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

27
Рисунок 5 – Появление осадков солей при заводнении [6]
1-2 – смешивание нагнетаемых вод;2-3 – увеличение давления и температуры;3-4 – снижение давления, и продолжающийся рост температуры;3-6 – состав раствора может быть отрегулирован катионным обменом;4-6 – смешивание несовместимых вод в коллекторе;5-10 – снижение давление и температуры; выделение углекислого газа и испарение воды вследствие снижения давления, если газовая фаза присутствует или образуется в этих местах;6 – смешивание пластовой и закачиваемой вод;7 – смешивание вод, полученных из различных зон;8 – смешивание добываемой воды, с рассолом, пришедшим из обсадной колонны при неплотности.
1.3.1 Идентификация солевых отложений
Идентификация местоположения и состава солевых отложений – первый шаг в разработке экономичных методов их устранения.
Эксплуатационные колонны НКТ и наземное оборудование – солевой осадок в эксплуатационных колоннах НКТ может встречаться в виде толстого слоя, плотно прилегающего к их внутренней поверхности. Зачастую он имеет толщину в несколько сантиметров и имеет кристаллы диаметром до 1 см и более.
Первичный эффект роста солевых отложений заключается в том, что скорость

28 добычи снижается за счет увеличения неровности поверхности труб, при этом в них снижается диаметр протока. Следовательно, давление растет, а добыча падает. По мере увеличения роста кристаллов становится невозможным доступ к нижним секциям скважины, при этом поток через трубы стремительно падает
(рисунок 6). Солеотложения на трубах различается по химическому составу и состоят при этом из слоев солей, отложенных на протяжении истории скважины.
Зачастую солеотложения содержат асфальтеновые или парафиновые слои, а также слои солей, прилегающие к трубам, которые содержат сульфиды железа, карбонаты или продукты коррозии. Расположение солевых отложений на трубах может меняться от перфорационных отверстий до устья, где они сдерживают добычу за счет уменьшенной пропускной способности труб, забитых патрубков, упущенного инструмента. Солевой налет обычно располагается слоями и иногда бывает покрыт парафиновым или битуминозным покрытием (вставка).
Изъязвления и коррозия стали могут развиваться под слоем солевых накоплений благодаря бактериям и кислому газу, нарушая целостность стали.
Рисунок 6
–
Солеотложения внутри труб
Породы приствольной зоны – карбонатные или сульфидные отложения
(типичные для участков вблизи скважин) имеют меньший размер частиц, чем отложения, находящиеся внутри труб, т. е. размер их имеет величину порядка микрон, а не сантиметров. Это приводит к закупориванию гравийной набивки и

29 фильтров, а также пор в материнской породе. Солевые отложения, прилегающие к стволу скважины, обычно формируются в течение продолжительных остановок скважины ввиду смешений несовместимых вод из разных слоев.
Полагают, что такой солевой налет играет роль покрытия (рисунок 7). Удаление путем химического растворения или при помощи кислот способно резко поднять добычу.
Рисунок 7 – Воздействие на материнскую породу
Солеотложения ограничивают поток флюида через пласт, приводя к потере проницаемости.
Нагнетательные скважины – негативное воздействие солеотложений в нагнетательных скважинах обычно обусловлено ускоряемыми температурой отложениями из нагнетаемых вод. Вдобавок к этому, несовместимые взаимодействия могут произойти вблизи скважин, в случае, если закачиваемые воды контактируют либо с пластовыми водами, либо с рассолами для закачивания. Данная проблема распространяется на ранние стадии процесса нагнетания, когда закачиваемые воды контактируют с несовместимыми водами в зоне, прилегающей к скважине. Образовавшиеся здесь солевые накопления могут снизить проницаемость пласта и тем самым снизить эффективность стратегии нагнетания. Автоосаждение из закачиваемых вод может

30 спровоцировать рост солеобразования, сужая при этом пропускную способность труб. Карбонат кальция может осаждаться в результате увеличения температуры и давления, приводя к осаждению и изменениям вблизи скважины, особенно в скважинах с высоким давлением и температурой. Несовместимые смешения закачиваемой и пластовой воды также приводят к аналогичным негативным последствиям (рисунок 8).
Рисунок 8 – Повреждения нагнетательных скважин
1.4
Осложнения в работе оборудования
Образование отложений неорганических солей является одной из основных проблем нефтяной и газовой промышленности, так как многие месторождения находятся на поздней стадии разработки, и их обводненность увеличивается. Традиционно, солеотложение рассматривается как проблема, возникающая в призабойной зоне пласта, в нагнетательных и добывающих скважинах, клапанах, установках электроцентробежных насосов (УЭЦН), насосно-компрессорных трубах (НКТ), подземном и наземном оборудовании, и системах сбора, транспорта и подготовки нефти и воды, которая снижает коэффициент продуктивности добывающих скважин.

31
Сегодня общеизвестно, что основными причинами отказов установок электроприводных центробежных насосов на месторождениях Западной Сибири являются солеотложение и засорение рабочих органов механическими примесями (рисунок 9).
Рисунок 9 – Типичное распределение причин отказов установки электроприводного центробежного насоса
Практически 70% отказов УЭЦН связаны с отложением солей и засорением механическими примесями, которые во многих случаях тоже являются теми же самыми солями, которые не отложились на поверхностях скважинного оборудования, а выпали в качестве твердого осадка и потом попали вместе с потоком жидкости внутрь насоса. В самом насосе соль отлагается в рабочих органах: в первую очередь, на первых и последних ступенях насоса – до
45 и 21% соответственно (рисунок 10).
Рисунок 10 – Солеотложения на рабочих органах электроцентробежного насоса
До 21% солей в сумме оседает в НКТ (рисунок 10), газосепараторах, на корпусе погружного электродвигателя, до 13% солей отлагается по всей внутренней поверхности корпуса насоса [7].

32
Рисунок 11 – Отложения барита в насосно-компрессорных трубах
Рисунок 12 – Солеобразования в эксплуатационных колоннах
Это происходит из-за повышения температуры двигателя, вследствие которого уменьшается растворимость карбонатных солей и увеличивается интенсивность их выпадения. Наиболее выраженное выпадение солей на первых ступенях связано с тем, что они работают с минимальными КПД из-за большого количества свободного газа, что приводит к повышению температуры на этих ступенях. Вторым фактором, увеличивающим отложение кальцитов на первых ступенях, является резкое уменьшение количества газовой фазы в перекачиваемой жидкости, что также уменьшает растворимость солей и повышает интенсивность их выпадения. Сильно выраженное выпадение солей

33 на последних ступенях центробежных насосов, скорее всего, связано с высокой температурой жидкости, которая прошла через все элементы скважинного насоса.
Наибольший интерес представляет характер отложений на силовом кабеле.
Они опоясывают кабель плотным кольцом. Если отложения на наружной поверхности насоса и протектора представляют собой равномерный слой, а кристаллы солей невидимы или носят беспорядочный характер, то на кабеле соли представлены ярко выраженными кристаллами в форме параллелепипедов, расположенных радиально от центра. Поверхность кабеля превращается в своеобразный «ёжик». Здесь, по-видимому, происходит поляризация кристаллов солей под влиянием магнитного поля, образуемого при прохождении электрического тока.
И, наконец, последним участком повышенной интенсивности солеотложения может стать верхняя часть колонны НКТ при значительном снижении давления. При эксплуатации скважин возможны различные режимы откачки, характер которых влияет на вероятность и скорость выпадения солей, обуславливая осаждение солей на тех элементах скважинного оборудования, которые отвечают за работоспособность. Отложения минеральных солей (ОМС) на нефтепромысловом оборудовании в трубах, ПЗП и в пласте приводят к потере эксплуатационного времени скважин за счет остановок на ремонтные работы, уменьшают дебит скважин приводят к уменьшению рабочего сечения трубопроводов, загрязнению перекачиваемой или перерабатываемой среды, а также способствует повышению давления в оборудовании и трубопроводах.
Таким образом ОМС следует рассматривать как фактор, существенно осложняющий эксплуатацию нефтепромыслового оборудования.
При проведении защитных мероприятий, например, ингибирования, необходимо учитывать взаимосвязь рассмотренных процессов, иначе эффективность проводимых мероприятий может значительно понизиться. Наиболее интенсивное солеотложение происходит в прискважинной зоне скважин, а также

34 при изменении термобарических условий (Т, Р) – на приеме УЭЦН, у башмака лифтовой колонны, на устье скважины, в выкидных линиях.
Процесс накопления солевых отложений на поверхности оборудования начинается с зарождения и роста кристаллов соли в отдельных точках, концентрирующихся в основном вдоль различного рода дефектов поверхностей любой природы (стекла, органического стекла, полиэтилена, стали и других материалов).
Одна из причин отказа электропогружного оборудования по вине солеотложений является «Клин». «Клин» – увеличение рабочего тока выше номинального, срабатывание защиты от перегруза и невозможность дальнейшей эксплуатации УЭЦН. Причиной клина УЭЦН могут являться такие причины как: прихват рабочих органов ЭПО вследствие отложения солей и выноса нерастворимых твёрдых частиц из пласта. Растворенные в эмульсии соли при изменении термобарических условий оседают на рабочих органах, как секций насоса, так и вспомогательного погружного оборудования, так же, как и механические примеси и частицы вымываемой горной породы. Происходит частичное подклинивание составных частей ЭПО: вал - рабочее колесо, рабочее колесо - корпус.
Таблица 4 – Обнаружение осадков солей в скважинах на Ванкорском месторождении
Таблица удалена, так как содержит коммерческую тайну.
На основании результатов разборов УЭЦН, рассмотрим режимы эксплуатации данных скважин, таблица 5 (приложение А)
Как видно из данной таблицы при эксплуатации данных скважин созданы благоприятные условия для выпадения карбонатов в подземном оборудовании:
-
Снижение Р
заб ниже Р
нас
. Снижение давления сопровождается перераспределением растворенного СО
2
между водой и нефтью и приводит к выпадению карбоната из насыщенных солеобразующими ионами сред;
-
Высокая температура двигателя и рабочих органов. С ростом температуры снижается растворимость карбоната кальция. На скважинах с

35 высоким ГФ (газовый фактор) существует необходимость установки режима токоограничения (I-lim), данный режим влечет за собой работу в режиме
«пустого» насоса на холостом ходу в течении времени, необходимого для
«прогазовки» и подхвата жидкости насосом. В свою очередь работа на данном режиме влечет за собой риски перегрева рабочих органов секций насоса.

36