Осложнения в нефтедобыче

тий предполагает нагрев труб до 700-800 °С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла.

На промыслах ОАО "Оренбургнефть" [66] и ОАО "Татнефть" [30] были опробованы НКТ с покрытиями из бакелитового лака, бакелито-эпоксидной композиции, эпоксидного лака и стеклоэмали. Анализ работы НКТ диаметром 73 мм в добывающих скважинах трех НГДУ ОАО "Татнефть" с различными покрытия­ ми и без них подтверждает эффективность применения эпоксид­ ных покрытий для увеличения срока службы труб (табл. 2.5).

Недостаточные термо- и морозостойкость эпоксидных смол являются сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные

Большое сопротивление истиранию, низкие тепло- и электро­ проводность открывают большие перспективы внедрения труб со стеклоэмалевым покрытием в нефтедобывающей промышленности.

На Бугульминском механическом заводе в 1997 г. запущена линия по нанесению полимерных покрытий на внутреннюю по­ верхность НКТ и других труб. В течение 1998 г. НКТ с полимер­ ным покрытием установлены в 43 добывающих и нагнетательных скважинах девяти НГДУ ОАО "Татнефть" Отмечено семикрат­ ное увеличение срока эксплуатации скважин между профилакти­ ческими обработками против отложения парафинов [94-96].

ОАО "Татнефть" является полигоном испытаний новейших научно-технических разработок в области профилактики выпаде­ ния АСПО в скважинном оборудовании. Получены обнадежива­ ющие результаты при испытании оригинального способа предот­ вращения отложений путем раздельной добычи нефти и воды.

К новым технологиям относят микробиологический метод защиты от парафиноотложений. Раствор биопрепарата с пита­ тельной средой закачивают в колонну НКТ, далее производят циркуляцию по схеме затрубье-НКТ.

В этих условиях межремонтный период работы механизиро­ ванного фонда скважин существенно уменьшается. Солеотложения также присутствуют в групповых замерных установках, нефте- и газосборных коллекторах, системах подготовки нефти и т. п. Разнообразие горно-геологических особенностей строения продуктивных пластов, состава пластовых флюидов и типов вод, используемых для поддержания пластового давления, предопре­ делило разнообразие причин образования отложений неоргани­ ческих солей на поверхности оборудования, а также различие в их составе для разных месторождений.

3.1. СОСТАВ И СТРУКТУРА СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ

По преимущественному содержанию неорганических солей определенного вида различают три основные группы наиболее часто встречающихся отложений: сульфатные, карбонатные и хлоридные. На оборудовании добывающих скважин и ГЗУ залежей терригенного девона отмечены отложения радиобарита.

В частности, для месторождений Западной Сибири характер­ ны карбонатные отложения, а Урало-Поволжского региона — сульфатные (табл. 3.1). Хлоридные солеотложения чаще встреча­ ются при добыче газа.

По структуре встречаются следующие виды солеотложений [104].

Таблица 3.1

Состав отложений неорганических солей для ряда месторождений

1.Плотные микро- и мелкокристаллические. В поперечном се­ чении таких отложений не удается выделить отдельные слои, по­ скольку отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердых углеводородов. В ряде случаев эти отложения имеют накипеоб­ разный характер.

2.Плотные с преобладанием кристаллов средних размеров

ивключениями твердых и жидких углеводородов. На поперечном срезе образца отложений хорошо различимы следующие слои:

—пристенный — мелкозернистый, толщиной 3-5 мм;

—средний — преобладают кристаллы призматической или игольчатой формы длиной 5-12 мм. Иногда встречаются крупные игольчатые кристаллы длиной 15-18 мм;

—наружный — состоит из крупных и средних кристаллов, пространство между которыми заполнено мелкими.

3.Плотные крупнокристаллические. Состоят из крупных игольчатых кристаллов длиной 12-25 мм, образующих каркас, между которыми находятся мелкие кристаллы солей и углеводо­ родные соединения. В поперечном сечении этих отложений мож­ но также выделить более плотный пристенный слой, по мере уда­ ления от которого доля крупных кристаллов значительно увели­ чивается. В некоторых случаях отложения в НКТ представляют собой крупные одиночные кристаллы длиной 20-27 мм с включе­ ниями мелких у основания.

3.2. П РИ ЧИ Н Ы И УСЛОВИЯ ОТЛОЖ ЕНИЯ СОЛЕЙ

Выпадение вещества из раствора происходит, если его факти­ ческая концентрация с, превышает равновесную сР(предельная растворимость), т. е. когда соблюдается неравенство с{ > сР. Возможность выпадения осадка возрастает при увеличении левой части неравенства или уменьшении правой [105]. Первое имеет место при смешении вод разного состава, химически несов­ местимых друг с другом. Второе — при изменении температуры, давления и выделении газов.

зинского месторождений показало, что в составе терригенных продуктивных пластов нижнего карбона содержатся ангидрит (CaS04), гипс (CaS04 2Н20), пирит (FeS2) [106, 107, 109]. Пресная вода насыщается вследствие растворения ангидрита и гипса [101, 107], десорбции сульфат-ионов с поверхности породы [108] и внутрипластового окисления сульфидов кислородом воздуха, привно­ симым закачиваемыми водами. Содержание пирита в кернах мо­ жет достигать 10 %. При его контакте с пресной водой, содержа­ щей кислород, происходит образование хорошо растворимого в воде сульфата железа

Образующаяся при этом серная кислота взаимодействует с карбонатами щелочных металлов или хлоркальциевыми пласто­ выми водами, способствуя появлению отложений гипса.

ВОАО "Татнефть" отложения гипса были обнаружены на забое скважин, скважинном оборудовании и напорных нефтепро­ водах. Структура осадков, отобранных с объектов Ромашкинского месторождения (табл. 3.2), может быть нескольких видов: плот­ ная, осадок состоит из мелких кристаллов гипса (осадок с нефте­ провода на участке Спиридоновского товарного парка); плотная, крупнокристаллическая, кристаллы гипса расположены перпен­ дикулярно к поверхности; рыхлая, кристаллы гипса крупные, рас­ положены хаотично.

Продуктивные пласты одних месторождений отличаются большей сульфатизацией, других — большей пиритизацией.

Впервом случае при закачке пресных вод в пласт активнее проте­ кают процессы выщелачивания, во втором — процессы окисле­ ния пирита [100, 101].

Вдобывающие скважины высокосульфатные воды могут поступать не только из продуктивных пластов, но и из выше-

инижерасположенных водоносных горизонтов через негерметич­ ные цементное кольцо или резьбовые соединения обсадных труб [108, 109, 111]. Эта причина выпадения солей, как правило, быстро выявляется, и массовые отложения не успевают образо­ ваться [111].

створимость сульфата кальция в воде [110]. Изменение температу­ ры влияет на растворимость гипса в воде только на поверхностях теплообмена установок подготовки нефти.

Величина предельной растворимости сульфата кальция зави­ сит также от химического состава раствора [107, 112]. Присут­ ствие в воде хлорида натрия приводит к увеличению предельной растворимости сульфата кальция, а хлорида кальция — к ее сни­ жению из-за наличия одноименных ионов кальция в СаС12 и CaS04 [113]. При малых концентрациях хлорида кальция и зна­ чительных концентрациях хлорида натрия предельная раствори­ мость сульфата кальция выше, чем в дистиллированной воде [ИЗ]. Эти закономерности присущи и пластовым водам.

На интенсивность образования гипсовых отложений влияют также физико-химические свойства движущейся жидкости и со­ стояние поверхности нефтепромыслового оборудования. Количе­ ственные зависимости, описывающие это влияние, до настоящего времени не разработаны, но отмечается, что увеличение шерохо­ ватости стенок оборудования, выделение газа из добываемой

Таблица 3.3

Химический состав минеральных отложений, содержащих радиобарит (Ромашкинское месторождение)