Скачать презентацию
Идет загрузка презентации. Пожалуйста, подождите
Презентация была опубликована 11 лет назад пользователемautotechnologist.com
1 Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М. Губкина ООО «ЦОНиК им.И.М.Губкина» Кафедра машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности Москва2009
2 СОЛЕОТЛОЖЕНИЕ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ
3 НЕМНОГО ТЕОРИИ Важной особенностью воды является свойство растворения в определенной мере твердых веществ, в частности неорганических солей, и их кристаллизации в зависимости от термобарических условий и химического состава растворов. С понижением температуры и давления снижается растворимость сульфатных солей, например барита и гипса, и происходит их выпадение, за исключением ангидрита (безводный гипс), который выпадает при высоких температурах. В противоположность сульфатным солям при низких температурах повышается растворимость кальцита и осадкообразование происходит при высоких температурах с частичным понижением парциального давления СО2. Присутствие диоксида углерода (С02) в воде повышает растворимость карбоната кальция. Существенное влияние на растворимость солей оказывает наличие в растворе хлористого натрия. Наряду с термобарическими условиями, важной причиной образования осадков неорганических солей является смешение химически несовместимых вод, что, как и вышеуказанные свойства растворимости солей, требует сложных гидрохимических расчетов. Ниже приводятся основные положения, которые необходимо учитывать при подобного рода расчетах в связи с решением проблемы солеобразования.
8 УСЛОВИЯ РАСТВОРИМОСТИ ТВЕРДЫХ ВЕЩЕСТВ Твердое вещество в определенных термобарических условиях (при постоянном давлении и температуре) растворяется в воде до тех пор, пока не достигнет предельной или равновесной концентрации его в растворе, то есть когда за равные промежутки времени растворяется и осаждается одинаковое количество вещества. Ниже приведена растворимость имеющих отношение к нефтяным водам неорганических соединений в граммах безводного вещества на 100 г воды при температуре 20°С: Углекислый калий (К2С03)111,5 Гидроокись натрия (NаОН)107,0 Хлористый кальций (СаС12)74,5 Хлористый магний (МgС12)54,3 Хлористый аммоний (NН4С1)37,4 Хлористый натрий ((NaС1)35,9 Хлористый барий (ВаС12)35,7 Сернокислый магний (МgS04)35,6 Хлористый калий (КС1)34,4 Углекислый натрий (Nа2S03)21,6 Сернокислый натрий (Nа2S04)19,1 Сернокислый кальций (СаS04)2,0 Гидроокись бария Ва(ОН)23,5 Гидроокись кальция Са(ОН)20,17 Карбонат кальция (СаСО3)0,06.
9 О растворимости солевых соединений в растворах судят по величине их произведения растворимости. Так, если вещество с химической формулой К Х А У диссоциирует в растворе по уравнению КхАу хКу+ +уАх-, то его произведение растворимости таково: LKxAy=(aK)x x (aA)y(2.1) где аК и аА - активные концентрации катиона и аниона в насыщенном растворе, находящиеся в равновесии с образующимся веществом. Произведение растворимости обычно определяют экспериментально, используя химический анализ насыщенных растворов данного вещества в воде разной минерализации и состава при различных величинах температуры и давления. Для растворов высокой концентрации, к которым относятся большинство пластовых вод нефтяных и газовых месторождений, произведение растворимости (LKxAy) называют произведением термодинамических активностей (активных концентраций) ионов, образуемых в воде труднорастворимым веществом в условиях равновесия раствора с твердой фазой. Для каждого раствора, независимо от того, является ли он недонасыщенным, насыщенным или перенасыщенным, по данным химического анализа всегда можно рассчитать фактическую величину произведения активных концентраций ионов (ПРКхАу) растворенного вещества. Расчет производится по формуле, аналогичной (2.1): ПРКхАу=(aK)x x (aA)y(2.2) где аК и аА - активные концентрации катиона (Кt) и аниона (Аn), находящиеся в данном растворе. Нетрудно видеть, что в насыщенном растворе ПРК х Ау=LK x Ay,
10 Введением понятия об активной концентрации иона, или просто активности, учитываются силы электростатического взаимодействия всех ионов, находящихся в растворе. Активность иона равна произведению грамм-ионной концентрации (m) данного иона на его коэффициент активности (γ). В соответствии с этим формулу (2.1) можно записать в виде: LKxAy= (aK)xx(aA)y=(mK)x x (γ K)x x (mA)y x (γ A) y (2.3) Коэффициент активности (γ). отражает степень взаимодействия ионов, наличие ионных ассоциаций, ионное отталкивание и является функцией минерализации и температуры. Согласно теории Дебая и Гюккеля величина коэффициентов активности ионов в растворах высокой минерализации определяется по логарифмической формуле, где z - валентность иона, μ - ионная сила раствора, d - эффективный диаметр иона, А, В и С - коэффициенты.
11 Ионную силу раствора рассчитывают по формуле: где т - концентрация ионов в г-ион/кг воды (моляльность); г - валентность. Моляльность ионов может быть вычислена исходя из значений концентрации (С) в мг-экв/кг раствора и его плотности (р) по уравнению: где С - концентрация иона, мг-экв/кг раствора; плотность, кг/м3; М - общая минерализация раствора, мг/кг.
12 РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В ВОДЕ Наличие в водных растворах газов оказывает влияние на растворимость солевых соединений. В частности, присутствие диоксида углерода (С0 2 ) повышает растворимость карбоната кальция. Растворимость газов выражается следующей зависимостью: С=10,2 P x K(2.10) где С - растворимость газа в воде, мг/л; Р - давление газа над раствором, МПа; К- коэффициент пропорциональности, выражающий растворимость газа при давлении 0,1 МПа (табл.2.2). Растворимость газов в воде уменьшается с повышением температуры, что можно видеть по значениям коэффициента К, приведенного в табл. 2.2.
13 Например, с повышением количества растворенных солей до 40 г на один литр воды растворимость кислорода понижается на 25 %. Растворимость газа не меняется от присутствия над раствором других газов и зависит от давления, создаваемого как бы одним данным газом. Растворимость некоторых газов в воде при парциальном давлении 0,1 МПа (мг/л) и температуре 20 С: Кислород- 43,39; Углекислый газ – 1689; Сероводород – При наличии над раствором нескольких газов их растворимость определяется законом Генри-Дальтона: растворимость каждой составной части смеси газов в жидкости пропорциональна парциальному (частичному) давлению данной составной части над раствором.
14 Наибольшей растворимостью в воде характеризуется С02 (диоксид углерода) и Н2S (табл. 2.2). Растворяясь в воде, диоксид углерода частично вступает с ней во взаимодействие с образованием угольной кислоты, что учесть в отдельности (диоксид углерода и угольную кислоту) трудно. Поэтому учитывается суммарная концентрация этих компонентов в воде как свободная угольная кислота (С02 сво6) в пересчете на диоксид углерода. Существуют другие оценки содержания угольной кислоты в воде - гидрокарбонатная (НСО3-) при диссоциации угольной кислоты по первой ступени и в виде карбонат-иона (СО32-), образующегося при диссоциации угольной кислоты по второй ступени. Присутствовать в воде одновременно все В состоянии равновесия определенному содержанию в воде гидрокарбонат-иона (НСО3-)соответствует определенное количество свободной углекислоты (С02своб), которую принято называть равновесной угольной кислотой (С02)р и которая в форме весовой концентрации (мг/л) рассчитывается по следующей формуле:
15 ПРИЧИНЫ И УСЛОВИЯ СОЛЕОБРАЗОВАНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ Солеобразование при разработке и эксплуатации залежей нефти -достаточно сложный и многофакторный процесс, обусловленный как природными, так и техногенными явлениями. В результате термобарических изменений (температуры и давления) и смешения химически несовместимых вод при движении водо-нефтяного потока по стволу скважины и в системе наземного внутри-пластового сбора и подготовки нефти из пересыщенных солями растворов происходит выпадение неорганических осадков. Если факторы, способствующие насыщению солями закачиваемых в нефтяные залежи для поддержания пластового давления вод можно отнести к природным, то образование солевых отложений большей частью является результатом техногенного действия. Обмениваясь с породой пласта-коллектора и пластовыми жидкостями, закачиваемая в залежь вода формирует определенный химический состав. При поступлении в скважину из неоднородных пропластков воды разного химического состава могут быть химически несовместимыми и при смешении образовывать осадки комплекса солей. По мере подъема и динамики газожидкостной смеси по стволу скважины, разгазирования, термобарических изменений, различных скоростей потока, определяемых дебитом скважин и конструкцией подъемного лифта, из смесей выпадают вторичные осадки солей и на устье скважины поступает фильтрат с иным соотношением солеобразующих ионов в растворе. Известно, что при определенных поверхностных условиях пересыщенные солями растворы могут долгое время оставаться стабильными, не проявляя склонности к осадкообразованию. Однако, под воздействием нарушающего равновесие солевого раствора, образуются осадки солей. Этому могут способствовать, например, попадание механических примесей и продуктов коррозии, как центров кристаллизации, различные химические обработки, явление облитерации в системе теплообмена при внутрипромысловой подготовке нефти и другие механизмы.
16 Наряду с условиями, характеризующими свойства солевых растворов, как показывает практика, на отложение солей оказывают влияние технологические особенности разработки залежей, например, активность системы заводнения с повышенным давлением нагнетания. Основным источником солеотложений являются пластовые и попутно добываемые с нефтью в результате заводнения залежей воды, в зависимости от химического состава и степени их насыщения солями. В связи с этим, для наиболее полного представления о причинах и условиях солеобразования в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, важно знать гидрохимические закономерности их изменения.
17 ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ВОД ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ Необходимость развития гидрохимии нефтяного пласта, диктуется современной практикой разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений в условиях высокой обводненности добываемой продукции. Вода, как самая мобильная и чуткая система, несет косвенную информацию о внутрипластовых процессах - сорбции и десорбции, диффузии, ионном обмене, гидратации и дегидратации, растворении и выщелачивании, осадкообразовании солей, смесимости, био, осмотических, фильтрационных и других скрытых от глаз физико-химических явлениях. Не случайно многие, достаточно эффективные технологии разработки залежей с применением методов повышения нефтеотдачи пластов не оправдали себя при опытно- промышленном внедрении только лишь потому, что не учитывалась и не контролировалась гидрохимическая обстановка продуктивного пласта. Хотя метод гидрохимии, широко используемый как научная дисциплина в геолого-поисковых целях, применяется нефтяниками-исследователями и при разработке залежей углеводородов, однако, нужного распространения в нефтепромысловой практике он не получил, ограничившись лишь массовым отбором попутно добываемых с нефтью вод и сокращенным анализом их химического состава. Уже для того, чтобы эффективно бороться с обводненностью при добыче нефти, в том числе и с процессом солеобразования как негативным явлением, нефтяные воды необходимо изучать.
18 ПОПУТНЫЕ ВОДЫ ПРИ ЕСТЕСТВЕННОМ РЕЖИМЕ ИСТОЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ При естественном режиме разработки залежей нефти (без заводнения для поддержания пластового давления) гидрохимические закономерности попутных вод обусловлены неоднородностью составаподстилающих залежи пластовых и погребенных вод по площади и в разрезе. Возможные взаимоотношения данных вод около залежей схематично отражены в работе Ю. П. Гаттенбергера и В. П. Дьяконова [1979 г.], что показано на рис Стабильность состава попутных вод (рис. 3.1.а) характерна для большинства нефтяных залежей, встреченных в платформенных нефтегазоносных провинциях, например, в пластах терригенной толщи девона и карбона Урало-Поволжья. Снижение минерализации попутных вод (рис ) было впервые обнаружено еще в 30-х годах прошлого столетия Г.М. Сухаревым для залежей в Караган-Чокракских пластах Терско-Сунженской области (месторождения Октябрьское, Ташкалинское, Старогрозненское и др.). Минерализация попутных вод этих залежей сопровождалась уменьшением концентрации хлора, натрия, иода и увеличением содержания сульфат-иона. Долгое время подобный характер изменения минерализации попутных вод считался едва ли не основным.
19 Рис Схема изменения состава попутных вод во времени в зависимости от соотношения подстилающих нефтяную залежь пластовых (краевых и подошвенных) и погребенных вод: а - пластовая вода однородна, погребенная вода аналогична пластовой; б - пластовая вода неоднородна, подошвенная вода осолоненная; в - пластовая вода неоднородна, подошвенная вода опресненная; г - подошвенная и погребенная вода опреснены по сравнению с краевой водой; / - нефть или газ с погребенной водой; 2 - пластовая вода; 3 - опресненная вода; 4 - осолоненная вода; М - общая минерализация
20 Сходные закономерности снижения минерализации вод в 4-8 раз по направлению от свода антиклинали к ее крыльям установлено на некоторых участках в нижнем отделе продуктивной толщи Азербайджана, в условиях проявления природного элизионного (отжимного) режима пластов. Уменьшение минерализации вод с удалением от контура нефтеносности отмечено также в заливообразных залежах Майкопских отложений Краснодарского края. Увеличение минерализации попутных вод (рис в, г) отмечено впервые Г.М. Сухаревым для единичных залежей. Позже такой характер изменения попутных вод был установлен для многих месторождений, особенно Урало-Поволжья и Терско-Сунженской области.
21 Изменение состава и увеличение минерализации попутных вод многих месторождений Самарской Луки (Самарская область) было детально изучено А. Н. Козиным. По его данным, например, для залежи пласта Б2 Губинского месторождения в среднем за год минерализация попутной воды увеличивалась на 4-6 мг-экв/100 г, а при проведении форсированного отбора жидкости - на 8-18 мг-экв/100 г. Одновременно с увеличением минерализации происходили изменения состава воды - увеличивалось содержание хлоридов щелочных металлов (первая соленость), уменьшалось содержание хлоридов кальция и магния (вторая соленость), увеличивались содержание брома и коэффициент метаморфизации. Хлоркальциевый тип воды не менялся. В начальный период обводнения скважин подошвенной водой ее минерализация составляла мг-экв/100 г, тогда как после 10 лет водной эксплуатации минерализация попутной воды увеличивалась до мг-экв/100 г. Минерализация вод в законтурных скважинах составляла мг-экв/100 г. Подобные изменения состава и минерализации попутных вод наблюдались при разработке соседних месторождений: Заборовского, Сызранского, Губинского, Карлово-Сытовского и др.
22 Таким образом, как было впервые отмечено Г. М. Сухаревым и А. Н. Козиным, это свидетельствует о наличии опресненных вод в подошвенной части залежи, которые поступают в скважины в начальный период их обводнения. По мере развития процесса разработки залежи к скважинам подтягиваются воды из более удаленной законтурной области, что приводит к соответствующему увеличению минерализации и изменению состава попутных вод. Однако рост минерализации попутных вод может происходить вследствие того, что пониженной минерализацией обладает не только подошвенная пластовая вода, но и погребенная нефтеносного пласта. Ее опресняющее влияние проявляется наиболее сильно в начальных стадиях обводнения скважин, а затем, по мере промывки пласта законтурной водой, минерализация попутной воды увеличивается. Как было показано в работах К. Б. Аширова и др., погребенные воды нефтяных месторождений Среднего Поволжья обладают пониженной минерализацией и повышенным содержанием сульфатов по сравнению с пластовой водой. По расчетам А.И. Чистовского, минерализация погребенных вод составляет г/л в отложениях карбона и достигает 70 г/л в девонских залежах, то есть в несколько раз меньше концентрации солей в пластовых водах месторождений Среднего Поволжья.
23 Некоторые изменения химического состава попутных вод происходят при процессах отложения солей из пластовых вод. При всем разнообразии состава пластовых вод и выпадающих из них солей есть компоненты, которые практически не участвуют в образовании минерального осадка, накапливаясь в попутной воде. Такими компонентами являются прежде всего бром, калий, иод, литий и некоторые другие микрокомпоненты. К сожалению, они не определяются при стандартных химических анализах попутных вод, но могут служить индикаторами начала образования осадков в скважинах, не зависимо от состава пластовых вод и выпадающих из них солей. Так, уменьшение численных значений соотношений S0 4 /Вr и S0 4 /К в попутных водах по сравнению с пластовыми может означать выпадение сульфатных солей. При преимущественном отложении хлоридных солей информативными могут оказаться отношения Nа и Сl к Вr и К. Например, при выпадении карбонатов происходит уменьшение соотношения HС0 3 /Сl.
24 В процессе разработки залежей на естественном режиме истощения обводнение добывающих скважин в конечном итоге происходит минерализованными законтурными пластовыми водами, которые приходят на смену опресненного слоя подошвенных и подвижных погребенных вод в начальный период обводнения. Поступая на устье скважин и в систему внутрипромыслового сбора и подготовки нефти, в результате термобарических изменений и смешения с пластовыми водами других продуктивных горизонтов могут выпадать солевые осадки.
25 АНАЛИЗ ВЫПАДЕНИЯ СОЛЕЙ ИЗ ПЛАСТОВЫХ ВОД При обводнении добывающих скважин пластовые воды нефтяных месторождений могут попадать в различные термобарические условия, как при подъеме жидкости на поверхность, так и в системе внутри промыслового сбора и транспорта, в частности, на установках комплексной подготовки нефти (УКПН) в блоках нагрева, где высокие температуры способствуют образованию солевой накипи (кальцита, ангидрита). Кроме того, пластовые воды разных продуктивных горизонтов, несовместимых по химическому составу, могут смешиваться в скважинах при разработке многопластового объекта, а также в результате межпластовых перетоков, вызванных условиями эксплуатации, что также способствует осадкообразованию солей. В связи с этим были проведены расчеты сотен анализов, главным образом, глубинных проб пластовых вод на степень возможного выпадения солей. Анализировалась возможность сульфатно-кальциевых образований, как наиболее распространенного типа солевых отложений в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Урало-Поволжья. В табл. 3.1 приведены характерные результаты определений по отдельным месторождениям с учетом охвата залежей нефти по всему стратиграфическому разрезу Урало-Поволжья сверху вниз. Поскольку при химическом анализе глубинных проб пластовых вод лишь за редким исключением проводились микрокомпонентные определения, то не анализировалась возможность выпадения имевших место в процессе эксплуатации залежей таких солей, как сульфатов бария (барита) и сульфата стронция (целестина).
26 Относительно наиболее распространенных сульфатно-кальциевых солей отмечается, что их выпадение определяется не столь минерализацией и стратигафическим возрастом пластовых вод, сколько химическим составом (при одной и той же минерализации химический состав может быть разным), как это характеризует, в частности, гидрохимический показатель Са/S0 4. Чем он меньше, тем больше вероятность выпадения сульфатно-кальциевых солей из данной воды. Зависимость концентрации сульфатного иона от содержания кальция для пластовых вод нефтяных месторождений Урало-Поволжья.
27 Авторами анализировались пластовые воды по более чем 300 залежам нефтяных месторождений Урало- Поволжья, где была выявлена зависимость концентраций сульфатного иона от содержания кальция (см. рис.), что может являться определенным критерием возможных сульфатно-кальциевых отложений при их смешении. Анализ показал, что к выпадению сульфатно-кальциевых солей наиболее предрасположены пластовые воды, главным образом, для залежей нефти пермских отложений, где относительно повышенное содержание сульфатов. Данное обстоятельство подтверждается результатами статистической обработки по распределению насыщенности вод сульфатом кальция
28 При обводнении добывающих скважин пластовыми водами девона выпадение гипса не происходит, и это подтверждается практикой разработки залежей нефти в условиях месторождений Урало-Поволжья. Пластовые воды из терригенной толщи девона в пределах Урало-Волжской нефтегазоносной провинции приурочены к зонам застойного режима и являются практически бессульфатными высокохлоридными метаморфизованными рассолами. Рассмотрим возможность выпадения солей при смешении неоднородных по составу пластовых вод залежей пермских отложений, карбона и девона на примере Мухановского многопластового нефтяного месторождения Самарской области
29 Рис Осадкообразование солей при смешении пластовых вод пермских отложений (1-я вода) с водами девона (а) и нижнего карбона (б):1, 4, 5 при температуре 100°С соответственно общий осадок, басанит и ангидрит; 2 и 3 при температуре 25°С соответственно общий осадок и гипс. При обводнении добывающих скважин, эксплуатирующих одновременно продуктивные пласты второго объекта Мухановского месторождения, где фиксировались воды четырех пластов бобриковского и радаевского горизонтов нижнего карбона, гипс не выпадал. Выпадения гипса не наблюдалось и при обводнении пластовыми водами скважин, эксплуатирующих совместно продуктивные пласты пашийского горизонта верхнего девона и живетского яруса среднего девона.
30 Однако, не исключена возможность выпадения гипса при смеше нии пластовых вод девона с пластовыми водами карбона, близких к насыщению сульфатами кальция. Иная картина наблюдается при смешении хлоркальциевых пластовых вод девона и карбона с насыщенными сульфатом пластовыми водами пермских отложений, что можно видеть на рис Если в поверхностных условиях выпадает осадок с преобладани ем гипса, то в условиях высоких температур в системе теплообмена при внутрипромысловой подготовке нефти появляется бассанит (СаSО4 х 0,5Н2О) и ангидрит (СаS04)- безводный гипс. В общем осадке отмечаются карбонатные соли, в частности кальцит. Таким образом, прямым признаком несовместимости пластовых вод является наличие в одних водах высоких концентраций сульфатов, в других - кальция.
31 ИССЛЕДОВАНИЯ РАСТВОРИМОСТИ И НАСЫЩЕННОСТИ ВОД СОЛЯМИ Основным источником солеобразования при добыче нефти являются пересыщенные растворы попутно добываемых с нефтью вод, формирование которых возможно под влиянием определенных про цессов. При растворении (выщелачивании) горных пород, газов, на ходящихся ранее в свободном состоянии или растворенных в нефти, обменных реакций с пластовой системой при вытеснении нефти водой происходит обогащение вод солями. В результате испарения за счет термобарических изменений, дегазации, смешения и других процессов, снижающих растворимость солей, формируются пересыщенные растворы, из которых под воздействием техногенных факторов выпадают осадки. Например, при движении водонефтяного потока в скважине или в поверхностных коммуникациях с падением температуры усиливается выпадение сульфата бария, растворимость которого резко снижается при низких температурах. Растворимость карбоната кальция, в свою очередь, существенно зависит от парциального давления двуокиси углерода (С02), и уменьшение его содержания в воде вследствие дегазации является причиной выпадения кальцита. Изменение термобарических условий, прежде всего снижение температуры причина выпадения в осадок хлористого натрия, двуокиси кремния (кремнезема), металлического свинца и ряда других веществ, встречающихся при эксплуатации нефтяных месторождений. Солевой состав воды, формирующийся в нефтяном пласте в результате заводнения, достоверно не известен и может лишь предполагаться с той или иной долей вероятности. В связи с этим для понимания конкретных причин солеотложения, присущих промысловым водам, необходим лабораторный комплекс исследований.
32 Рис Растворимость гипса в водных растворах электролитов при 25°С (по данным Э.Б. Штерниной): 1 - NaСl; 2 – Na 2 SO 4 ; 3 - МgСl 2 ; 4 - НСl; 5 - ШШ)* Сульфатные соли Наряду с карбонатно-кальциевыми солями наибольшее распространение при добыче нефти получили осадки сульфатно-кальциевых солей. В нефтепромысловой практике твердый сульфат кальция встречается в трех модификациях - гипса (СаS04х2Н20), бассанита - полугидрата (СаSО4х0,5Н2О) и ангидрита безводного гипса (СаS04). Многочисленными исследованиями установлено, что температурные диапазоны образования сульфатно-кальциевых отложений для различных модификаций солей не однозначны. До 80°С преимущественно выпадает гипс, а после 120°С сульфатно-кальциевый осадок полностью состоит из ангидрита (безводный гипс). Диапазон температур от 80°С до120°С является переходным, где формируется бассанит, особенно в нетурбулентных системах, а также может встречаться любая из трех модификаций. В начале диапазона гипс, в конце, после 100°С, главным образом ангидрит. Максимум растворимости гипса, равный 2,15 г/л, отмечается при температуре 40°С. Растворимость гипса существенно увеличивается в растворах солей, не имеющих с сульфатом кальция общих ионов.
33 Прослеживается зависимость растворимости гипса от состава растворенной соли и общей минерализации раствора. С повышением минерализации растворимость увеличивается, достигает максимума, после чего начинает снижаться вследствие проявления высаливающего эффекта. Максимальная растворимость гипса в растворах поваренной соли при температуре 25°С и концентрации NаСl, равной 139 г/л составляет 7,3 г/л, то есть в 3,5 раза превышает растворимость в дис тиллированной воде при той же температуре. Однако, даже незначительные добавки в раствор соли, имеющей общий ион с сульфатом кальция, резко снижают растворимость гипса. Например, 10%-ное содержание СаСl 2 в растворе снижает растворимость гипса более чем в 3 раза по сравнению с растворимостью в пресной воде.
34 Рис Предельная растворимость сульфата кальция в зависимости от давления для нефтяных вод на примере Таймуразовского нефтяного месторождения Республики Башкортостан 1 - 5%-ный раствор хлористого натрия; 2 - пластовая вода из скв. 1587; 3 - 4,5%-ный раствор хлористого натрия с 0,25%-ным раствором хлористого кальция; 4 - пластовая вода из скв. 811; 5 - дистиллированная вода; 6 - 0,5%-ный раствор хлористого кальция. Природные воды представляют сложные многокомпонентные растворы, и сведения о растворимости сульфата кальция в дистиллированной воде и растворах некоторых солей непосредственно к нефтяным водам применять нельзя. Применительно к водам хлоркальци-евого типа, характерным для нефтяных месторождений Урало-Повол-жья, С.Ф. Люшиным исследовалась предельная растворимость сульфата кальция в зависимости от давления, что отражено на рис. 3.8.
35 Растворимость солевых комплексов определяется также степенью насыщения растворов солеобразующими ионами, причины чему при разработке залежей нефти могут быть разными. Первоочередной причиной насыщения попутно добываемых с нефтью вод сульфатом кальция является смешение несовместимых растворов, один из которых обогащен ионом Са2+, а другой ионом S0 4. Большое количество иона Са2+ содержится в пластовой воде. Так, в пластовых водах нефтяных месторождений Урало-Поволжья, имеющих минерализацию г/л, содержание кальция достигает до 10%. Эти воды обычно бессульфатные или с весьма незначительным его содержанием, к тому же с преимущественным содержанием хлора и натрия, что обусловливает невыпадение сульфатов кальция. Сульфат-ион часто попадает в нефтяные пласты в результате заводнения для поддержания пластового давления поверхностными или морскими водами, где его содержание достигает 1-2 г/л и более. Такая вода при смешении с пластовыми водами образует смесь, перенасыщенную сульфатом кальция. Интенсивность гипсообразования отмечалась на месторождениях, где закачиваемая в пласт пресная вода, не содержащая сульфатов, обогащалась за счет процесса растворения (выщелачивания) сульфатосодержащих горных пород. Например, при пористости породы 20% в 1 м3 может содержаться 200 л воды. Если принять плотность породы 2,3 г/см3 с содержанием гипса 1%, то в 1 м3 его будет до 2,3 кг. При максимальной растворимости гипса 5 г/л этого количества хватит на полное насыщение воды при 23-кратном водообмене. Во многих нефтеносных породах содержание гипса существенно превышает 1%, а пористость меньше 20%. В этих условиях насыщенность гипсом воды происходит даже при кратном водообмене, то есть при загипсованности пород на протяжении всего периода разработки будет обеспечиваться полное насыщение нагнетаемой в пласт воды сульфатом кальция.
36 Другой процесс обогащения нагнетаемой в пласт воды сульфат-ионом может быть связан с окислением сульфидов пород кислородом, содержащимся в воде. Сульфиды - частые компоненты продуктивных пород, из которых наиболее распространен пирит - FеS 2. Его содержание обычно не превышает 0,5-1% от массы породы, но известны случаи, когда содержание достигает до 10%. В поверхностных водах всегда имеется растворенный кислород (5-14 мг/л), и если он не удаляется при закачке воды в пласт, то, как сильный окислитель, полностью расходуется на химические реакции. При обводнении добывающей скважины в попутной воде из пласта кислорода уже не содержится. Кроме того, образующаяся в результате реакции пирита с водой, обогащенной кислородом, серная кислота, в свою очередь, способствует формированию сульфатных солей.
37 Рис Схема формирования попутно добываемых с нефтью вод сульфатом с выпадением осадка.
38 Карбонатные соли Относительно сульфатных отложений условия и причины образования карбонатных более многообразны и зависят от большего числа факторов. В нефтепромысловой практике наиболее часто приходится сталкиваться с отложениями карбоната кальция СаС0 3 - кальцита. Растворимость СаС0 3 в дистиллированной воде невелика и при температуре 25°С при атмосферном давлении составляет 0,053 г/л, что примерно в 40 раз меньше растворимости гипса. Растворимость кальцита с повышением температуры существенно уменьшается, а следовательно усиливается возможность его выпадения (рис.).
39 Очень большое влияние на растворимость карбоната кальция оказывает присутствие в воде диоксида углерода - С02 (рис. 3.12). В воде, содержащей диоксид углерода, растворение кальцита происходит по реакции С02+Н20+СаС03оСа(НС03)2 с образованием хорошо удаляемого бикарбоната кальция Са(НС03)2. Растворимость кальцита при 25°С в дистиллированной воде, полностью лишенной С02, снижается примерно в 4 раза по сравнению с растворимостью в воде, находящейся в равновесии с воздухом. Пар циальное давление диоксида углерода в воздухе составляет ЗхЮ5 МПа. Если парциальное давление С02 увеличить до 1 МПа, то содержание кальцита в воде достигает более 2,2 г/л.
40 На основании обработки экспериментальных данных были установлены зависимости максимального и минимального значений парциальных давлений С02 (МПа) в потоке от давления Р(МПа) в скважинах Самотлорского месторождения [Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц, 2000 г.] Сопоставление зависимостей отражено на рисунке. Зависимость максимального и минимального парциального давления диоксида углерода (РС02) от давления в скважинах месторождения Самотлор: 1, 4 по экспериментальным данным; 2 - по формуле (3.4); 1 - по формуле (3.5). На растворимость карбоната кальция, так же как и для сульфатных солей, оказывают влияние растворы хлористого натрия, что характерно для пластовых вод нефтяных месторождений. Исследованиями В.В. Ветвицкого по изучению карбонатного равновесия в подземных водах палеозойских отложений Урало-Поволжья было показано, что максимальная растворимость кальцита в зависимости от парциального давления С02 приходится на двухмолярные растворы NаСl, соответствующей концентрации около 120 г/л. Как при снижении концентрации, так и при ее увеличении от указанного значения растворимость карбоната кальция уменьшается, однако, даже в предельно насыщенных растворах NаСl, ее значение в 1,5 раза выше, чем в чистой воде.
41 В соответствии с исследованиями В.В. Ветвицкого применительно к месторождению Самотлор, где пластовые воды значительно маломинерализованные (содержание ион-хлора до 28 г/л) по сравнению с нефтяными месторождениями Урало-Поволжья, была получена формула [Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц, 2000 г.], позволяющая для скважин с различным режимом их работы в зависимости от давления определять максимальную равновесную концентрацию кальцита в воде:
42 Подставляя в формулу (3.6) значения устьевого давления скважи ны, можно устанавливать возможную наибольшую растворимость карбоната кальция, а по разности равновесных концентраций СаС0 3 на забое и на устье скважины ориентировочно оценивать количество его выпадения из 1 литра попутно добываемой с нефтью воды, что позволит в свою очередь подбирать оптимальную концентрацию применяемого ингибитора солеотложения. Таким образом, в добывающих обводненных скважинах по мере подъема продукции происходит снижение температуры (со снижением температуры растворимость карбона та кальция увеличивается) и снижение давления, приводящее к соответствующему снижению парциального давления диоксида углерода (со снижением давления растворимость карбоната кальция уменьшается). Следовательно, при выяснении причин отложений карбонатно-кальциевых солей в добывающих скважинах и далее в технологических линиях добычи нефти, факторы давления и температуры необходимо рассматривать совместно.
43 Помимо рассмотренных физико-химических процессов, способствующих насыщению водных растворов карбонатом кальция, его об разование возможно при смешении химически несовместимых вод по реакции: где, как и при образовании хорошо растворимого бикарбоната кальция по схеме С02+Н20+СаС03Са(НСО})2, ход реакции контролируется содержанием диоксида углерода.
44 В целом карбонатная система включает следующие взаимосвязанные процессы: растворение свободной двуокиси углерода в воде ; диссоциацию двуокиси углерода в воде с образованием карбонат- иона и иона водорода (первая ступень диссоциации угольной кисло ты) диссоциацию двуокиси углерода в воде с образованием гидрокарбонат-иона и иона водорода (вторая ступень диссоциации угольной кислоты) динамическое равновесие между твердым и растворенным карбонатом кальция В процессах используются следующие условные обозначения: - -мольные концентрации диоксида углерода, ионов кальция, гидрокарбонатного и карбонатного; - -коэффициенты активности соответствующих ионов; - -парциальное давление диоксида углерода; - -коэффициент растворимости диоксида углерода; - -активность водородных ионов; - -константы диссоциации угольной кислоты первой и второй ступени; - -термодинамическое произведение растворимости карбоната кальция. Эти величины используются для расчетов карбонатного равновесия природных вод и прогноза образования карбонатных осадков.
45 По данным химического анализа водных растворов и значениям констант К,, Кп и CaCO 3 при соответствующих условиях определяется смещение карбонатного равновесия в сторону выпадения карбоната кальция в твердую фазу, что может быть записано в виде: Практическое использование данного неравенства для прогнозных оценок применительно к промысловым условиям осложняется определением содержания диоксида углерода.
46 Наряду с кальцитом из карбонатных осадков при добыче нефти выделяется карбонат магния МgС0 3. Пластовые воды нефтяных месторождений, содержащие магний, содержат и кальций, и любое нарушение карбонатного равновесия в воде в сторону снижения растворимости карбоната магния будет снижать растворимость и карбоната кальция, который как менее растворимый первый выпадет в осадок. Растворимость карбоната магния в дистиллированной воде (0,223 г/л) более чем в 4 раза превышает растворимость карбоната кальция и так же как карбонат кальция уменьшается при повышенных температурах и растет с увеличением парциального давления С0 2. Карбонат магния может преобладать в осадке и выпадать первым при смешении вод, когда одна из них находится в равновесном состоянии по отношению к ионам Са2+, Мg2* и СО, а другая обогащена магнием. Следует иметь в виду, что при температуре выше 82°С карбонат магния разлагается с образованием растворимой гидроокиси магния.
47 Гидроокись магния Mg(OH) 2 часто накапливается в системе теплообмена, главным образом, паровых котлах, бойлерах и трубах печей, обнаруживается на большой глубине в скважинах с высокой температурой. Поскольку выпадение карбонатных солей интенсифицируется в условиях наибольшего снижения давления в промысловых условиях наблюдается локализация осадков, в нижней половине скважины с преобладанием сульфатных солей, в частности барита, а в наземных коммуникациях углекислых солей кальция и отчасти магния. Подобные закономерности были отмечены, например, на месторождениях Ставропольского края (Озек-Суат, Величаевское), Мангышлака (Узень, Жетыбай), Западной Сибири (Трехозерное), Башкортостана и др.
48 Соли хлористого натрия Хлористый натрий (NaСl) - основной солевой компонент практически во всех пластовых водах нефтяных месторождений. Солевой компонент хорошо растворим, и с повышением температуры в отличие от давления растворимость существенно увеличивается. Растворимость NaСl в дистиллированной воде при температуре 30°С составляет 363 г/1000 г воды. Хлористый натрий отлагается в добывающих скважинах тех месторождений, где залежи нефти контактируют с рассолами высокой минерализации. Например, на месторождениях Беларуси интенсивное выпадение соли NаСl происходит при обводнении добывающих скважин пластовыми водами с минерализацией более 380 г/л. На месторождениях в Иркутском амфитеатре Восточной Сибири (месторождение Марковское и др.) известны рассолы с минерализацией более 600 г/л, при обводнении добывающих скважин данными водами отмечаются многочисленные соляные пробки, состоящие из чистого галита. Соляные пробки хлорис того натрия характерны для газовых скважин, обводняющихся пластовой водой с минерализацией выше г/л. Хотя по сравнению с другими неорганическими солями хлористый натрий легко удаляется промывкой пресной водой, однако его отложения приводят к потерям в добыче нефти и газа из-за простоев скважин, очистка которых от накапливающихся соляных пробок требует немалых затрат. На месторождениях, где разработка залежей осуществляется с заводнением, выпадение хлористого натрия ограничивается периодом обводнения скважин высокоминерализованными рассолами. По мере распреснения расолов закачиваемой водой при дальнейшем обводнении скважин образование галитовых пробок прекращается, хотя не исключается выпадение других солей. Основной причиной выпадения хлористого натрия из высокоминерализованных пластовых вод является снижение температуры и давления, приводящее к перенасыщению раствора.
49 Сульфиды железа Появление сульфидов железа в солевых осадках при добыче нефти связывается с наличием сероводорода, источником которого может являться: нефть с содержанием реликтового сероводорода; наличие сероводорода в закачиваемой в пласт для поддержания давления воде; продукты жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), то есть биогенный сероводород; сероводород, поступающий с углеводородным газом из выше- и нижележащих горизонтов при эксплуатации скважины. Например, соприкасаясь с твердой поверхностью, сульфатвосстанавливающие бактерии быстро активизируются и с поглощением углеводородов и сульфат-ионов продуцируют сероводород и углекислый газ. Образование осадков сульфида железа обусловлено коррозионным процессом металла в присутствии сероводорода в потоке жидкости. В результате коррозии скважинного оборудования и осаждения механических примесей (сульфидов железа) забиваются фильтры и рабочие органы электроцентробежных насосов (ЭЦН), что создает проблему и наносит большой урон в добыче нефти. В солевых осадках нефтедобывающих скважин отмечается более 20% суммарного содержания Fе2+ и Fе3+.
50 Механизм образования сульфидов железа в процессе бактериального воздействия может быть описан следующей реакцией: Особенно остро в последнее время проблема осадкообразования сульфидов в связи с поздней стадией разработки проявилась на месторождениях Башкортостана, Татарстана, Западной Сибири и в других нефтегазодобывающих регионах. Например, по промысловым данным, только за период с 1995 по 2001 годы на месторождениях Башкортостана число скважин, эксплуатация которых осложнялась из-за отложений сульфида железа, возросло с 21 до 59% от общего числа солеобразующих скважин, что, главным образом, связано с их обводнением.
51 Данный процесс исследовался применительно к промысловым условиям в НГДУ «Уфанефть» (В.А. Котов, И.Ш. Гарифуллин, Ш.В. Тукаев и др., 2001 г.). По стволу скважины были выявлены коррозионноактивные зоны, благоприятные для формирования осадков сульфида железа: 1 зона ниже УЦЭН состоит из воды, нефти, растворенного газа, включая сероводород и углекислый газ. 2 зона выше УЭЦН до динамического уровня представлена нефтью и растворенным газом. 3 зона, расположенная выше динамического уровня, представляет газовоздушную и коррозионноактивную среду. 4 зона между корпусом ПЭД и стенками эксплуатационной колонны скважины является зоной активного разрушения коррозией насосного оборудования.
52 С точки зрения образования сульфидов железа наиболее активными считаются зоны 1-я и 3-я, где металлические поверхности труб контактируют с газовой средой и пластовой жидкостью, насыщенной сероводородом и углекислым газом. По результатам исследований в зависимости от состава среды в среднем в нефтяных скважинах скорость коррозии металла колеблется для пластовых жидкостей в пределах 0,5-1,0 г/(м2хч) и от 0,2 до 0,5 г/(м2Хч) для газовоздушной среды. Таким образом, по заключению исследователей, в пластовую жидкость 1-й зоны происходит процесс непрерывного продуцирования сульфида железа, который, осыпаясь с 3-й газовоздушной зоны и проходя нефтяной слой 4- й зоны, приобретая гидрофобный характер, потоком попадает на прием электроцентробежного насоса. Гидрофобные осадки обладают более засоряющейся способностью для насоса, чем гидрофильные, поступающие потоком жидкости снизу. Необходимо отметить, что процесс коррозии и осыпание ее продуктов происходит независимо от работы скважины, и в период простоя на забое скважины образуется рыхлый осадок с содержанием сульфида железа.
53 Некоторые выводы 1.Добыча нефти всегда сопровождается выносом из пласта воды с растворенными солями 2.Наличие солей в пластовой воде может увеличиваться при изменении условий эксплуатации 3.Эксплуатация скважин (в первую очередь с помощью УЭЦН) практически всегда сопровождается выпадением солей в твердую фазу (солеотложение)
54 Вопрос: почему именно сейчас основными причинами отказов ГНО является солеотложение? Ответ: 1.Потому что увеличилась интенсивность добычи нефти и объем применения газосепарторов; 2.Потому что мы стали больше знать о действительных причинах отказов; 3.Потому что оборудование стало намного более качественным и надежным (уменьшение вибрации, уменьшение зазоров)
55 ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ УЭЦН НА ОДНОМ ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
56 Характер солеотложения в рабочих органах УЭЦН
57 Ступень УЭЦН, отработавшая 50 суток
58 Существующие методы борьбы с солеотложениями механические способы удаления твердых осадков со стенок обсадных колонн механические способы удаления твердых осадков со стенок обсадных колонн использование влияния магнитного поля на кристаллизацию гипса и карбоната кальция использование влияния магнитного поля на кристаллизацию гипса и карбоната кальция использование импульсной акустической установки использование импульсной акустической установки использование электрического поля использование электрического поля применение защитных покрытий НКТ стеклом, эмалями, различными лаками, эпоксидной смолой применение защитных покрытий НКТ стеклом, эмалями, различными лаками, эпоксидной смолой рабочие колеса ЭЦН изготавливают из полиамида рабочие колеса ЭЦН изготавливают из полиамида химические методы предотвращения отложений химические методы предотвращения отложений
59 Основные существующие методики прогнозирования солеотложения Сульфатных солей: Э.Е. Лондона (1964г.), А.Дж. Остроффа (1965г.), на основе теории Дебая и Гюккеля, Х.А. Стиффа и Л.Е. Дэвиса, В.П. Зверева (1967г.), Х.Л. Скилмэна, Дж. П. Мак-Дональда, Х.А. Стиффа (1969г.), А.И. Чистовского (1976г.), Ю.П. Гаттенберга, В.П. Дьяконова (1979г.), В.А. Панова, А.А. Емкова, Г.Н. Позднышева (1980г.), Р.Б. Узбекова, Р.Я. Кучумова, Р.Ф. Хайруллина (1982г.), Ю.В. Антипина, М.Д. Валеева (1984г.), Южно-Уральского отделения ВНИГНИ, Дж. Одда и М.Б. Томсона (1998г.), В.Е. Кащавцева. Карбонатных солей: X. А. Стиффа и Л. Е. Дэвиса (1952 г.), на основе теории Дебая и Гюккеля, С.С. Задорнова (1965г.), Г.П. Волобуева и Л.Е. Сокирко (1974г.), А.Ю. Намиота (1978г.), Дж. Е. Оддо и М.В. Томсона (1998г.)
60 Выбранные методы прогнозирования солеотложения Методы/ Особенности учёт давления учёт температурыучет рН А.Ю.Намиота++- Дебая, Гюккеля++- Оддо, Томсона++- Оддо, Томсона с известным pH+++
61 Прогнозирование с помощью ПК «Автотехнолог + Соль» Увеличение объёмов добычи нефти из скважины достигается за счёт увеличения депрессии на пласт Снижение забойного давления ниже давления насыщения приводит к выделению газа. При уменьшении давления (температуры) снижается растворимость соли в жидкости, что приводит к выпадению в осадок соли
62 Подбор в ПК «Автотехнолог»
63 Подбор по глубине и геометрической вписываемости оборудования в ПК «Автотехнолог»
64 Результат подбора в ПК «Автотехнолог»
65 Графическое представление результатов прогнозирования в расчётном блоке «Соль»
66 Форма расчетного блока «Соль» ПК «Автотехнолог»
67 Подбор с оптимизацией в ПК «Автотехнолог»
68 Подбор по глубине и геометрической вписываемости оборудования в ПК «Автотехнолог»
69 Результат подбора с оптимизацией в ПК «Автотехнолог»
70 Графическое представление результатов прогнозирования в расчётном блоке «Соль»
71 Определение времени до следующей обработки скважины с помощью ПК «Автотехнолог»
74 Итог оптимизации ПоказательДо оптимизацииПосле оптимизации Дебит жидкости, м3/сут.3560 Давление на приёме, МПа4,532,15 Температура на приёме, 0 С5567 Выпадение солейвозможновыпадает Поэтому при увеличении объемов добычи жидкости необходимо учитывать особенность условий выпадения соли, чтобы она не обернулась снижением её рентабельности.
75 Перспективные способы защиты ступеней УЭЦН от солеотложения 1.Рабочее колесо и лопаточная система направляющего аппарата из полимерных материалов 2.Металлические рабочие колеса и направляющие аппараты с защитными покрытиями, снижающими адгезию к солям 3.Применение «дозированных» порций вибрации, обеспечивающих разрушение солевых отложений
76 Рабочее колесо и направляющий аппарат стандартной конструкции из серого чугуна с защитным покрытием Лабораторные и стендовые испытания показали, что защитное нитратное покрытие снижает адгезию к АСПО и солям, имеет высокую твердость, низкую скорость износа, защищает оборудование от коррозии. Однако, восьмимесячные испытания более 700 ступеней с покрытием в скважинах Нижне- вартовского р-на не выявил явных преимуществ рабочих органов с покрытием
77 Исследование солеотложения на рабочих органах ЭЦН
78 Рабочее колесо и направляющий аппарат перспективной конструкции с защитным керамико-полимерным покрытием Защитное керамо- полимерное покрытие, создаваемое на поверхности металлических деталей метом плазменного электролитического оксидирования (ПЭО), снижает адгезию
79 Технические показатели рабочих колес из алюминиевого сплава с ПЭО- покрытием и из чугуна Материал колеса Тип ступени Масса рабочего колеса, г Скорость износа, г/час Относительная адгезия к АСПО/ СаSO4 Алюминиевый сплав с покрытием ЭЦНО5-8042,170,01331,00/1,00 Чугун никелевый (типа «нирезист») ЭЦНМ ,40,164,53/5,19 Чугун серый с нитратным покрытием ЭЦНМ ,60,01841,81/1,92
80 Спасибо за внимание!
Еще похожие презентации в нашем архиве:
© 2024 MyShared Inc.
All rights reserved.