Отложение солей в скважинах и системах сбора нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Отложение солей в скважинах и системах сбора нефти

карбонат отложение месторождение устранение

При разработке и эксплуатации месторождений происходят отложения карбонатов кальция и магния, сульфатов кальция, бария, стронция, хлоридов и других солей в скважинах, на оборудовании и т.д. В практике тип отложений принято характеризовать по преобладанию (до 60-80%) одного из видов неорганических соединений.

Карбонатные соли, кальцит СаСОз отмечаются на месторождениях Западной Сибири, Азербайджана, Краснодарского и Ставропольского краев; сульфаты кальция, гипс CaSО4*2НаО и ангидрит CaSО4 - на месторождениях Урало-Поволжья и Казахстана; хлоридные соли, галит NaCI - на месторождениях Украины, сульфаты бария, барит BaSО4 и сульфаты стронция, целестин SrSО4-на месторождениях Мангышлака (Казахстан) и Северного Кавказа. Отложения барита и целестина имеются и на месторождениях Западной Сибири и других районов, на месторождениях Белоруссии основная часть осложнений вызвана отложениями сульфатных (ангидрит, гипс) солей и галита.

Отложение неорганических солей происходит при всех способах эксплуатации скважин-фонтанном, насосном, газлифтном, но больше всего при насосном. Так, из общего числа скважин с отложением солей на долю оборудованных штанговыми скважинными насосами (ШСН) приходится более 45%, а погружными центробежными электронасосами (ПЦЭН) около 35%. Связано это с тем, что механизированным способом добывается наиболее обводненная продукция.

Солевые осадки значительно осложняют эксплуатацию скважин, оборудованных ПЦЭН. Так, на месторождениях Западной Сибири такие скважины составляют около 60%, а на месторождениях Урало-Поволжья - более 50% от общего числа скважин с отложениями содей по району.

Учитывая, что на месторождениях Западной Сибири широко используют высокопроизводительные УПЦЭН, солеобразования в насосном оборудовании представляют наибольшую опасность. На рабочих частях и поверхностях погружных центробежных электронасосов образуется дисперсный плотный, камнеобразный осадок, толщина которого достигает 0,6-1 мм, что нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выходу насоса из строя.

Фонд скважин с отложением солей, оборудованных штанговыми скважинными насосами, составляет на месторождениях Башкирии около 60% от общего числа скважин с отложением солей Мангышлака около 70%, Азербайджана около 80% и т.д., что связано в основном с интенсивным обводнением добывающих скважин и разработкой месторождений на поздних стадиях.

В эксплуатационных колоннах скважин, оборудованных ШСН, ниже приема НКТ образуются солевые пробки, высота которых, например, на месторождениях Урало-Поволжья достигла 500 м и более. Внутренний диаметр НКТ из-за солевых отложений сужается до 10-12 мм. Накапливаясь в эксплуатационных колоннах и подземном оборудовании, солевые осадки полностью выводят из строя насосы, приводят к частому обрыву штанг насосов, порче насосно-компрессорных труб и другим тяжелым осложнениям, что надолго нарушает нормальный режим работы нефтяных скважин.

Отложение солей - одна из главных причин выхода из строя оборудования газлифтных скважин. По этой причине происходит 50-60% отказов в работе газлифтных установок, падает дебит, например на Самотлорском месторождении дебит снижался с 860 до 50 т/сут. На внутренней поверхности НКТ газлифтных скважин Самотлорского месторождения толщина солевых отложений достигает 30 мм на глубине более 2000 м.

Наибольшее число газлифтных скважин с отложением солей (более 50% от фонда газлифтных скважин с отложением солей) отмечается на месторождениях Мангышлака (Узень, Жетыбай).

Химический анализ проб солевых отложений в газлифтных скважинах месторождений Мангышлака показывает, что в нижней части НКТ преобладают сульфаты кальция и бария, а на устье скважин и выкидных линиях-карбонаты кальция и магния. На глубинах 600-800 м (месторождение Узень) и 1500-1600 м (месторождение Жетыбай) в равной степени вероятно выпадение карбонатных и сульфатных солей.

Отложение солей в фонтанных скважинах установлено при дебитах от 50 до 1000 т/сут. и более и обводненности продукции 10-70%.

Наряду с отложением солей в скважинах интенсивное слоеобразование отмечается в устьевом оборудовании, выкидных линиях внутри промыслового сбора нефти, замерных устройствах, установках по подготовке нефти, а также в системах поддержания пластового давления (ППД).

В целом солевые осадки, образующиеся при добыче нефти, имеют сложный состав и содержат как минеральную, так и органическую составляющую. Так, по результатам исследований СибНИИ НП солевых отложений по Самотлорскому, Мегионскому, Трехозерному, Мартымья-Тетеревскому, Усть-Балыкскому и Западно-Сургутскому месторождениям было установлено, что чаще всего встречаются кальциевые карбонаты (60-90%), реже кальциево-магниевые и железистые, в некоторых случаях обнаруживается галит до 20%, гипс от 5 до 25%. Иногда осадок состоит в основном из барита. В солевых осадках встречаются кремнезем, сцементированный карбонатом кальция и магния, продукты коррозии, сцементированные карбонатом кальция. Обнаруживаются органические примеси (в основном углеводороды) до 25%.

Независимо от содержания основного компонента солевые осадки имеют кристаллическую структуру от крупных четко представленных кристаллов до плотных, камне образных осадков, сложенных микрокристаллами.

Отложения солей, образующиеся в НКТ, чаще всего имеют слоистую структуру. Непосредственно к стенкам труб примыкает слой осадка, представленного микрокристаллами, скрепленными органическими веществами и прочими включениями. По направлению к центру кристаллы становятся крупнее, включения органических веществ. Прочность сцепления солевых корок с внутренней поверхностью труб по стволу скважины возрастает с глубиной.

Определив химическим анализом содержание растворенных веществ в данной воде, всегда можно рассчитать фактическое произведение активностей или концентрация ионов, способных образовывать то или иное вещество. Зная по справочным данным величину произведения растворимости, можно оценить состояние равновесия между раствором и твердой фазой, т.е. судить о возможности или невозможности выпадения осадков.

Возрастание фактической концентрации ионов (первое условие образования перенасыщенных растворов) возможно под влиянием нескольких процессов.

Во-первых, концентрация повышается при испарении (вообще при удалении) растворителя - воды. Во-вторых, она может повыситься при смешении вод разного состава. До смешения каждая из вод была стабильной, однако после смешения могут наступить такие условия, что произведение концентраций некоторых ионов в воде-смеси превысит произведение растворимости соответствующего соединения, и оно начнет выпадать в осадок. Воды, склонные к образованию осадков при смешении, называются «несовместимыми». В-третьих, обогащение подземных вод некоторыми ионами происходит за счет растворения (выщелачивания) горных пород, а также растворения в воде газов, находившихся ранее в свободном состоянии или растворенных в нефти.

Снижение произведения растворимости (второе условие образования перенасыщенных растворов) происходит в результате трех процессов. Во-первых, на него влияет изменение температуры и давления, происходящее в подземных пластах, скважинах и наземных коммуникациях в процессе разработки залежей нефти, подъема и транспортировки продукции. Во-вторых, может оказывать влияние дегазация воды, происходящая при изменении термобарических условий. В-третьих, растворимость данного вещества может снижаться при изменении общей минерализации и содержания в воде ионов, не входящих в состав данного вещества.

Таким образом, основное условие солеотложения - это образование перенасыщенных растворов попутной воды. Конкретными причинами выпадения солей в осадок служат следующие процессы: 1) испарение, 2) смешение несовместимых вод, 3) растворение горных пород и газов, 4) изменение термобарических условий, 5) дегазация воды, 6) изменение общей минерализации воды.

Все указанные процессы реально происходят в нефтепромысловой практике, оказывая свое влияние на солеотложение. Их появление зависит от начальных геологических условий месторождения и осуществляемой системы разработки и по-разному влияет на различные соли. Так, осадки сульфатных солей образуются главным образом под влиянием смешения несовместимых вод и растворения гипса из горных пород. Карбонаты выпадают в осадок в основном в результате изменения термобарических условий, дегазации воды, разбавления растворов пресной водой, а также смешения несовместимых вод. Главная причина осаждения хлорида натрия - испарение воды и снижение температуры раствора.

Весьма большую роль в формировании и выпадении неорганических солей в осадок играют процессы смешения несовместимых вод. Каждая из смешивающихся вод имеет свою гамму химических веществ и может быть стабильной в данных термобарических условиях, однако при их смешении, смесь часто оказывается перенасыщенной тем или другим веществом, которое начинает выпадать в осадок при неизменных температуре и давлении.

Типичными схемами химических реакций, которые происходят при смешении несовместимых вод и могут приводить к образованию твердых осадков, следующие:

Возникающие в результате указанных реакций плохо растворимые сульфаты кальция (гипс и ангидрит), стронция (целестин), бария (барит), карбонаты кальция (кальцит) и магния далеко не исчерпывают всех осадков, но они преобладают в большинстве случаев.

Второй, не менее важной причиной образования нестабильных перенасыщенных растворов и выпадения осадков служит изменение термобарических условий и связанное с ним испарение воды, выделение газов и т.д. В этом случае в воду не вносят никаких дополнительных компонентов, однако в исходном растворе либо увеличивается фактическая концентрация вследствие испарения воды, или снижается произведение растворимости с изменением термобарических условий. Например, при движении воды и нефти в скважине и поверхностных коммуникациях происходит снижение температуры по сравнению с пластовой. Это может явиться причиной выпадения осадков сульфата бария, растворимость которого существенно уменьшается с понижением температуры. Растворимость карбоната кальция существенно зависит от парциального давления двуокиси углерода С0₂. Уменьшение содержания ее в воде вследствие дегазации воды при снижении давления ниже давления насыщения или вследствие растворения С0₂ в нефти может явиться причиной образования осадка карбоната кальция в подъемных трубах и выкидных линиях скважин. Изменение термобарических условий при подъеме жидкости (и прежде всего снижение температуры) - причина выпадения в осадок хлористого натрия (поваренной соли), двуокиси кремния (кремнезема), металлического свинца и ряда других веществ, встреченных при эксплуатации некоторых нефтяных месторождений.

Наконец, даже простое разбавление некоторых растворов пресной водой может быть причиной выпадения в осадок некоторых солей, в частности карбонатов кальция.

Таким образом, для понимания конкретных причин солеотложения и обоснованных прогнозов возможности образования нестабильных растворов, из которых могут выпадать твердые осадки, необходимо знать как химический состав промысловых вод, так и растворимость различных солей в этих водах. Определение химического состава промысловых вод в лабораториях не встречает затруднений, однако следует помнить, что в большинстве случаев определяют состав исходных вод (закачиваемой и пластовой) и попутной воды, из которой уже выделилось некоторое количество осадка. Фактический состав воды, формирующийся в нефтяном пласте в результате смешивания закачиваемой воды с пластовой и взаимодействия с породами и нефтью, достоверно не известен и может только прогнозироваться с той или иной долей вероятности. Большие затруднения возникают при определении равновесной концентрации (произведения растворимости) различных веществ в сложных промысловых водах. Растворимость солей зависит от химического состава и рН раствора, температуры, давления, газового состава и многих других факторов. Имеющиеся экспериментальные определения растворимости не охватывают всего диапазона изменений этих условий, присущих промысловым водам.

Под механизмом образования солеотложений следует понимать комплекс процессов, приводящих к накоплению твердой фазы на поверхности оборудования для добычи нефти. При этом наибольший интерес представляет исследование способов закрепления солевых частиц на поверхности оборудования.

Лабораторными исследованиями и изучением структуры осадков показано, что образование солеотложений есть следствие кристаллизации солей из перенасыщенных по разным причинам попутно добываемых нефтяных вод. Действительно, все осадки в нефтепромысловом оборудовании, независимо от содержания и состава основного компонента (кальцит, гипс, барит, целестин), имеют четко выраженную кристаллическую структуру. Солеотложение происходит при перенасыщении попутно добываемых вод в сложных гидро-термодинамических условиях с присутствием нефтяных компонентов, газовой фазы и механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность соленакопления, характер и свойства осадков.

Ход фазовых превращений определяется областью существования перенасыщенного раствора, который отличается от насыщенного нестабильностью, он может оставаться в однофазном состоянии и не образовывать кристаллов только в течение некоторого ограниченного времени, называемого индукционным периодом кристаллизации. В течение индукционного периода раствор устойчив по отношению к таким бесконечно малым внутренним изменениям параметров системы до тех пор, пока не образуется определенное количество твердой фазы, т.е. закончится период индукции. Это состояние перенасыщенных растворов называют метастабильным. При определенных перенасыщениях растворы становятся неустойчивыми и по отношению к бесконечно малым внутренним возмущениям. Такие перенасыщения называют предельными и они соответствуют мгновенному самопроизвольному зарождению кристаллов.

Область метастабильности перенасыщенных растворов обычно подразделяется на две зоны. В первой зоне, когда концентрации солей не на много больше предела растворимости, практически все кристаллы возникают на границах раздела фаз. Во второй зоне метастабильности, когда концентрации приближаются к предельным, возможно самопроизвольное гомогенное зарождение кристаллов в объеме раствора, хотя и не сразу, а через определенный промежуток времени индукции.

Современная теория кристаллизации из водно-солевых растворов основана на том, что фазовые превращения в них начинаются в определенных местах (участках) и от них распространяются. Возникновение таких участков названо зародышеобразованием. Зародыш - это образование новой фазы любого размера. Те зародыши, которые в конце концов вырастают до кристаллов макроскопических размеров, принято называть центрами кристаллизации, или устойчивыми зародышами.

Как правило, зародыши кристаллов возникают преимущественно на границах раздела фаз, кристаллизация может быть вызвана загрязнениями водно-солевой системы, в частности различного рода механическими примесями. Такой механизм зарождения кристаллов называют гетерогенным.

Известно также гомогенное зародышеобразование, связанное со спонтанным возникновением зародышей новой фазы непосредственно в объеме материнской фазы за счет тепловых флуктуации и сил межмолекулярного взаимодействия. Гетерогенным и гомогенным может быть и вторичное зародышеобразование, отличающееся от первичного тем, что появление зародышей инициируется кристалликами вещества, образовавшимися при первичном зарождении твердой фазы.

Рост устойчивых зародышей-центров кристаллизации характеризуется диффузией растворенного вещества из объема раствора к поверхности кристалла, внедрением вещества в структуру кристаллической решетки и реакцией на поверхности. Значительное влияние на рост кристаллов оказывает степень перенасыщения, природа кристаллизующегося вещества, - состояние растущей поверхности, интенсивность и характер перемешивания раствора, наличие различных примесей. Все это затрудняет исследование роста кристаллов, и имеющиеся экспериментальные данные даже для одних и тех же систем весьма противоречивы.

В настоящее время большинство исследователей придерживается мнения, что и в насыщенном, и в перенасыщенном растворах возникают достаточно устойчивые дозародышевые комплексы (молекулы растворенного вещества-ассоциаты), которые в перенасыщенных растворах способны к дальнейшему росту. В отличие от этого в насыщенных и ненасыщенных растворах существует предел для возможного роста ассоциатов, после него ассоциаты распадаются, становясь нежизнеспособными.

Микростроение солеотложений зависит от условий кристаллизации. Характерно радиально-лучистое строение с четко направленной ориентировкой кристаллов от стенок оборудования к центру. Зональное строение солеотложений определяется их количественным и качественным составом, конкретными термобарическими и гидродинамическими условиями. На микроструктуру солеотложений оказывают влияние постоянно идущие процессы перекристаллизации и растворения.

Часто после снятия солеотложений на внутренних поверхностях оборудования обнаруживаются пристенные адсорбционные слои органических веществ, прочно скрепленных с осадками и с металлом оборудования. Иногда на этих органических веществах находят хорошо оформленные кристаллы солей, прилегающие к адсорбционным слоям своими наиболее развитыми гранями. Такая форма кристаллов и их положение могут свидетельствовать о том, что они образовались в объеме раствора и затем при движении жидкости прилипли к органическому слою, покрывающему оборудование.

Все обнаруженные в составе солеотложений нефтяные компоненты обладают избыточной свободной поверхностной энергией, носят название аполярных и гетерополярных собирателей минеральных частиц (в том числе карбонатов и сульфатов кальция, сульфатов бария и других минералов, образующих основную часть осадков в нефтепромысловом оборудовании). Они закрепляются на поверхности солевых частиц за счет физической адсорбции, гидрофобизируют эти поверхности, что обеспечивает прилипание пузырьков газа, обнаруженных в составе многих осадков. Капельки углеводородных веществ на кристаллах становятся центрами селективной флокуляции минеральных частиц, поверхность которых покрыта аполярными собирателями.

Существенное влияние на механизм солеотложений оказывает также режим движения газожидкостной смеси, фазовые превращения компонентов смеси и их распределение по сечению труб. Выделяющиеся из жидкости при давлении ниже давления насыщения пузырьки газа появляются в первую очередь не в объеме жидкости, а на стенках оборудования, что ведет к образованию многочисленных границ раздела фаз твердое тело - газ - жидкость и способствует зарождению и росту кристаллов солей.

Состояние поверхности труб тоже играет важную роль в процессе солеотложения. На шероховатой поверхности образуется большее количество частиц твердой фазы, чем на гладкой. Это объясняется повышенной каталитической активностью выступов и углублений. Кроме того, часть мелких частиц может срываться потоком жидкости с отшлифованной поверхности. Однако обработка поверхности труб не позволяет предотвращать солеотложения. Быстро протекающий процесс коррозии разрушает гладкую поверхность, а сами продукты коррозии служат дополнительными центрами кристаллизации. Солеотложение можно снизить, применяя защитные покрытия рабочих поверхностей оборудования материалами, плохо смачиваемыми и водой, и нефтью, с низкими значениями критических натяжений смачивания, например фторопластом.

Многолетний опыт борьбы с отложениями неорганических солей показал, что наиболее эффективны методы, основанные на предупреждении отложения солей. При этом правильный выбор метода может быть сделан лишь на основе тщательного изучения гидрохимической и термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам, с выявлением основных причин, вызывающих перенасыщение попутно добываемых вод солеобразующими ионами, поскольку выпадение и отложении неорганических солей зависит от условий, при которых нарушается химическое равновесие системы, т.е. при переходе водных растворов солей в состояние перенасыщения.

Общепринятой классификации способов предупреждения отложения неорганических солей нет.

В настоящее время находятся в стадии испытания и внедрения следующие способы борьбы с отложениями солей: технологические; химические; физические и комбинированные.

К технологическим способам могут быть отнесены: выбор вод для заводнения продуктивных пластов совместимыми с пластовыми; селективная изоляция или ограничение притока воды в добывающих скважинах, регулирование профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации нарушений в цементном кольце и обсадной колонне, применение раздельного отбора и сбора жидкости, изменение направления фильтрационных потоков и т.д. При этом предупреждение отложения солей достигается за счет ограничения или исключения возможности смешения вод различного состава.

К технологическим методам может быть отнесено также применение хвостовиков, устанавливаемых ниже приема скважинного штангового насоса.

При эксплуатации скважин, оборудованных, хвостовиками, в стволе скважины ниже приема насоса вода не скапливается, за счет этого снижается противодавление на пласт, улучшается приток жидкости к забою скважины и исключается возможность отложения неорганических солей на стенках обсадной колонны и в результате значительно уменьшаются затраты на восстановление режима работы скважины.

Практика показывает, что сравнительно резкое изменение состава попутно добываемой воды и, как следствие этого, интенсивное отложение неорганических солей может происходить за счет прорыва вод из других водоносных горизонтов через нарушения целостности цементного кольца и обсадной колонны, возникающие в процессе эксплуатации скважины. При этом самое эффективное средство предотвращения отложения солей - ремонт скважины с ликвидацией обнаруженных нарушений, например с применением смолы ТСД-9.

Такие работы были выполнены на некоторых скважинах Туймазинского и Сергеевского нефтяных месторождений Башкирии. [1]

Применение защитных покрытий.

Одним из способов повышения работоспособности оборудования и УЭЦН в условиях солеотложения может быть применение различных покрытий поверхности, соприкасающейся с жидкостью. Имеется положительный опыт применения покрытия НКТ стеклом, эмалями, различными лаками. СибНИИНП разработан способ нанесения покрытий на рабочие поверхности колес и направляющие аппараты УЭЦН из пентапласта. В соответствии с рекомендациями СибНИИНП на Самотлорском месторождении прошли испытания насосы с полиамидными колесами и направляющими аппаратами, покрытыми эпоксидной смолой, фторопластом, пентапластом с графитом и алюминием.

Опытно-технологические испытания УЭЦН с защитным покрытием из пентапласта на Самотлорском месторождении показали, что средний межремонтный период работы УЭЦН увеличивается до 2 раз. Покрытие из пентапласта не предупреждает полностью отложения солей, а лишь снижает интенсивность роста их образований. Изменяется структура кристаллического состава солей: осадок представляет собой весьма неравномерный слой крупнокристаллической структуры.

Рекомендуется использовать УЭЦН с полимерными покрытиями в скважинах с умеренной интенсивностью солеотложения. [2]

Физические методы предупреждения солеотложения основаны на применении магнитных, электрических и акустических полей для обработки добываемой жидкости,

Магнитные устройства для обработки воды в скважине разработаны Д.М. Агаларовым и успешно применяются на нефтяных месторождениях Азербайджана. Испытания, проведенные на месторождениях Шаимской группы в Западной Сибири, дали противоречивые результаты. Исследования показали, что эффективность магнитного метода зависит от условий его применения и химического состава добываемых вод. Наилучшие результаты получены при обработке магнитным полем вод, содержащих значительное количество окисного железа, следует отметить, что при применении магнитов ниже глубины спуска магнитного устройства от солеотложения не защищает оборудование скважины. Предложен способ предотвращения отложения карбонатных солей в трубопроводах заключающийся в применении электростатического поля. Возможность применения этого способа для предупреждения солеотложения в скважинах требует экспериментального и теоретического обоснования. Устройства для предупреждения солеотложения в подземном и наземном нефтепромысловом оборудовании, основанные на использовании акустических полей, испытаны на месторождениях Северного Кавказа и Западной Сибири. Авторами показано, что в ультразвуковом диапазоне частот акустическое поле успешно предотвращает отложение солей на поверхности оборудования, либо значительно уменьшает интенсивность этого процесса. Механизм воздействия акустического поля на процессы осадкообразования заключается, по-видимому, в снижении порога перенасыщения, при котором начинается интенсивное выпадение солей и создании большого количества центров кристаллизации в объеме жидкости, Тем самым инициируется образование кристаллов содей в объеме добываемой воды. Взвешенные микрокристаллы выносятся затем водонефтяным потоком из скважины не откладываясь на поверхности.

Предложен также магнитоакустический способ предотвращения отложения карбонатных солей в теплообменных аппаратах. Вода, поступающая в теплообменник, последовательно обрабатывается магнитным и акустическими полями, Применение акустических излучателей для защиты подземного оборудования, так же, как и магнитных устройств, не обеспечивает защиты оборудования ниже глубины их спуска. В целом, физические методы предупреждения солеотложения находятся на стадии опытно-промышленных испытаний, они пригодны для защиты отдельных участков НПО, либо отдельных узлов оборудования, работающих в зонах наиболее интенсивного отложения солей. Широкое внедрение этих методов сдерживается отсутствием обоснованных границ их применимости и противоречивостью результатов опытно-промышленных испытаний.

Размещено на Allbest.ru