Выпадение в осадок неорганических солей

В условиях разработки месторождений Западной Сибири одним из серьезных осложнений, снижающих дебиты скважин и их межремонтный период, являются отложения неорганических солей в призабойной зоне пласта и в нефтепромысловом оборудовании: насосах, на поверхности погружных электродвигателей, насосно-компрессорных труб, обсадных колоннах, выкидных коллекторах, замерных установках (рисунок 2.3).

Факторы, влияющие на солеотложения в скважинах:

а) несовместимость вод в пласте (смешение остаточной воды с закачиваемой);

б) барометрические условия снижение забойного давления ниже давления насыщения приводит к снижению СО₂ и выпадению карбоната кальция;

в) термометрические условия;

г) повышение температуры потока добывающей жидкости из-за теплоотдачи погружного электродвигателя (снижается растворимость карбоната кальция и как следствие отложение солей на колёсах ЭЦН)

д) увеличение концентрации солей за счет испарения воды в низко обводненных скважинах;

е) интенсивное солеотложение при выводе скважины на режим после глушения.

Важнейшими факторами, влияющими на осадконакопление и состав образующихся солей, являются состав пластовой воды и степень пересыщения ее солями. Состав попутно-добываемых вод сложен, они в разной степени пересыщены различными солями, и тогда на поверхности оборудования может происходить сокристаллизация нескольких солей.

Рисунок 2.3 - Отложившиеся соли

Причины выпадения солей. Выпадение химического вещества в осадок из раствора происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную, т.е. когда выполняется неравенство:

Сi ≥ C_{i, Р},

где Сi – концентрация соединения или иона потенциально способного к выпадению в осадок,

Ci. _P – равновесная при данных условиях концентрация соединения или иона.

Из этого неравенства следует, что:

- первое из этих условий имеет место при смешивании вод разного состава несовместимых друг с другом и растворении горных пород.

- второе – при пересыщении вод в результате изменения термобарических условий, испарении воды, выделении газов. Из-за разной проницаемости пропластков нефтяного пласта в добывающей скважине также происходит смешение остаточной воды, вытесняемой вместе с нефтью, с закачиваемой водой в различных соотношениях, что приводит к выпадению солей в призабойной зоне скважины.

Этот фактор может оказывать решающее влияние на солеотложение при прорыве нагнетаемых вод в призабойную зону скважины. Подъем по скважине добываемой продукции сопровождается снижением температуры и давления. Из продукции при снижении давления ниже давления насыщения выделяются газообразные компоненты, что приводит к снижению содержания углекислоты в водной фазе.

Образование отложений солей приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

В настоящее время решение вопросов предотвращения солеобразования усложняется в связи с образованием в скважинах отложений солей сложного состава, содержащих в различных соотношениях сульфид железа. Образование таких отложений является следствием не только сложных геохимических изменений в пластах и попутно - добываемых водах, но и микробиологических процессов в призабойной зоне пласта и скважинах. Микробиологические процессы дополнительно осложняют эксплуатацию скважин из-за образования сероводорода и интенсификации коррозии оборудования, увеличения доли сульфида железа в осадках.

Ряд исследователей связывает процесс солеотложения со смачиванием поверхности металла пересыщенной солями пластовой водой, полагая, что возникновение зародышей кристаллов происходит на гидрофильной поверхности оборудования. В реальных же условиях, после снятия солевых осадков с поверхности оборудования, часто обнаруживаются следы пристенных адсорбционных слоев из органических веществ, прочно связанных с кристаллическими отложениями и металлом. Очевидно, что образовавшиеся в объеме жидкости кристаллы прилипают к гидрофобному слою, состоящему из активных компонентов нефти. Активные компоненты нефти способствуют интенсификации процесса накопления солей. Кроме того, адсорбируясь на границе раздела фаз, они увеличивают адгезию между частицами и поверхностью оборудования. Отложения из скважин содержат как адсорбированные компоненты нефти, так и кристаллически-связанные, которые гидрофобизируют поверхность солевых отложений и придают осадкам желтовато-коричневый цвет. Выявлено, что с увеличением количества компонентов нефти в растворе, скорость осадконакопления существенно возрастает.

Отложения солей существенным образом влияют на межремонтный период работы скважин, оборудованных УЭЦН, более 20% установок, вышедших из строя, не отработали гарантийный срок - 1 год, на 16 скважинах было произведено по два и более подземных ремонта, связанных с восстановлением работоспособности УЭЦН, а межремонтный период по ним составляет 40... 120 суток. Образование отложений солей в рабочих органах ЭЦН и вызываемый ими износ является основной причиной как преждевременных выходов установок из строя, так и аварий, связанных с падением их на забой скважин.

Образование отложений солей в скважинах и насосном оборудовании приводит к ухудшению показателей эксплуатации насосных установок и недоборам нефти, повышенному износу рабочих органов насосов, авариям и преждевременным ремонтам оборудования. Предотвращение процесса осадкообразования в скважинах требует привлечения дополнительных материальных и трудовых ресурсов. В итоге отложение солей приводит к значительным издержкам производства и увеличению себестоимости добычи нефти.

Отложение солей в ЭЦН

Исследованиями при осмотре УЭЦН было выявлено следующее распределение отложений по длине насоса. Установлено, что в 45% случаев отложения наблюдаются в первых (от двух до восьми) направляющих аппаратах и рабочих колесах. В 21% случаев отложения наблюдаются, кроме первых направляющих аппаратов и рабочих колес, еще и в последних 3...5 направляющих аппаратах и колесах. Около 13% случаев отложения наблюдаются по всей длине установки, но с преобладанием их в первых и последних ступенях, при этом в средней части насоса отложения незначительны и носят прерывистый характер.

Основными компонентами большинства промысловых отложений являются карбонат кальция, сульфат кальция и сульфат бария. В скважинах отложения чистых сульфата или карбоната кальция встречаются редко. Обычно они представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Процесс выпадения в осадок сульфата или карбоната кальция протекает в три стадии. На первой стадии ионы кальция соединяются сульфатными или карбонатными ионами и образуют молекулы. Далее молекулы объединяются в микрокристаллы, служащие центрами кристаллизации для остального раствора. Агрегаты кристаллов растут и при достижении определенных размеров выпадают в осадок или прилепляются к стенкам оборудования.

Неорганические отложения встречаются в трех формах:

а) в виде тонкой накипи или рыхлых хлопьев,

б) в слоистой форме,

в) в кристаллической форме.

Отложения первого вида имеют рыхлую структуру, проницаемы и легко удаляются. Слоистые отложения, такие как гипс, представляют собой несколько слоев кристаллов, иногда в виде пучка лучин заполняющих все сечение трубы. Кристаллические структуры, такие как барит и ангидрит образуют очень твердые, плотные и непроницаемые отложения. Барит настолько плотен и непроницаем, что с помощью химических обработок, удалить его со стенок оборудования не представляется возможным.

Отложения солей на работу УЭЦН в добывающих скважинах оказывают крайнее негативное влияние. Поэтому в нефтегазодобывающих предприятиях действует определенная комплексная система по обеспечению эффективной эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН, охватывающую всю технологическую цепь по схеме: пласт – скважина - УЭЦН. Проводимые мероприятия позволяют ежегодно улучшать технико-экономические показатели эксплуатации УЭЦН. Однако по ряду скважин эти показатели остаются на низком уровне и даже ухудшаются из-за прогрессирующего влияния некоторых условий, осложняющих эксплуатацию УЭЦН, в первую очередь, связанные с образованием сульфидосодержащих осадков. Ингибиторы солеотложении инкредол, дифонат и другие, хорошо зарекомендовавшие себя для предотвращение отложений гипса, карбонатов оказались малоэффективными в условиях осадкообразованиях с сульфидом железа. Эксплуатационные показатели ЭЦН еще более ухудшаются при добыче нефти из наклонно-направленных скважин. Повысить эффективность работы электроцентробежных насосов в этих условиях возможно за счет:

а) предотвращения солеотложении, удаления уже образовавшихся осадков в работающей установке;

б) обеспечения длительной защиты подземного оборудования от солеотложении и коррозии;

в) совершенствования компоновки установки путем использования специальных устройств для повышения устойчивости ее работы в скважине с ориентированным профилем и осложненных отложениями солеи.

Гипсовые или карбонатные соли откладываются на наружной поверхности погружного электродвигателя, на токоведущем кабеле, на рабочих органах насоса. Установлено, что отложения солей охватывают всю поверхность ПЭД, протектора и насоса слоем толщиной в 1, 5...2 мм. На рабочих органах значительная прочность отложений при толщине в десятые доли миллиметра и уменьшение отложений в направлении от первых рабочих колес к последним.