Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Борьба с солеотложениями на Золотухинском месторождении

1.1 Общие сведения о солеотложениях

Процессы добычи нефти часто сопровождаются отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти. В составе осадков преобладают соли: сульфаты кальция (гипс и ангидрит), карбонаты кальция (кальцит), сульфаты бария (барит), сульфаты стронция (целестин), хлориды натрия (галит или поваренная соль) и др. Накопление солей осложняет добычу нефти, приводит к порче дорогостоящего оборудования, трудоемким ремонтным работам, а в итоге - к значительному недобору и потерям нефти. В США убытки от солеотложений в скважинах и нефтепромысловом оборудовании превышают 1 млрд. долл. ежегодно.

Главный источник выделения солей - вода, добываемая совместно с нефтью. Её химический состав постоянно меняется по мере выработки запасов нефти, что обусловливает многообразие и изменчивость во времени состава солевых отложений.

Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Необходимо знание физико-химических процессов и причин, вызывающих образование и отложение солей в различных условиях залегания нефти и разработки нефтеносных пластов, умение заранее прогнозировать, надежно контролировать и своевременно предотвращать возможное появление солевых осадков в процессе эксплуатации скважин. Особое внимание должно уделяться правильному выбору методов борьбы с отложением солей, позволяющих добиться наибольшей их эффективности в конкретных промысловых условиях с учетом экономической целесообразности.

1.2 Основные причины отложения солей

Любое твердое вещество растворяется в воде до тех пор, пока раствор не достигнет предельной или равновесной концентрации, при которой за равные промежутки времени растворяется и осаждается одинаковое количество вещества.

Водные растворы называются стабильными, если они в течение длительного времени не выделяют твердых осадков. Все недонасыщенные растворы, как правило, являются стабильными. Выпадение вещества в осадок происходит из перенасыщенных растворов, когда концентрация вещества в растворе по тем или иным причинам превышает предельную растворимость (равновесную концентрацию).

Растворимость вещества в воде обычно выражается числом граммов безводного вещества, которое растворяется в 100 г. (или 1 л) чистой воды при данной температуре и давлении. Например, при температуре 30 °С и атмосферном давлении растворимость поваренной соли NaC1 составляет 36,3 г, а растворимость хлорида кальция СаС1₂ - 102 г. в 100 г. воды.

Существует два условия образования перенасыщенных растворов: возрастание фактической концентрации ионов и снижение растворимости.

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,

З) 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 своё влияние на солеотложение. Их появление зависит от начальных геологических условий месторождения и осуществляемой системы разработки и по-разному сказывается 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:

CaCI₂ + Na₂S0₂4 = CaS0₄v + 2NaCI,

CaCI₁ + MgS0₄ = CaS0₄v + MgCI₁,

SrCI₂ + Na₂4S0₄ = SrS0₄v + 2NaC1₂,

SrCI₁ + MgS0₄ = SrS0₄v + 2MgC1₂,

BaCl₂ + Na₂S0₄ = BaS0₄v + 2NaCI,

BaCI₂ + MgS0₄ = BaS0₄v + MgCI₂,

CaCI₂ + 2NаНСО₂ = СаСОзv + 2NaCI + СО₂ + Н₂О,

MgCI₂ + 2NаНСО_2з = МgСОзv + 2NaCI + СО₂ + Н₂О.

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 кальции существенно зависит от парциального давления двуокиси углерода CO_2. Уменьшение содержания её в воде вследствие дегазации воды при снижении давления насыщения или вследствие растворения CO₂ в нефти может явиться причиной образования осадка карбоната кальция в подъёмных трубах и выкидных линиях скважин. Изменение термобарических условий при подъёме 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 pН раствора, температуры, давления, газового состава и многих других факторов.

1.3 Механизм образования солеотложений

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.

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. Те зародыши, которые в конце концов вырастают до кристаллов макроскопических размеров, принято называть центрами кристаллизации, или устойчивыми зародышами. Кристаллизация может быть вызвана загрязнениями водно-солевой системы, в частности различного рода механическими примесями. Значительное влияние на рост кристаллов оказывает степень перенасыщения, природа кристаллизующегося вещества, состояние растущей поверхности, интенсивность и характер перемешивания раствора, наличие различных примесей.

Значительная часть образцов солеотложений содержит как кристаллически связанные, так и адсорбированные органические соединения, которые гидрофобизируют поверхности солевых частиц и придают осадку желтовато-коричневый цвет. Исследование органических веществ из солеотложений показало, что они состоят в основном из ароматических непредельных углеводородов, сернистых соединений, асфальтенов, парафинов и смол. Специальные опыты с кристаллизацией сульфата кальция из перенасыщенного водного раствора показали, что добавки органических веществ, выделенных из осадков, изменяют индукционный период кристаллизации. Наиболее существенное влияние на кристаллизацию солей из перенасыщенных растворов оказывают асфальтены и смолы. Такое действие этих коллоидных соединений объясняется их способностью адсорбировать на своей поверхности ионы солей и превращаться в центры кристаллизации. Согласно исследованиям Л.Х. Ибрагимова, прочность осадка солеотложений после удаления из их состава органических соединений уменьшается в среднем на 20-40%.

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. Солевые отложения служат адсорбентами для нефтяных компонентов, что приводит к прилипанию к ним пузырьков газа, и это заметно увеличивает объем осадков. Л.Х. Ибрагимов находит в этом одну из причин наиболее интенсивного накопления осадков сульфата бария во многих скважинах Ставрополья на глубине начала выделения газовой фазы. Здесь на месторождениях Колодезное, Зимняя Ставка и других максимальная толщина отложений барита отмечена на глубине 1200-1400 м. Она совпадает с глубиной начала выделения газа.

Повышение степени турбулизации потока также заметно увеличивает скорость адсорбции на поверхностях оборудования и частицах осадка аполярных и гетерополярных соединений нефти, которые способствуют не только закреплению пузырьков газа на поверхностях, но и прилипанию частиц друг к другу и к стенкам оборудования.

В конкретных промысловых условиях влияние скоростей потоков, изменение степени турбулизации их на процесс осадконакопленuия проявляются весьма различно.

Увеличение скорости движения потока, его усиленное перемешивание, также способствуют образованию твердой фазы за счет активизации массообменных процессов. Однако большинство кристаллов при гетерогенной кристаллизации зарождается и остается на стенках подземного оборудования, увеличивая объем солеотложений в скважинах.

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.

1.4 Состав и структура солевых отложений

В процессе разработки и эксплуатации отечественных месторождений нефти происходят солевые отложения с преобладанием следующих типов солей: кальцита - CaCO₃, гипса - CaSO₄*2H₂O, ангидрита - CaSO₄, барита - BaSO₄, баритоцелестина - Ba(Sr) SO₄, галита - NaCl. На поздних стадиях разработки залежей проявляются отложения сульфидных солей, главным образом, сульфида железа. В целом осадки солевых отложений не являются мономинеральными и имеют сложный состав, включающий как минеральную, так и органическую часть. Наряду с углеводородными компонентами и продуктами коррозии, по данным исследований в составе солевых отложений могут присутствовать свыше 30 различных минералов. Дополнительными элементами в отложениях являются сульфаты и карбонаты магния, гидроксиды кальция и магния - Са(ОН)₂ и Mg(OH)₂, гидроокислы железа, окислы, магнезиальный кальцит, менее растворимый по сравнению с кальцитом доломит - CaMg(CO₃)₂. Могут присутствовать бишофит, колинит и другие минеральные образования, которые формируются из природных вод под воздействием естественных и техногенных факторов. В результате петрографических исследований в осадках фиксируются включения мекиневита (FeS), пирита (FeS₂), мельниковита (Fe₂S₄), силикатов, глинистых минералов типа Na- или Mg-монтмориллонита.

Органической составляющей солевых отложений в основном являются ароматические углеводороды, асфальтены, смолы, тугоплавкие парафины, сернистые соединения.

В структуре солеотложений по местоположению выделяется адсорбирования и кристаллически связанная органика. В объеме солевых отложений присутствуют ароматические углеводороды, представленные моноядерными замещенными структурами. Встречаются спирты, карбоновые кислоты. В адсорбционных слоях подобные углеводороды отмечены в значительно меньших количествах. Не обнаружены нафтеновые углеводороды. Входящие в состав адсорбционных слоев, а также в объем осадков солей, асфальтены, смолы и продукты коррозии, являясь коллоидами и обладая поверхностной активностью за счет притяжения солеобразующих ионов превращаются в центры кристаллизации.

По структуре солевых отложений выделяются микро- и мелкокристаллические осадки, плотные слоистые осадки с различной степенью кристаллизации с включением углеводородов и крупнокристаллические.

Плотные с микрозернистой структурой осадки солей образуются, главным образом на колесах ЭЦН, в клапанах и приемных фильтрах насосов, на штангах, в задвижках.

В таких осадках не удается выделить отдельные слои, так как они представляют сравнительно однородную массу. К данному типу относятся также высокотемпературные осадки, отлагающиеся в трубах теплообменников на установках по обезвоживанию нефти.

Большей частью, независимо от содержания основного солевого компонента, осадки имеют слоистую структуру. Непосредственно к стенкам труб примыкает слой микрокристаллического скрепленного органическими веществами осадка, который по мере удаления от поверхности обрастает слоем мелких и средних кристаллов с переходом в более крупные кристаллы игольчатой формы. Подобные отложения наблюдаются в системе подъемного лифта скважины (НКТ), в устьевом оборудовании скважин.

Микроструктура и зональное строение солеотложений определяется степенью насыщенности маточного раствора, его количественным и качественным составом, гидродинамическим и термобарическим условиями. Немаловажное значение имеет постоянно идущие процессы перекристаллизации и растворения. Примером выраженного зонального строения солевых отложений могут служить осадки, наблюдаемые в выкидных линиях внутрипромыслового сбора нефти, в системе поддержания пластового давления, в некоторых случаях в НКТ.

В эксплуатационных колоннах скважин при разбуривании солевых пробок, которые достигали более 500 метров, можно наблюдать как плотные камнеобразные осадки с микрозернистой структурой (на забое скважин), так и с рыхлоупакованными кристаллами.

Таким образом можно констатировать, что солевые отложения в процессе разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений имеют сложный состав и структуру с преобладанием солевого компонента в зависимости от гидрохимических и термобарических условий образования и особенностей разработки залежей и не зависимо от их стратиграфического возраста и типа коллектора. Отложение солей происходит при всех способах эксплуатации скважин.

Таблица 2.1 Месторождения, разрабатываемые в условиях отложения солей

Страна, регион, месторождение	Основной состав с преобладающим компонентом	Место солеотложений
РОССИЯ Западная Сибирь: Шаимское, Трехзерное, Усть-Балыкское, Тетерово-Мортымьинсоке, Мегионское, Самотлорское, Западно-Сургутское, Повхов-ское, южный Балык, Средний Балык, Малый Балык, Петлинское, Угут, Средний Угут, Северный Салым, Лемпинсоке, Ляторское, Приразломное, Советское и др.	Сложный состав с минеральной и органической состав-ляющей. Преимущественно кар-бонат кальция и магния с примесью железистых соединений. Отмечено выпадение сульфата кальция.	Призабойная зона скважины (ПЗС), скважина, ЭЦН, НКТ, газлифтное оборудование, «Спутники», трубы паровых котлов и гидротермальные системы.
БЕЛАРУСЬ Осташковичское, Южно-Осташковичское, Речицкое, Давыдовское, Вишансоке, Золотухинсоке	В основном соли хлористого натрия и кальция. Отложения карбонатно-сульфатных солей.	Забой и ствол скважины, насосное оборудование, НКТ.

Как видно из таблицы 2.1 на месторождениях Беларуси наиболее распространённым является выпадение солей хлористого натрия и кальция. Рассмотрим наиболее подробно растворимость сульфата кальция и хлористого натрия и причины отложения осадков гипса, ангидрита и галита.

1.5 Растворимость сульфата кальция и причины отложения осадков гипса и ангидрита

Твёрдый сульфат кальция известен в двух основных разновидностях: гипс CaSO₄·2H₂O, в молекуле которого содержатся две молекулы кристаллизационной воды, и ангидрит CaS0₄, не содержащий кристаллизационную воду. Отложения гипса преобладают, особенно при температуре 40 °С и ниже, при более высокой температуре может также осаждаться и ангидрит.

Растворимость сульфата кальция в дистиллированной воде в зависимости от температуры выглядят следующим образом (табл. 2.2.).

Таблица 2.2 Растворимость сульфата кальция в дистиллированной воде

Температура, С0
	0	5	10	18	25	40
CaSO4, г/л	1,759	1,855	1,925	2,016	2,080	2,122
Произведение растворимости L (г•ион/л)2 •104	1,66	1,85	1,99	2,19	2,36	2,43

Влияние температуры на растворимость сульфата кальция довольно своеобразно (рис. 1.). Максимум растворимости гипса, равный 2,15 г./л, отмечается при температуре 40 °С. При дальнейшем росте температуры до 100^оС растворимости снижается до 1,7г/л. Однако, в целом в диапазоне температур 0-100 °С растворимость не слишком сильно зависит от температуры, изменяясь в пределах от 1,7-2,15г/л. При повышении температуры выше 100 °С растворимость гипса снижается более заметно. Растворимость ангидрита во всём температурном интервале заметно меньше растворимости гипса.

Растворимость гипса существенно увеличивается в растворах солей, не имеющих с сульфатом кальция общих ионов (рис. 2.). Прослеживается тесная зависимость растворимости от состава растворённой соли и общей минерализации раствора: с повышением минерализации растворимость увеличивается, достигает максимума, после чего начинает падать вследствие проявления высаливающего эффекта. Максимальная растворимость, гипса в растворах поваренной соли при температуре 25 °С и концентрации NaCl 139 г./л равна 7,3 г/л, т.е. в 3,5 раза превышает растворимость в дистиллированной воде при той же температуре. Однако даже незначительные добавки в раствор соли, имеющей общий ион с сульфатом кальция, резко снижают растворимость гипса (рис. 3.). Десятипроцентное содержание хлористого кальция в растворе снижает растворимость гипса более чем в 3 раза по сравнению с растворимостью его в пресной воде.

Зависимость растворимости гипса от давления (рис. 4.) сравнительно невелика. В растворах NaCl с минерализацией 80-200 г./л повышение давления на 10-20 МПа приводит к увеличению растворимости гипса всего на 7-10%. При минерализации менее 80 и более 200 г./л влияние повышения давления до 20-40 МПа совершенно незначительно. Только в интервале давлений 50-100 МПа растворимость сульфата кальция резко возрастает.

Совместное влияние давления и температуры на растворимость сульфата кальция может быть оценено по формуле:

, где

С₁ и С_р - растворимость CaSO₄ при атмосферном давлении и при давлении р, г/л;

Т - температура, К;

R = 82.05 - универсальная газовая постоянная;

Дн - изменение объёма системы CaSО₄ - Н₂О при давлении р, при растворении 1 моля CaSO₄, см³/моль.

Расчёты по формуле показывают, что в реальных промысловых диапазонах падения давления и температуры начальной пластовой температурой до 50-60 °С растворимость гипса снижается не более чем на 5-10%. Поэтому во многих случаях для предварительных практических расчётов растворимости гипса и прогнозов его выпадения в осадок в условиях нефтяных месторождений зависимость растворимости сульфата кальция от изменения давления и температуры можно не учитывать. Только для месторождений, где пластовые температуры превышают 80 °С и особенно если они выше 100 °С, необходимо учитывать зависимость растворимости гипса от температуры.

Таким образом, тенденция к выпадению сульфата кальция в осадок увеличивается в основном при понижении минерализации растворов при увеличении содержания ионов кальция, а также при повышении температуры более 40 °С и значительном снижении давления.

Нарушение равновесия с образованием осадка может происходить и при обогащении воды сульфатным ионом, поступающим в составе сточной воды промышленных предприятий, поверхностной, речной вод, закачиваемых в нефтяные пласты.

Смешивание несовместимых вод на промыслах может происходить в системах транспортировки, сбора, подготовки и утилизации попутных вод, если в один водовод подаются воды из разных продуктивных пластов, или месторождений.

Гипс по данной схеме может выпадать не только в нефтесборном парке, но иногда по всей технологической линии движения сточных вод к кустовым насосным станциям и в нагнетательных скважинах.

Гипс может выпадать в осадок при использовании серной кислоты для повышения нефтеотдачи.

Как указывалось, изменение термобарических условий не слишком сильно влияет на растворимость сульфата кальция. Тем не менее резкое падение давления, повышение температуры выше 40 °С или снижение ниже 30 °С, могут вызвать перенасыщение растворов, которые при более высоких давлении и пластовой температуре стабильны.

В процессе разработки нефтяных месторождений с закачкой поверхностной воды температура залежей уменьшается. Если начальная пластовая температура была значительно выше 40 - 50 °С, то снижение её создает благоприятные условия для сохранения сульфата кальция в растворённом состоянии в пластовых условиях. Локальное повышение температуры происходит в призабойной зоне добывающих скважин вследствие проявления дроссельного эффекта и особенно от нагрева погружных двигателей и кабелей.

Поэтому наиболее интенсивные отложения гипса происходят на поверхности погружных двигателей и в нижней части НКТ, т.е. в местах с максимальной температурой. В этой же части скважины, вследствие депрессии давления, происходит наиболее резкое снижение давления водонефтяной смеси, что также способствует некоторому снижению растворимости сульфата кальция. Первые отложившиеся кристаллы гипса усиливают процесс осадкообразования.

Если начальная пластовая температура залежей менее 40⁰С, то охлаждение от закачиваемой воды неблагоприятно сказывается на растворимости сульфата кальция, и гипс может откладываться не только в скважинах и выкидных линиях, но и в пласте. Достоверно установленные факты новообразований гипса в нефтеносных пластах относятся только к месторождениям, где пластовая температура была снижена до 15-30 °С.

Для скважин, добывающих нефть при давлении, меньшем давления насыщения растворённым газом, рост концентрации ионов обусловлен испарением воды. В результате природные рассолы могут оказаться перенасыщенными растворёнными в них солями и выделять осадки.

Интенсивное нагревание и испарение части воды происходит также на трубах печей установок комплексной подготовки нефти (УКПН), где поддерживается температура 170-175 °С. Поверхность труб очень часто покрывается осадками сульфата кальция, который выделяется из попутной воды вследствие снижения растворимости при повышенной температуре.

1.6 Растворимость хлористого натрия и причины отложения осадков галита

Хлористый натрий NaCl (галит, поваренная соль) - основной солевой компонент практически всех подземных вод.

Хлористый натрий - хорошо растворимое вещество, его растворимость в дистиллированной воде при температуре 30 °С составляет 363 г./1000 г. воды. Растворимость поваренной соли существенно увеличивается с ростом температуры. Влияние давления на растворимость NaCl невелико, повышение давления несколько увеличивает растворимость.

Отложения хлористого натрия в добывающих скважинах встречены на тех месторождениях, где залежи нефти контактируют с высокоминерализованными рассолами. Например, минерализация пластовых вод нефтяных месторождении Беларуси может достигать 380 г./л. При обводнении нефтяных скважин этих месторождений пластовой водой отмечены многочисленные соляные пробки, причем осадок состоит почти исключительно из чистого галита NaCl. Кроме того, соляные пробки хлористого натрия весьма характерны для газовых скважин, обводняющихся водой с минерализацией выше 150-250 г./л. Хотя соляные пробки галита сравнительно легко удаляются из скважин и трубопроводов промывкой их пресной водой, все же осадки NaCl причиняют большой вред нефтегазо-промысловому хозяйству, ограничивая добычу нефти и газа, вызывая простои скважин и требуя дополнительных затрат на удаление пробок. На месторождениях, эксплуатирующихся с применением закачки воды, отложения галита сравнительно ограничены. Они отмечаются в тех скважинах, где попутная вода представлена пластовыми рассолами. По мере подхода нагнетаемой воды и образования вод-смесей появление галитовых пробок прекращается (хотя возможно отложение других солей).

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

При остановке скважины взвешенные в потоке кристаллы соли осаждаются на забой, перекрывая интервал перфорации, а иногда и НКТ. Наибольшее количество хлористого натрия отлагается в добывающих обводненных скважинах, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения нефти газом. В этих условиях происходит особенно интенсивное упаривание (концентрирование) попутной воды вследствие уноса части паров воды нефтяным газом, уменьшения температуры и давления, что приводит к перенасыщению попутной воды и выделению кристаллов галита.

1.7 Прогнозирование и контроль за отложением неорганических солей в процессе разработки и эксплуатации залежей нефти

Прогнозирование и контроль за солеотложением при добыче нефти имеет большое практическое значение, так как от предсказания и своевременного обнаружения солевых осадков в скважинах, на насосном оборудовании, в системах внутрипромыслового сбора и подготовки нефти зависит эффективность мероприятии по их ликвидации, предупреждению и защите нефтепромыслового оборудования.

Можно выделить два направления прогнозирования солеобразования при добыче нефти: 1) эмпирико-статический, основанный на фактическом опыте разработки соседних месторождении, и 2) аналитический.

По первому направлению прогнозирование солеотложений может осуществляться для оценки динамики солеобразующего фонда добывающих скважин на перспективу в пределах месторождения, группы месторождений или региона.

Чаще всего прогнозирование осуществляется по второму направлению для конкретных объектов и условий на основе физико-химических расчетов поведения состава попутно добываемых с нефтью вод, как основного источника осадковыпадения. Однако следует иметь в виду, что из-за практической трудности получения ряда исходных данных, отвечающих реальным условиям: быстрая изменчивость некоторых параметров после отбора проб воды (температуры, давления, выделение растворенных кислых газов С0₂, H₂S и др.), неопределенность внутрипластовых процессов в нефтяном пласте, несовершенства современных физико-химических методов расчета растворимости солей в природных водах и при их смешении точное аналитическое прогнозирование солеобразования далеко не всегда возможно.

Тем не менее, как показывает практика, используемые в настоящее время методы прогнозирования солеобразования при добыче нефти качественно вполне позволяют предсказывать возможное выпадение солей, выявлять тенденцию к солеотложениям или другие факторы, способствующие образованию солей.

Специфика и конкретные приемы прогнозирования зависят от типа солеотложения (карбонатный, сульфатный или хлоридный), места образования солей (пористая среда пласта, скважина или наземные коммуникации), технологического режима разработки залежей и многих других факторов. Как правило, для проведения прогнозных расчетов необходимо знать:

- анализы пластовой и закачиваемой воды, причем особое внимание должно быть уделено надежному определению pН,

- содержание неустойчивых газовых компонентов С0₂ и H₂S, в некоторых случаях - микрокомпонентов Bа и Sr;

- состав породы коллектора, в особенности наличие карбонатных и сульфатных пород;

- начальные термобарические условия и их изменение в процессе разработки;

- давление насыщения и состав растворенного газа;

- технологические показатели работы пласта и скважин.

1.8 Прогнозирование отложения хлорида натрия (галита)

Опасность отложения каменной соли в скважинах и нефтепромысловом оборудовании реальна в тех случаях, когда подземные воды представляют собой рассолы, насыщенные или близкие к насыщению хлористым натрием. Практически необходимо проверять на выпадение галита все подземные воды с минерализацией выше 300-350 г./л. Эту проверку осуществляют по пластовым пробам воды с помощью ее дегазации в поверхностных условиях. За счет снижения давления до атмосферного и температуры до поверхностной растворимость хлорида натрия уменьшается и он может выпасть в осадок. Обнаружение новообразований галита при таком испытании однозначно указывает на возможность образования галитовых пробок и прочих осложнений в процессе эксплуатации обводненных скважин. Однако отсутствие новообразований галита не означает, что галитовых отложений не будет во время эксплуатации.

На интенсификацию осаждения галита влияет выделение газа, растворенного в нефти. Газовые пузырьки, как правило, обладают повышенной влагоемкостью, они «отнимают» чистую воду из природного рассола, концентрируя его.

Если дегазация нефти начинается еще в пласте или вблизи забоя скважины, то практически на всем пути подъема воды до устья скважины имеются условия для концентрирования пластового рассола. Напротив, если забойное давление значительно превышает давление насыщения нефти газом, то дегазация нефти начинается в верхней части НКТ, и если даже кристаллы соли успевают выделиться из растворенного состояния, то они обычно уносятся вместе с потоком в наземное оборудование, не оседая в НКТ и на забое скважин.

Большое значение для отложения соляных пробок в добывающих скважинах имеет структура потока. Осаждение кристаллов соли на забое скважины при соответствующих скоростях движения потока или при полной остановке скважины происходит в том случае, если нефть и вода движутся совместным ламинарным потоком без взаимного перемешивания или при взаимном перемешивании с образованием эмульсии типа нефть в воде. Однако если в потоке еще до начала кристаллизации соли образуется эмульсия типа вода в нефти, то выделение соли будет происходить в отдельных мелких капельках воды, размер которых обычно измеряется микрометрами. При этом кристаллики соли оказываются «запечатанными» внутри капель, не смогут образовывать крупных агрегатов и будут вынесены потоком из скважины. Образование стойких эмульсий вода в нефти, уменьшающих солеотложение в скважинах, возможно лишь при обводнённости продукции менее 40-50% и зависит от физико-химических свойств нефти и воды, способа эксплуатации скважин и т.д.

Для оперативного прогнозирования выпадения галита в конкретных скважинах на разрабатываемых месторождениях важно знать химический состав водных вытяжек солей из безводных нефтей.

Приближение к скважинам высокоминерализованной пластовой воды, поступление которой приводит к солеотложениям, отчетливо фиксируется составом солевых вытяжек безводных нефтей. Обнаружение в составе солевых вытяжек безводных нефтей ионов хлора в количестве 48-49% - экв и резкое снижение содержания сульфатов и гидрокарбонатов однозначно указывает на начало извлечения совместно с нефтью пластовой воды. Ее количество вначале настолько незначительно, что она не улавливается аппаратом Дина и Старка и нефть считается безводной. Однако обычно через 1-3 мес эксплуатации в таких скважинах начинается заметное обводнение пластовой водой и происходит накопление галитовых пробок.

Если месторождения разрабатывают с закачкой пресной воды, то обычно отложения галита не представляют угрозы. По мере опреснения попутных вод в скважинах, где вначале отлагался галит, постепенно интенсивность этого процесса снижается, а затем происходит даже растворение ранее выпавшей соли.

На поздней стадии разработки многих газовых залежей возникают благоприятные условия для отложения галита в стволах газовых скважин. Этому способствуют: 1) высокая минерализация пластовых вод; 2) большое снижение пластового и забойного давлений; 3) относительно малое поступление попутной воды. Последние два обстоятельства характерны для залежей, разрабатываемых в условиях газового режима, приуроченных к литологически неоднородным, прерывистым и плохо выдержанным по площади коллекторам, содержащим за контуром газоносности слабоактивную, застойную высокоминерализованную воду.

Прогноз отложения галита в газовых скважинах заключается в следующем:

1) определение и прогноз на будущее текущих термобарических условий в залежи и в стволе добывающих скважин, что дает возможность вычислить появление дефицита влаги газа в призабойной зоне;

2) анализ гидрогеологических условий продуктивного пласта дает возможность определить характер продвижения вод к скважинам и резерв пресной воды в пластовом рассоле;

3) исследование количества и состава попутных вод, выносимых совместно с газом, позволяет установить начало появления и количество пластовых вод в продукции скважин;

4) сопоставление полученных характеристик газа и пластовой воды.

Применение этой методики позволяет давать как оперативный прогноз по конкретным скважинам данного месторождения, так и предварительный прогноз группе газовых месторождений и районов.

1.9 Отложения солей в скважинах и системах внутрипромыслового сбора и подготовки нефти

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.

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 солей 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.

Гарантийный период работы ПЦЭН 1 год, а в результате отложения солей на рабочих поверхностях средний межремонтный период, например, в условиях месторождений Западной Сибири снижается до 90 сут, а иногда насосы выходили из строя через 10-20 сут.

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.

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 солеобразование отмечается в устьевом оборудовании, выкидных линиях внутрипромыслового 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. В высокомолекулярной органической составляющей солевых осадков присутствуют асфальтены, смолы, сернистые соединения, тугоплавкие парафины и другие вещества, водорастворимых соединений содержится не более 0,5% от массы всей органической составляющей.

Отложения солей в скважинах и нефтепромысловом оборудовании показаны на рис. 5. Независимо от содержания основного компонента солевые осадки имеют кристаллическую структуру от крупных четко представленных кристаллов (рис. 6) до плотных, камнеобразных осадков, сложенных микрокристаллами (см. рис. 5, г).

Основные осадки, образующиеся в НКТ, чаще всего имеют слоистую структуру.

Непосредственнр к стенкам труб обычно примыкает слой осадка, представленного микрокристаллами, скрепленными органическими веществами и прочими включениями. По направлению к центру кристаллы становятся крупнее, включения органических веществ уменьшаются.

Прочность сцепления солевых корок с внутренней поверхностью труб по стволу скважин возрастает с глубиной.

Обычно в начальной стадии процесса солеотложения на стенках эксплуатационных колонн, в насосно-компрессорных трубах и нефтесборных коллекторах образуется рыхлый осадок с расположенными радиально к центру потока игольчатыми кристаллами (см. рис. 5, д).

На колесах погружных центробежных электронасосов, на штангах скважинных насосов, в задвижках образуется более плотный, камнеобразный осадок.

2. Предупреждение образования неорганических солей

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 отложение неорганических солей зависит от условий, при которых нарушается химическое равновесие системы, т.е. при переходе водных растворов солей в состояние перенасыщения.

Перенасыщение системы может быть вызвано изменением температуры, давления, а также смешиванием растворов солей различного состава с образованием нового раствора, в котором содержание ионов слаборастворимых солей оказывается в избытке.

Формирование твердых отложений на поверхности оборудования зависит также от свойств подложки, электрокинетических и других физико-химических явлений, происходящих на поверхности раздела фаз.

В реальных условиях многие явления проявляются одновременно, что усложняет исследование процесса формирования отложений в целом.

Существенные затруднения в выявлении причин выпадения солей исследователи испытывают также из-за отсутствия систематической информации по гидрохимическим и гидрогеологическим изменениям по конкретным месторождениям, находящимся в разработке в течение уже длительного времени.

Особую важность имеет вопрос выбора источников водоснабжения и способов подготовки воды, используемой для заводнения с учетом особенностей взаимодействия закачиваемой воды с породами продуктивного пласта.

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.

2.1 Технологические способы предупреждения отложения солей

Практика разработки и эксплуатации залежей нефти, показывает, что для предупреждения отложений неорганических солей в скважинах и оборудовании могут использоваться методы на основе технологических процессов добычи нефти. В частности, методы, исключающие при заводнении залежей нефти смешение химически несовместимых вод, как одной из причин выпадения солей, способствующие увеличению скоростей водонефтяного потока в системе подъемного лифта и внутрипромыслового сбора нефти, покрытия с низкой адгезионной способностью и другие методы, предотвращающие отложение солей. Мерой снижения интенсивности процесса солеотложения являются турбулизация водонефтяного потока и недопущение разгазирования, приводящего в условиях с выделением СО₂ к карбонатной неустойчивости воды. Интенсивное солеобразование может происходить за счет прорыва несовместимых вод из водоносных горизонтов через нарушения целостности цементного кольца и обсадной колонны в процессе эксплуатации скважины и эффективным средством борьбы в данном случае является изоляции водопритоков.

Турбулизация и увеличения скоростей восходящих потоков

Опыт эксплуатации добывающих скважин в условиях солеобразования показал положительную роль в предотвращении солевых отложений скоростей восходящих потоков водонефтяных смесей в системе подъемного лифта и в эксплуатационных колоннах. Сокращение сроков пребывания в скважинах пересыщенных солями растворов за счет увеличения скоростей восходящих потоков жидкости ухудшает условия для кристаллизации солей, способствует сокращению зарождающихся микрокристаллов и их прилипанию к поверхности оборудования.

Технологическим приемом снижения солевых отложений в эксплуатационных колоннах скважин является спуск в интервалы фильтра «хвостовиков» из НКТ, что подтверждено опытом на нефтяных месторождениях Среднего Поволжья. Промысловые исследования показали, что величина солевых пробок в добывающих скважинах уменьшалась с приближением башмака подъемного лифта к перфорированной части продуктивного пласта, как это показано по данным фактических замеров в скважинах на рис. 2.12.

Рис. 2.12. Зависимость величины солевых пробок в эксплуатационных колоннах скважин от глубины спуска подъемного лифта

Спуск в интервалы фильтра определенной конструкции «хвостовиков» позволяет создавать необходимые скорости восходящего потока для выноса водонефтяной смесью на поверхность мелкодисперсного солекристаллического шлама, предотвращая таким образом гравитационное осаждение кристаллов на забой скважин и роста солевых пробок.

Предотвращение солевых отложений в скважинах осуществляется также за счет турбулизации водонефтяных смесей, свойства которых зависят от физико-химических свойств нефти и воды и гомогенизации (образования эмульсии типа «вода в нефти»). Подобная эмульсия блокирует образующиеся в глобулах воды кристаллы соли, которые потоком смеси выносятся на поверхность. При обводненности добываемой продукции более 50% эффект выноса солей в эмульсии не проявляется.

На основе турбулизации для борьбы с отложением солей разработан метод с вибрацией хвостовика. На рис. 2.13. приведена схема устройства.

А-А

Рис. 2.13. Схема устройства предотвращения отложений солей вибрацией хвостовика со скважинным штанговым насосом

1 - вибратор; 2 - подпружиненные шарики; 3 - поперечные канавки;

4 - ниппель; 5 - резьба; 6 - радиальные каналы; 7 - хвостовик;

8,9 - цилиндрические пружины; 11 - пробки; 12 - втулка; 13 - гайки.

Путем раскачивания хвостовика 7 относительно корпуса скважинного штангового насоса интенсифицируется турбулизация жидкости, что в свою очередь, снижает интенсивность отложения солей. Уменьшается закрепления кристаллов солей на поверхности оборудования.

Вибрация хвостовика определяется жесткость пружины 9, которая подбирается из условий соотношения:

где: Сп - жесткость пружины;

М_х - масса хвостовика;

m_н - число двойных перемещений насоса в 1 мин;

n = 1,2,3,…….р = 3,14.

Методы ограничения водопритоков в скважины

Ограничение притока вод в скважины в процессе добычи нефти также является методом предотвращения отложений неорганических солей, так как устраняется одна из причин их образования - смешение химически несовместимых вод. Выделяется 2 большие группы причин, способствующих обводнению добывающих скважин - технические (нарушение герметичности эксплуатационных колонн и крепи скважины выше продуктивного пласта) и геолого-технические (табл. 2.2.).

Проблема обводнения и ограничения водопритоков в скважины сводится к использованию комплекса методов и средств на основе разобщения пластов при строительстве скважин и отключения из разработки обводненных прослоев, ограничения притока вод в добывающие скважины и их движения в дренируемых промытых зонах коллектора водоизолирующими материалами.

Таблица 2.2. Факторы, способствующие обводнению добывающих скважин

Методы ограничения водопритоков в скважины в зависимости от характера воздействия тампонажных материалов делятся на селективные и неселективные.

Большое распространение получил селективный метод, однако до настоящего времени нет общепризнанных критериев подбора изолирующих материалов и оценки области их эффективности применения в зависимости от свойств залежей нефти и особенностей эксплуатации объекта.