1 ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ ОБРАЗОВАНИЯ СОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
1.1 Осложнения вызванные солеотложениями и коррозией
Попутно-добываемая вода ВМЛУ относится к солоноватой-соленой (содержание солей 6?19г/л), по величине рН – нейтральной-слабощелочной (pH = 7.3?8.6), по классификации Сулина вода всех пластов кроме МХ8-9 – к хлоркальциевым водам, пласта МХ8-9 к гидрокарбонатнонатриевым.
По результатам лабораторных исследований, выявлено, что попутно- добываемая вода всех пластов ВМЛУ склонна к образованию нерастворимых солей в виде кальцита (CaCO3), причем вода пластов МХ8-9 и БУ22,21 имеет сверхвысокий уровень солеопасности по карбонату кальция (индекс насыщения SI > 1,5). Общее уравнение образования кальция:
Ca2+ + 2HCO3 - ? Ca(HCO3)2 ? CaCO3v + H2O + CO2^ (1.1)
По мере повышения температуры возможность отложения СаСО3, увеличивается. Влиянием температурного фактора можно объяснить образование карбонатных осадков в некоторых глубоких нагнетательных скважинах с высокой пластовой температурой, куда закачивается вода, насыщенная карбонатом кальция в поверхностных условиях [2].
Основные факторы образования солей:
1) изменении ионного состава пластовых вод;
2) изменении термобарических условий в скважине, либо насосе.
Увеличение температуры приводит к снижению растворимости СаСО3 (рисунок 1.1). Увеличение парциального давления СО2 (увеличение содержания СО2 в водной фазе) приводит к увеличению растворимости СаСО3 (рисунок 1.2).
Стоит отметить, что в кислой среде при рН < 5 выпадение кальция не происходит.
46ПО объект разработки МХ8-9. Отказ оборудования Э-60-1800 по причине
«Нет Q» на ВНР, МРП-44 сут. По результату комиссионного разбора обнаружено
на рабочих органах, а также на внешней стенке по всей длине тонкий налёт твердого осадка.
Рисунок 1.1 – График зависимости растворимости кальцита от температуры
Рисунок 1.2 – График зависимости растворимости кальцита от парциального давления СО2
В ОНПХ поступили пробы отложений с ПЭД и НКТ. Состав отложений пробы с ПЭД: 96% солей из них 22% карбонат кальция, 20% хлориды. Состав отложений пробы с НКТ: АСПО из которых 55% парафинов. Нефть пласта МХ8-9 имеет тенденцию к выпадению парафинов. Коррозионный мониторинг не проводился. Параметры перед остановкой 18м3/14%/14тонн Тпэд 60 град.
Критических фактор, который влечет за собой образования солей – это высокая температура (50 град.).
Рисунок 1.3 – Образование солей
Результаты исследований состава отложений, которые были проведены в лаборатории Гипротюменнефтегаз г. Тюмень выполнялись в 2019-2020 гг. в рамках договора по определению причин осложнений (таблица 1.1, таблица 1.2).
ПАО «Гипротюменнефтегаз» - Тюменский проектный и научно- исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко.
Таблица 1.1 – Результаты лабораторных исследований.
№ Куст Скв. Пласт Назначение скважины Дата отбора Место отбора %
содержания солей
1 69 1570 ПК1-3 ППД 13.06.2019 НКТ 54,76
2 69 1632 ПК1-3 ППД 18.06.2019 НКТ 74,54
3 80 621 ПК1-3 Добывающая 11.07.2019 ПЭД 88,94
4 1 1В3 ПК4-14 Водозаборная 09.07.2019 Фильтр 78,75
5 б/н 46ПО МХ8-9 ПО 18.09.2019 ПЭД 98,54
6 138 1441 ПК1-3 ППД 26.02.2019 Забой 46,25
7 45 6301 МХ8-9 Добывающая н/д
Таблица 1.2 - Результаты лабораторных исследований
№
Скв.
Содержание Описание
нерастворимого остатка (HCI)
Н/П и
АСПО Ca+2(в пересч. на CaCO3) Mg+2(в пересч. на MgCO3)
Fe+3(в пересч. Fe2O3)
Cl-
SO 2-
4 Доля растворимой в
HCI части отложений Нераство- римый в HCI
остаток
BaSO4
CaSO4
Сили- каты
1
1570
8,71 20,03
(50,02)
0 0,22
(0,63)
27,4
6,5
54,24
3,21
0,52
0
0
2
6032
16,12 24,03
(60,00) 0,56
(1,94) 2,05
(5,85)
39,5
1,33
74,49
0,42
0,05
0
0
3
621
8,24 6,73
(16,80) 1,24
(4,30) 17,72
(50,66)
19,8
0,41
73,34
15,66
15,6
0
0
4
183
12,99 21,13
(52,76) 0,92
(3,19) 4,36
(12,47)
15,2
0,16
66,35
23,39
12,4
0
0
5 46ПО 1,52 22,03
(55,09) 4,86
(16,87) 0,14
(0,39) 20,4 1,89 96,56 3,44 1,98 0 0
6
1441
4,57 17,80
(44,45) 3,37
(11,7) 0,15
(0,44)
13,0
3,94
41,87
41,36
4,38
0
0
