Одной из важнейших причин, снижающих эффективность добычи нефти на

УДК 556.314:543.36’622.323
Курлянов Никита Андреевич
Научный руководитель: к.г.-м.н., доцент Мусин Рустам Хадиевич
Казанский федеральный университет, кафедра общей геологии и
гидрогеологии, г. Казань
О СОЛЕОТЛОЖЕНИИ НА ОТДЕЛЬНЫХ ОБЪЕКТАХ
ОНБИЙСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТАТАРСТАНА
Одной из важнейших причин, снижающих эффективность добычи
нефти на месторождениях России и мира, является отложение
неорганических солей на поверхности оборудования и трубопроводов, а
также непосредственно в пластовых условиях. Проблема солеотложения
особо остро проявляется в нефтедобывающих регионах, где в разработке
залежей используется система подержания пластового давления (ППД) и в
качестве рабочего агента в больших объемах используются пресные,
минерализованные, сточные или биозараженные воды [1].
Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации
скважин, однако наиболее отрицательные последствия от солеотложения
возникают при добыче нефти штанговыми глубинными насосами и
установками электропогружных центробежных насосов. Кристаллические
образования неорганических солей на рабочих органах глубинных насосов
приводят к повышенному их износу, заклиниванию и слому вала погружного
центробежного электронасоса, заклиниванию плунжера и т.п. [3].
Солеотложение крайне негативно влияет на эксплуатацию трубопроводов, в
связи с усилением коррозии металла труб. Слой солеотложений на трубах
диаметром 150 мм толщиной 1,5 мм увеличивает энергопотребление при
транспортировке нефти на 15 %, а толщиной 13 мм – уже на 60 %. В
конечном итоге, всё это приводит к удорожанию товарной продукции. Так, в
США убытки от отложения неорганических солей составляют ежегодно
более 1 млрд. долларов [2].
Наибольшую остроту в России солеотложение получило на
месторождениях Урало-Поволжья, Западной Сибири и Северного Кавказа,
где с середины 1970-х годов темп роста солеобразующих скважин за
десятилетний период по отдельным регионам достигал 20-30 % [3]. В
подавляющем большинстве случаев на нефтяных месторождениях
наблюдается фронтальное выпадение гипса в скважинах. Так для
месторождений Татарстана характерны сульфатно-кальциевые и бариевые
солевые отложения. В целом они не являются мономинеральными и имеют
сложный состав, включающий в себя минеральную и органическую часть.
Дополнительными компонентами в отложениях являются сульфаты и
карбонаты магния, гидроксиды кальция и магния, окислы (кварц, иоцит,
магтемит, магнезит и др.), магнезиальный кальцит. Органической
составляющей в основном являются сернистые соединения, асфальтены,
смолы, тугоплавкие парафины и др. [2].
Цель данного исследования – выявление причин выпадения гипсовых
отложений в скважинах системы ППД Онбийского нефтяного
месторождения.
Онбийское месторождение расположено в пределах Южно-Татарского
свода Волго-Уральской антеклизы, северо-западнее хорошо известного НовоЕлховского нефтяного месторождения. Оно является небольшим по
размерам, но с чрезвычайно высоким рассредоточением запасов по 11
локальным куполовидным участкам в 9 стратиграфических комплексах
терригенного девона, карбонатного и терригенного нижнего и среднего
карбона. Месторождение было открыто в 1960 г., а в промышленную
разработку введено в 1985 г. Наиболее продуктивными элементами разреза
месторождения являются бобриковский горизонт среднего визея и
кизеловский горизонт верхнего турнея, пластовые воды которых являются
хлоридными натриевыми и кальциево-натриевыми рассолами с
минерализацией 200-250 г/л. Разработка месторождения ведется с
использованием заводнения продуктивных горизонтов, для которого
используются нефтепромысловые сточные воды и пластовые
воды
заволжского горизонта верхнего фамена. Данные пластовые воды также
являются, преимущественно, хлоридными натриевыми рассолами с
минерализацией 230-280 г/л, рН – 4-6, концентрациями отдельных
компонентов (г/л) – HCO3-–0,013-0,45; Ca2+ –8-12,5; SO42- –0,4-1,0; Cl- –130176, Na+ –66-89. В системе ППД используются 21 водозаборная скважина, а
также 55 нагнетательных.
Летом 2010 года на одной из водозаборных скважин месторождения
произошел отказ насосного оборудования. В ходе проведения мероприятий
по установлению причин, в одной из плетей водовода были обнаружены
отложения кристаллов гипса. При дальнейшем изучении проблемы гипсовые
отложения были выявлены еще на двух водозаборных скважинах. Для
выявления причин солеотложения гидрогеохимическому опробованию были
подвергнуты все водозаборные скважины, а также проанализированы
особенности состава пластовых вод разрабатываемых бобриковского и
кизеловского горизонтов.
Для прогнозирования
отложения CaSO4 существует множество
методов. В литературе описаны методы Э.Е. Лондона, А.Дж. Остроффа,
Х.А. Стиффа и Л.Е. Дэвиса, В.П. Зверева, Х.Л. Скилмэна, Дж.П. МакДональда, Х.А. Стиффа, А.И. Чистовского, В.А. Панова, Дж.Е. Оддо и М.Б.
Томсона, и др. [2]. Для выяснения причин выпадения сульфата кальция на
нефтяных объектах Онбийского нефтяного месторождения автором были
использованы методы В.П. Зверева, В.А. Панова, Дж.Е. Оддо и М.Б.
Томсона. Все эти методы базируются на определении насыщенности и
недонасыщенности вод CaSO4. Разница состоит в том, что метод Дж.Е. Оддо
и М.Б. Томсона кроме гидрогеохимических данных учитывает давление и
температуру, метод В. П. Зверева – температуру, а метод В.А. Панова не
предусматривает учет термобарических условий. Прогнозная оценка
солеотложения выполнялась на основе химических анализов подземных вод
для пластовых и приповерхностных условий, при этом в первом случае
значения температур принимались – 30-40о С, а давление – 90-100 атм. (что
соответствует реальным пластовым условиям), для приповерхностных
условий – температура–8-10о С, давление – 5-20 атм.
Воды заволжского горизонта в пластовых условиях недонасыщены
сульфатом кальция, но при их подъеме на поверхность они становятся
перенасыщенными этим компонентом, что определяет высокую вероятность
отложения гипса в верхней части стволов водозаборных скважин и
поверхностных водоводах.
Воды бобриковского и кизеловского продуктивных горизонтов в
пластовых условиях также, в основном, недонасыщены сульфатом кальция, а
в приповерхностных условиях расчетная перенасыщенность отмечается ~ в
15-20 % эксплуатационных скважин.
Основные полученные результаты:
Отложение CaSO4 определяется комплексом гидрогеохимических и
термобарических условий.
- Выпадение гипса на части водозаборных скважин связано с падением
температуры и давления при подъеме воды на поверхность.
- Методы прогнозной оценки отложения CaSO4 В.П. Зверева, Дж.Е. Оддо и
М.Б. Томсона, В.А. Панова дают по Онбийскому месторождению сходные
результаты и адекватно отражают реальную «действительность», при этом
наиболее оптимальным является использование первых двух методов.
- При неизменности гидрогеохимических условий в скором времени
возможно отложение гипса в верхней части эксплуатационных скважин,
оборудованных на бобриковский и кизеловский горизонты.
Литература:
1. Геология и разработка крупнейших уникальных нефтяных месторождений России / под
ред. Н.Н. Гавуры. В 2 т. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1996. – 2 т.
2. Кащавцев В. Е. , Мищенко И. Т. Солеобразование при добыче нефти - М: Орбита-М,
2004 г. - 432 стр.
3. Кашавцев В. Е. Предупреждение солеобразования при добыче нефти / В.Е. Кашавцев,
Ю.П. Гаттенбергер, С.Ф. Люшин. – М.: Недра, 1985. – 215 стр.