Файл: Томский политехнический университет школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки.pdf

19 непосредственной близости от призабойной зоны, т.к. именно там происходит наибольшее падение давления (некоторые исследователи отмечали – анализ керна из боковой стенки скважин показал, что отложения образовались в последних 9,5 мм породы).
При разработке нефтяных месторождений Западной Сибири с применением заводнения происходят гидрохимические изменения, сказывающиеся на формировании вод, добываемых попутно с нефтью. С закачкой воды в нефтяном пласте образуется сложная многокомпонентная система: закачиваемая вода - пластовая вода - погребенная вода - нефть с породы пласта. В результате сложных растворенным газом- внутрипластовых процессов в этой системе происходит увеличение концентрации сульфат-ионов в попутно добываемых водах. Поэтому все гипотезы причинах отложения гипса сводятся к объяснению причин увеличения в добываемой воде концентрации сульфат- ионов в связи с закачкой пресной или сточной вод, а также к изучению растворимости осадкообразующих соединений с изменяющимися термодинамическими условиями при подъеме жидкости с забоя скважины на поверхность.
Обобщение литературных данных позволяет выделить следующие основные причины увеличения сульфатности попутных вод и выпадения из них гипса на нефтепромысловом оборудовании при разработке месторождений
Западной Сибири:
1.
Выщелачивание гипса и ангидрита, содержащегося в скелете пласта, закачиваемой пресной водой.
2.
Обогащение попутно-добываемой воды сульфатными ионами за счет погребенных (остаточных) вод.
3.
Окисление сульфидов, имеющихся в пласте, а также серосодержащих компонентов нефти, до сульфатов кислородом воздуха, привносимым с закачиваемыми водами.
4.
Поддержание пластового давления путем закачки несовместимых с пластовыми пресных или сточных вод повышенной сульфатности.

20 5.
Переток чуждых сульфатных вод из-за некачественного цементирования или негерметичности обсадной колонны [2].
Обширными анализами установлено, что температурный диапазон образования сульфатно-кальцевых отложений для различных модификаций солей не однозначны. До 80°С преимущественно выпадает гипс, а после 120°С сульфатно-кальцевый осадок полностью состоит из ангидрида (безводный гипс).
Диапазон температур от 80°С до 120°С является переходным, где формируется бассанит, особенно в нетурбулентных системах, а также может встречаться любая из трех модификаций. В начальном диапазоне гипс, в конце, после 100°С, главным образом ангидрит. Тенденция к выпадению сульфата кальция определяется его растворимостью и возрастает с уменьшением минерализации растворов (смешение пластовой воды с пресной), при значительном снижении давления. При низких давления, близких к атмосферному, и температуре ниже
40°С активизируется выпадения гипса. При высоких температурах (свыше
100°С) активизируется выпадения ангидрита.
1.1.4 Образование хлористых солей
Хлористый натрий (NaCl) – основной солевой компонент практически всех пластовых вод нефтяных месторождений. Галит – 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 при добыче нефти встречены на тех месторождениях, где залежи нефти контактируют с высокоминерализованными рассолами. При обводнении нефтяных скважин этих месторождений пластовой водой отмечены многочисленные соляные пробки, причем осадок состоит почти исключительно из чистого галита. На месторождениях, эксплуатирующихся с применением закачки воды, отложения галита встречаются сравнительно редко.
Они отмечаются в тех скважинах, где попутная вода представлена пластовыми рассолами. По мере подхода нагнетаемой воды и образования смешанных вод

21 появление галитных пробок прекращается, хотя и возможно образование других солей.
Основная причина выпадения хлористого натрия из попутной воды нефтяных месторождений – это снижение температуры и давления, приводящее к их перенасыщению солью.
Из вышеперечисленного нам известно, что соли выпадают из водных растворов при их перенасыщении определенными ионами. Нефтяным месторождениям Западной Сибири наиболее свойственно солеобразование сульфатных и карбонатных осадков [3].

22 образованию сложных растворов, богатых нонами, некоторые из которых находятся на пределе насыщения для определенных минеральных фаз. Морская вода, как правило, содержит большое количество ионов, являющихся продуктами морской жизнедеятельности и водяного испарения. Грунтовые воды и воды неглубокого залегания часто разбавлены и отличаются по химическому составу от глубоких подземных вод, сопутствующих газу и нефти.
Образования отложений солей в добывающих скважинах является минерализованная перенасыщенная вода, в которой происходит формирование мелких
«зародышей». С достижением предельной для данных условий насыщенности на поверхности оборудования или в объеме жидкости практически мгновенно возникает множество мелких частиц, которые выступают центром кристаллизации. Значительное влияние на их рост оказывают: степень перенасыщенности растворов, начальная величина «зародыша», наличие примесей, шероховатость поверхности оборудования и т.д.
Со снижением давления ниже давления насыщения газ образуется не в объеме жидкости, а в пристенной области скважинного оборудования, что создает благоприятные условия для зарождения и интенсивного роста кристаллов солей.
На шероховатой поверхности оборудования за счет каталитической активности выступов образуется большое количество «зародышей», быстрее происходит формирование отложений. В наибольшей степени данное явления проявляется на стальных трубах.
Солеобразование начинается в тот момент, когда состояние любого природного раствора нарушено путем превышения растворимости одного или более компонентов. Растворимость же самих минералов имеет сложную зависимость от давления. Как правило, увеличение температуры приводит к увеличению температуры водной растворимости минерала. Больше ионов растворимо при высоких температурах. Аналогично, уменьшение давления приводит к уменьшению растворимости. Но не все минералы подчиняются типичной температурной зависимости. Например, карбонат кальция имеет

23 прямо противоположную зависимость в виде увеличения растворимости с уменьшением температуры. Растворимость сульфата бария увеличивается в 2 раза в температурном диапазоне от 25°С до 100°C и далее во столько же раз уменьшается по мере приближения к 200°С. В данном случае вещество влияет на свою же растворимость путем увеличения фоновых концентраций ионов.
Дополнительная сложность – растворимость карбонатных минералов в присутствии кислых газов, таких как диоксид углерода (СО
2
) или сероводород
(H
2
S). Растворимость карбоната увеличивается по мере увеличения кислотности, а СО
2
, и Н
2
S при высоком давлении обеспечивают существенную кислотность.
Следовательно, пластовые воды при контакте с карбонатными породами и растворенными газами могут насыщаться растворенным карбонатом. В общем, с понижением давления СО
2 высвобождается из водной фазы, вызывая рост водородного показателя, что и приводит к образованию осадка кальцит.
Факторы, приводящие к солеобразованию:
Увеличение концентрации солеобразующих ионов в попутно-добываемой и закачиваемой в пласт воды (подход фронта нагнетаемых вод, применение жидкостей глушения или других технологических жидкостей, содержащей солеобразующие ионы):
1.
Смешение в пласте несовместимых типов вод;
2.
Снижение забойного давления (при интенсификации добычи);
3.
Рост обводненности продукции скважин;
4.
Высокая температура ЭЦН;
5.
Высокий газовый фактор;
6.
Конструктивное исполнение ЭЦН. Образование застойных зон, коррозия поверхности и т.д.
1.3
Процесс формирования солевых отложений
Карбонатные и сульфатные отложения являются наиболее распространенными видами солей. Карбонатные отложения, в основном карбонат кальция, образуются при изменении термобарических условий пластов, а сульфатные отложения образуются вследствие химической несовместимости,

24 закачиваемой и пластовой вод при заводнении. Две воды называются несовместимыми, если они взаимодействуют химически, и при их смешивании осаждаются минералы. Типичным примером несовместимых вод являются морская вода с высокой концентрацией SO
4
-2
и пластовая вода с высокой концентрацией ионов Ca
+2
(Ba
+2
и Sr
+2
). Смешение этих вод вызывает осаждение
CaSO
4
(BaSO
4
и SrSO
4
). В связи с важностью решения задач борьбы с солеотложениями в нефтегазовой отрасли, многие исследователи попытались изучить механизм образования отложений солей с целью их прогнозирования, предупреждения или удаления.
В производстве углеводородов обычно фигурируют четыре основных события, приводящие к солеобразованию:
1.
Несовместимое смешение – смешение несовместимых нагнетаемых вод и пластовых вод может вызвать образование солевых отложений. Морская вода часто вводится в пласты при использовании вторичных методов повышения нефтеотдачи с использованием заводнения. В морской воде обычно содержится большое количество ионов сульфата (SO
4
), с концентрациями, зачастую превышающими 2000 мг/л, в то время как пластовые воды содержат двухвалентные катионы Са
2+
и Ва
2+
. Смешение жидкостей в породах вокруг скважины дает новые жидкости с комбинированными концентрациями ионов, которые явно выше предельных растворимостей для сульфатных минералов.
Отложения сульфата кальция (СaSO
4
) образуются в пластах известняка, а отложения сульфата бария (BaSO
4
) и стронция (SrSO
4
) в пластах песчаника. Если данные отложения присутствуют в пласте, то их трудно удалить химическим или механическим путем. Смешение несовместимых вод также может происходить в трубах, при этом образуются солевые отложения, которые вполне могут быть удалены как химическим, так и механическим способом.
2.
Автоосаждение – пластовая жидкость по мере продвижения подвергается изменениям температуры и давления. Если такие влияния затрагивают жидкость с составом, превышающим пределы растворимости для данного минерала, то он будет выделятся в виде осадка – это явление называют

25 автоосаждением или самоосаждением. Сульфатные и карбонатные осадки могут образоваться в результате изменения давления внутри скважины или же любого другого изолированного оборудования. Осадок хлорида натрия (галит) образуется аналогичным образом из высококонцентрированных рассолов, подверженных сильным падениям температуры. Другая серьезная проблема встречается, когда карбонатные отложения образуются из пластовых жидкостей, содержащих кислые газы. Понижение давления в процессе добычи флюида приводит к высвобождению газов, которые увеличивают рН и вызывают солеотложения. Осаждение карбоната может простираться от пород вокруг ствола скважины и далее по трубам до наземного оборудования, по мере того как пластовые воды будут постепенно изменять свою температуру и давление.В случае карбонатных осадков температурные эффекты зачастую работают против эффектов давления. Например, давление падает на устье скважины, что может привести к появлению солевых отложений в породах. По мере подъёма жидкости вверх по трубам к температурам на дневной поверхности и наружному давлению, падение результирующей температуры может опередить эффект давления, снижая при этом солеотложение внутри труб. С другой стороны, постепенное уменьшение давления от устья скважины к поверхности может привести к интенсивному выделению осадка в трубах и наземном оборудовании.
3.
Солевыделение, вызванное испарением – образование солевых отложений также связано с параллельно идущей добычей углеводородных газов и пластовых рассолов (влажный газ). По мере уменьшения гидростатического давления в трубах увеличивается объем углеводородного газа и все еще остающаяся горячей фаза рассола испаряется.
Это обусловливает концентрирование растворенных ионов и превышение растворимости минералов в оставшейся воде. Это является типичной причиной выделения галита в скважинах с высокой температурой и давлением, но таким образом могут формироваться так же и другие осадки.
4.
Закачка газа-заполнение пласта газообразным СО
2
, проводимое с целью вторичного повышения нефтеотдачи, также может привести к солевым

26 выделениям. Вода при контакте с СО
2
становится слабой кислотой и растворяет кальцит в пласте. Последовательное падение давления в пласте, окружающем эксплуатационную скважину, может заставить СО
2
выделяться из раствора и вызвать осаждение карбоната на перфорационных каналах и в порах пласта возле скважины. Образование солевых отложений в области скважин может снова вызвать уменьшение давления и дальнейшее осаждение. Подобно автоосаждению этот самоускоряемый процесс может полностью перекрыть перфорационные каналы или создать непроницаемый заслон между скважиной и пластом на несколько дней, полностью остановив добычу.
Автоосаждение может привести к проблемам в эксплуатационных скважинах (справа), когда солеотложения формируются возле входов каналов перфорации (правая вставка). Падение давления над породами вблизи ствола скважины может привести к растворению осажденного CaCO
3
. Смешение несовместимых нагнетаемых и пластовых вод может привести к осаждению солей в породах пласта (слева) (рисунок 4).
Рисунок 4 –
Повреждение эксплуатационных скважин
Так же процессу солеобразования способствует вынос из призабойной зоны пласта кварцевого песка и алевритоглинистых частиц, являющихся зародышами для кристаллов соли.