выделяются эфиры фосфорной кислоты, фосфонаты, аминофосфонаты. Последние, по сути, являются амфотерными ингибиторами.

К катионным ингибиторам относятся полиалкиленамины, моноамины, четвертичные аммониевые основания, полиэтоксилированные амины.

Многокомпонентные ингибирующие композиции готовятся из двух или более компонентов и подразделяются на две подгруппы:

- составы, в которых один из компонентов не является ингибитором отложения солей. Обычно, кроме собственно ингибитора солеотложения, такие составы содержат ПАВ неионогенного типа, которое или усиливает действие ингибирующего компонента, или имеет другое самостоятельное значение, но не ухудшает при этом действия ингибирующего компонента;

- составы, в которых все компоненты являются ингибиторами отложения неорганических солей. При смешении ингибиторов получают синергетический эффект ингибирующего действия. В качестве исходных ингредиентов для получения синергетической многокомпонентной композиции используют различные классы ингибиторов. Обычно встречаются комбинации анионных ингибиторов с катионными. Однако определенные принципы комбинирования ингибиторов для получения композиций не разработаны.

К настоящему времени выявлены многочисленные группы соединений, по своей химической природе потенциально способные предотвращать отложение солей. Поэтому ассортимент ингибиторов солеотложения велик. Однако в практике добычи нефти широко используют ограниченное количество отечественных и зарубежных марок ингибиторов, например, ИСБ-1 - ингибитор солеобразования Башкирии; ОЭДФ - оксиэтилидендифосфоновая кислота; ДПФ-1 - 2-окси-1,3-диаминопропан-N,N,N',N'-тетра-метиленфосфоновая кислота; ПАФ-1 - полиэтиленполиамин-N-метилфос-фоновая кислота; ПАФ-13 – полиалкиленполиаминополиоксиметилен-фосфоновая кислота; Инкредол-1 - многокомпонентный ингибитор на основе НТФ; СНПХ-5301, СНПХ-5301 М, СНПХ-5311, СНПХ-5312, СНПХ-5313, СНПХ-5314; АК-7003Р; SP-181, SP-203; Корексит-7647, Корексит SXT-1075; CY-Cuard-382, 294, 269; Dodiscale V-2870, V-3962; Servo Uca-314, 367.