8.2. Солеотложения

8.2.1. Причины возникновения солеотложений

Рис. 8

На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» имеется осложненный фактор – солеотложение, приводящий к снижению продуктивности до­бывающих скважин и наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН. Солеотложения в проточных каналах рабочих органов УЭЦН в сочетании с воздействием механических частиц приводят к преждевременным от­казам насосных установок на фонде скважин (рис. 8). Выпадение солей в призабойной зоне пласта добывающих скважин снижает их продуктив­ность и дебит.

Солеотложение на погружном электродвигателе, рабочих колесах УЭЦН, клапанах ШГН приводит к снижению наработки на отказ насосного оборудо­вания, вызывая его преждевременный ремонт или замену. Из-за отложения солей в нефтесборных сетях и водоводах снижается пропускная способность трубопроводов, что увеличивает затраты на перекачку скважинных флюидов и подтоварной воды для системы ППД.

Известно, что соли выпадают из водных растворов при их перенасы­щении определенными ионами. Изменение давления и температуры потока скважинных флюидов в ПЗП и стволе скважины, в погружном насосном оборудовании, в нефтесборных трубопроводах, его смешение с различными технологическими растворами и попутно добываемыми водами другого ионного состава приводит к нарушению равновесия, образованию перена­сыщенных водных растворов и, как следствие, к солеотложению. Интенсив­ность солеотложения на месторождении зависит от многих факторов:

– исходной солевой насыщенности пластовой воды;

– содержания солевых включений в пластовой породе;

– режимов эксплуатации добывающих скважин и способов добычи скважинных флюидов;

– совместимости пластовых вод различных продуктивных пластов при эксплуатации многопластовых скважин;

– совместимости попутно добываемых вод с применяемыми при ГТМ водными растворами и растворами глушения;

– совместимости пластовых вод с водами, закачиваемыми для под­держания пластового давления, и т.д.

Можно выделить несколько основных причин солеотложений на рабочих органах УЭЦН (рис. 9).

1. Определенный состав пластовой жидкости – высокая обводненность, наличие растворенных и нерастворенных природных минералов (рис. 9).

Рис. 9

2. Изменение термобарических условий в скважине в процессе интен­сивного отбора жидкости для поддержания проектных темпов разработки ме­сторождения, приводящее к выпадению осадка. Так, смещение рабочей зоны в левую часть гидродинамической характеристики приводит к повышению

Эксплуатация осложненного фонда добывающих скважин

249

температуры перекачиваемой жидкости и увеличению кавитационных про­цессов и, как следствие, выпадению в осадок (рис. 10).

Рис. 10

3. Смешивание пластовых вод с закачиваемыми водами другого состава может привести к образованию солеобразующих соединений и агрессивной среды (рис. 11).

Рис. 11

Рис. 12

4. Конструктивное исполнение ЭЦН. Образование застойных зон, коррозия поверхности и т.д. (рис. 12).

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 может способствовать, например, попадание механических примесей и продуктов коррозии как центров кристаллизации, различные химические обработки и другие механизмы.

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, йод, литий и некоторые другие микроэлементы. К сожалению, они не определяются при стандартных хи­мических анализах попутных вод, но могут служить индикаторами начала образования осадков в скважинах независимо от состава пластовых вод и выпадающих из них солей.