Материал: Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти

0,4%. Действующий фонд на 01.01.2014 года составил 2267 скважин, из них с водой работали 2267 или 100% от всего фонда.

В 2013 году в продуктивные пласты закачано 33204,6 тыс. м3 воды. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляет 391

м3/сут. Рабочим агентом закачки является вода следующих типов: сточная с УКПН и ТВО; сточная с комбината "Искож"; пластовая с глубинных горизонтов; пресная с Камского водозабора.

Обычно добывающие скважины оборудуются СШНУ или УЭЦН. Другие виды насосов (диафрагменные, винтовые) применяются в крайне ограниченном количестве. Так, по состоянию на 01.01.2014 г. в НГДУ "Арланнефть" имелось 1745 скважин (77,1% от всего добывающего фонда), оборудованных СШНУ и 478 скважин (21,1%), оборудованных УЭЦН. В то же время доля добычи жидкости при использовании СШНУ составила 12,5%, а при использовании УЭЦН - 87,3%. Это указывает на основную роль в добыче жидкости скважин, оборудованных УЭЦН.

Отложения солей существенным образом влияют на межремонтный период работы ГНО, особенно скважин, оборудованных УЭЦН. В 2013 году в НГДУ "Арланнефть" он составил 799 суток, а по ряду скважин 1000 суток и более. В тоже время в 2013 году 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, т.е. межремонтный период по ним составляет 40120 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.

Динамика фонда осложненных скважин представлена в таблице 1 [2]. Рост осложненных скважин увеличивается и на сегодняшний день борьба с отложениями солей является одной из главных проблем разработки и добычи нефти на Арланском нефтяном месторождении.

Таблица 1

Динамика фонда осложненных скважин по НГДУ "Арланнефть" за 2008-2013 гг.

2. Образование отложений солей в скважинах

Состав образующихся отложений

Образование отложений неорганических солей в скважинах Арланского месторождения впервые отмечено на Ново-Хазинской площади. Вначале отложение солей проявлялись лишь в единичных скважинах, но с 1971-1972 годов интенсивность солеобразования в скважинах резко возрастает. В последующие годы процесс отложения неорганических солей распространяется на скважинах Николо-Березовской, Арланской и Вятской площадей, а борьба с ними перерастает в сложную научно-техническую проблему.

Исследованиями показано, что основным компонентом отложений в те годы являлся гипс. В качестве примесей в состав отложений входят карбонаты кальция и магния, сульфаты магния и бария, окислы и сульфид железа, асфальтосмолопарафинистые компоненты нефти, гигроскопическая влага.

Вконце 80-х начале 90-х годов отложения стали трансформироваться, приобретать комплексный характер. Отложения с преимущественным содержанием сульфатов стали встречаться значительно реже. В то же время происходит увеличение количества отложений, представленных сульфидами железа (FeS) с сульфатами и карбонатами кальция (CaSО4 и CaCО3) и АСПО

вкачестве примесей.

Втаблице 2 представлен состав осадков, обнаруженных в 90-х годах в скважинах Арланского месторождения.

По групповому составу отложения классифицируются как гипсосульфидоуглеводородные, карбонатосульфидоуглеводородные. Виды отложения солей, встречающиеся в скважинах представлены в таблице 3.

Таблица 2

(или предельную) концентрацию, то есть, когда соблюдается неравенство Ci ≥ CРi, где Сi - концентрация соединения или иона, потенциально способного к выпадению осадков, СiРравновесная концентрация (предельная растворимость) соединения или иона при данных условиях. Это неравенство смещается в сторону выпадения осадков либо за счет увеличения левой части (возрастания фактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения предельной растворимости). Первое из этих условий возникает обычно при смещении вод разного состава, химически не совместимых друг с другом. Вторым условием выпадения осадков служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления выделения газов когда в исходном растворе снижается величина равновесной концентрации [3].

Необходимым условием формирования комплексных отложений является наличие в попутно добываемых водах ионов железа, сероводорода, сульфатов или карбонатов. Сероводород в нефтяных пластах Арланского месторождения образовывается под влиянием жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые широко распространены в водах, используемых для заводнения нефтяных пластов, в том числе закачка сточных вод комбината "Искож".

Наиболее благоприятные условия для протекания процессов сульфатредукции создаются в призабойной зоне пласта, в застойных водах резервуаров, установках подготовки нефти и сточных вод. Жизнедеятельность СВБ вызывает ряд серьезных проблем на нефтяном месторождении, таких как коррозия, загрязнение сероводородом добываемой нефти, газа и воды, биодеструкция химпродуктов при добыче нефти, образование отложений с сульфидом железа.

Скорость коррозии металла в системе заводнений в результате воздействия СВБ в отдельных случаях возрастает в несколько раз, при этом срок службы сокращается до 0,5-2 лет, вместо 15. Наличие на поверхности металла закрепленных колоний СВБ снижает эффективность ингибиторной