Источники пластовой энергии.

Приток нефти и газа с забоя добывающих скважин происходит в силу того, что Рзаб<Рпл. В зависимости от геологических условий применяемых способов разработки приток нефти и газа к скважине обеспечивается следующими видами пластовой энергии.

1. Энергия напора краевых, либо подача вод.

а) жестко-водонапорный режим

б) упруго-водонапорный режим

Если водонапорная система имеет выход на поверхность и хорошо

гидродинамически сообщается с нефтяным пластом, то изменение Рпл во

времени не происходит, такой режим разработки пласта называется жестко-напорным (рис.1, Рпл=const).

Если пласт не имеет выхода на поверхность или плохо сообщается с водонасосной частью системы, то в процессе эксплуатации залежи Рпл заметно падает во времени, начинают появляться упругие свойства п-д (сжатие) и жидкостей и газов (расширение). Такой режим работы пласта называется упруговодонапорный режим.

2. Энергия упругости газа сжатого в газовой шапке. Этому виду энергии соответствует режим газовой шапки

3. Энергия растворенного в нефти и воде газа, выделяющегося при условии Рпл<Рнас. Этому виду энергии соответствует режим растворенного газа.

4. Гравитационная энергия, которая соответствует режиму гравитации. Она обусловлена силой тяжести самой нефти, проявляющейся в крупнозалегающих пластах и существующая при малой вязкости нефти

Последние два режима называются режимами истощения, первые два – напорные режимы.

Максимальное количество нефти добывается при напорных режимах.

 

Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта.

1) силы вязкого трения,

2) капиллярные силы

3) адгезионные силы (силы прилипания).

Силы трения проявляются в пласте также как и при течении нефти и газа по ТП, т.е. гидравлическое сопротивление течению нефти в порах пропорционально скорости фильтрации и вязкости.

В пласте действует капиллярные силы. Эти силы проявляются в зоне контакта несмешивающихся жидкостей. При вытеснении нефти водой за фронтом вытеснения образуется, формируется многочисленные столбики нефти, рассеянные в воде и в этой зоне особенно сильно проявляются капельные силы.

 

Капиллярные силы.

Р1 > Р2 Р1-Р2 = ΔР

Чтобы рассмотреть кап. Силы, рассмотрим капилляр со столбиком нефти, который вытесняется водой при Р1-Р2 = ΔР.

В статич. Условиях под действием кап. сил столбик нефти стремится принять шарообразную форму, оказывая давление Р на стенки пор через пленку воды. При этом давление Р, возникающее внутри капилляра =

(1), где

Р – давление

σ – коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела фаз

R – радиус сферической поверхности столбика воды

r – рад. Цилиндрической поверхности -//-//-

Установлено что R и r и cosθ связаны между собой следующей зависимостью: (2)

Подставляя (2) в (1) получим (3)

При θ=0 давление (4)

Из (4) видно что чем больше σ и меньше r тем больше Р оказываемое на стенки пор через пленку воды и тем вероятнее неподвижность столбика нефти в капилляре.

Если на концах капилляра создать перепад Р то произойдет деформация нефти (см. пунктирную линию).

Такое изменение формы менисков вызовет соответствующее им изменение кап давления, которое согласно закону Лапласа будут следующими. Для левого мениска , для правого

Р¹>Р¹¹.

Разность этих кап давлений будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений ΔР.

(5)

(6)

Это явление когда возникает дополнительное сопротивление при движении двух не смещающихся жидкостей или пузырьков газа называют эффектом Жамена.

Т.к. таких столбиков или пузырьков газа в поровых каналах очень много, то на преодоление кап сил затрачивается существенная доля ΔР. Те же самые явления наблюдаются при переходе капли из широкой части капилляра в узкую, возникает также разность кап давлений менисков, имеющих разные радиусы

 

51.Солеобразования в процессах добычи нефти.

Современные методы разработки нефтяных месторождений, предусматривающие систему площадного заводнения или разрезание залежей на блоки рядами нагнетательных скважин и применение для поддержания пластового давления поверхностных пресных и сточных вод, привели к. осложнениям в добыче, транспорте и подготовке нефти, которые связаны с образованием твердых отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта и на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Основными компонентами большинства промысловых отложений являются карбонат кальция, сульфат кальция и (или) сульфат бария

CaO + H2SO4 -» CaSO4 + Н2О

В скважинах отложения чистых сульфата или карбоната кальция встречаются редко. Обычно они представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Без удаления органической составляющей солеотложений невозможно успешно провести обработку скважин.

Процесс выпадения в осадок сульфата или карбоната кальция протекает в три стадии. На первой стадии ионы кальция соединяются сульфатными или карбонатными ионами и образуют молекулы. Далее молекулы объединяются в микрокристаллы, служащие центрами кристаллизации для остального раствора. Агрегаты кристаллов растут и при достижении определенных размеров выпадают в осадок или прилепляются к. стенкам оборудования.

Неорганические отложения встречаются в трех формах:

- в виде тонкой накипи или рыхлых хлопьев,

- в слоистой форме,

- в кристаллической форме.

Отложения первого вида имеют рыхлую структуру, проницаемы и легко удаляются. Слоистые отложения, такие как гипс, представляют собой несколько слоев кристаллов, иногда в виде пучка лучин заполняющих все сечение труби. Кристаллические структуры, такие как барит и ангидрит образуют очень твердые, плотные и непроницаемые отложения. Барит настолько плотен и непроницаем, что с помощью химических обработок, удалить его со стенок оборудования не представляется возможным.

Проблема борьбы с отложениями неорганических солей возникла с внедрением интенсивных систем разработки нефтяных месторождений и прогрессирующим обводнением продукции добывающих скважин.

Разнообразие геолого-физических особенностей строения продуктивных пластов, особенностей разработки месторождений, систем поддержания пластового давления, и типа используемых для этого вод, предопределило разнообразие причин образования отложений неорганических солей на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Широкие испытания магнитных, акустических методов предотвращения солеотложения позволяют сделать вывод, что они не предотвращают образование отложений, а лишь снижают интенсивность их образования. Магнитные, электрические, акустические методы, покрытия оборудования защитной оболочкой не имеют перспективы широкого применения, они могут найти лишь узкое и ограниченное применение.

В промысловой практике для предупреждения солеотложений используются ингибиторы, которые при постоянном дозировании способны продлить межочистной период работы скважины на несколько месяцев. Однако отсутствуют достоверные методы прогнозирования длительности действия ингибитора, поэтому при прекращении подачи ингибитора происходит необратимое отложение солей. Эти отложения могут быть удалены химическим или механическим способом.

В реальных условиях работы нефтепромыслового оборудования на кристаллизацию и образование отложений солей накладывается влияние дополнительных факторов, таких, как: физико-химические свойства нефти, выделение газа, наличие механических примесей и продуктов коррозии, дисперсность этих компонентов в потоке, скорость движения жидкости и др. Влияние большинства этих факторов, а тем более взаимовлияние их на процесс солеотложения изучено недостаточно.

Важнейшими факторами, влияющими на осадконакопление и состав образующихся солей, являются состав пластовой воды и степень пересыщения ее солями. Состав попутно-добываемых вод сложен, они в разной степени пересыщены различными солями, и тогда на поверхности оборудования может происходить сокристаллизация нескольких солей.

 

52. Виды типы солей, хим ур-я их образования.

Простая соль образуется при замещении водорода кислоты металлом. Следовательно соль состоит из металла и кислотного остатка. У двойной соли так соединены две соли, что в твердом состоянии они устойчивы, но в водном растворе распадаются так, как будто бы обе соли были растворены отдельно. Так, например, квасцы распадаются на ионы при растворении по реакции:

КАl (SO4)2 — К + Аl+ 2SO4

Комплексная соль является соединением более высокого порядка, в котором одна соль проявляет совершенно новые свойства и которое в водном растворе распадается не на простые составные компоненты, а образует комплексные ионы; примером может служить растворение дицианоаураата калия.

К [Аu (CN)8] — К + [Аu (CN)8]

Ниже приводятся основные виды химических реакций, приводящих к образованию солей.

1. Нейтрализация, при которой реагируют кислота и основание и в результате их взаимодействия образуется соль и вода.,

NaOH + НСl -» NaCl + Н2О

2. Взаимодействие металла и кислоты, при которой образуются соль кислоты и водород.

Zn + 2HC1 —ZnCl2 -f- H2

3. Взаимодействие окиси металла и кислоты, приводящее к образованию соли и воды.

CuO + H2SO4 -» CuSO4 + Н2О

4. Двойной обмен двух солей, при котором металлы взаимно обмениваются, образуя при этом нерастворимую соль.

AgNO3 + NaCl --> AgCl + NaNO3

5. Двойной обмен между сильной кислотой и слабой солью,

приводящий к образованию слабой кислоты и сильной соли.

2НС1 + Ag2S -» H2S + 2AgCl 12.

Главные минералы соляных пород - ангидрит, гипс, галит. Сильвин, карналлит, полигалит, кизерит, лангбейнит, мирабилит, лауберит, тенардит, бишофит, астрохонит, эмсонит, каинит. Второстепенные - карбонаты (сода, магнезит, доломит), минералы бора (улексит, инионит), окислы и гидроокислы железа, сульфиды железа и других металлов, органическое вещество.

Соляные породы обычно содержат в различном количестве терригенные примеси, которые представлены главным образом глинистыми, реже алевритовыми и песчаными частицами. Они залегают в виде пластов, прослоев, линз различной мощности. Иногда в результате тектонических движений соляные породы образуют купола, штоки и другие вторичные, постседиментационные формы залегания

Текстуры соляных пород массивные, слоистые (тонко и грубо), сетчатые, сферолитовые, сталактитовые, узловатые, пятнистые, брекчиевидные, капельные, плойчатые. Структуры - кристаллически-зернистые (от криптокристаллических до грубозернистых), волокнистые, спутанно-волокнистые, натечные, кристаллобластические (гранобластовые, пойкилобластовые, нематобластовые, порфиробластовые, лидобластовые) метасоматические, катокластические (брекчиевидная, сланцеватая).

Соляные породы классифицируют по генетическому и минералогическому принципам. Выделяются хемогенные лагунные и озерные образования и континентальные - почвенные.

 

53.Причины и факторы, способствующие солеобразованию.

Ряд исследователей связывает процесс солеотложения со смачиванием поверхности металла пересыщенной солями пластовой водой, полагая, что возникновение зародышей кристаллов происходит на гидрофильной поверхности оборудования. В реальных же условиях, после снятия солевых осадков с поверхности оборудования, часто обнаруживаются следы пристенных адсорбционных слоев из органических веществ, прочно связанных с кристаллическими отложениями и металлом. Очевидно, что образовавшиеся в объеме жидкости кристаллы прилипают к гидрофобному слою, состоящему из активных компонентов нефти. Активные компоненты нефти способствуют интенсификации процесса накопления солей. Кроме того, адсорбируясь на границе раздела фаз, они увеличивают адгезию между частицами и поверхностью оборудования. Отложения из скважин содержат как адсорбированные компоненты нефти, так и кристаллически-связанные, которые гидрофобизируют поверхность солевых отложений и придают осадкам желтовато-коричневый цвет. Выявлено, что с увеличением количества компонентов нефти в растворе, скорость осадконакопления существенно возрастает.

На механизм отложений солей в скважине заметно влияют выделяющийся газ, характер водонефтяной эмульсии, скорость и структура газожидкостной смеси, состояние и материал оборудования. В условиях скважины выделяющиеся пузырьки свободного газа образуются сначала в пристенной области, при этом создаются многочисленные гетерогенные границы раздела фаз твердое тело - жидкость - газ, на которых имеются благоприятные условия зарождения и роста кристаллов неорганических солей. В результате интенсивность солеотложений возрастает. Это положение подтверждается рядом промысловых исследований. Особенно характерно это для случаев формирования карбонатных солей, которое связано с выделением двуокиси углерода при уменьшении давления в скважине.

Образование солеотложений твердых осадков преимущественно неорганических веществ в пористой среде нефтяных пластов, на стенках труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях обусловлено кристаллизацией солей из перенасыщенных по разным причинам попутно добываемых пластовых вод.

Исследованиями установлено, что твердая поверхность играет большую роль при образовании кристаллов солей в пересыщенных растворах, причем если на поверхности имеются шероховатости и углубления, что характерно для поверхности скважинного оборудования, то процесс кристаллизации начинается раньше и происходит быстрее. На шероховатой поверхности отлагается большее количество частиц твердой фазы, чем на гладкой, поскольку часть мелких частиц может срываться потоком жидкости с гладкой поверхности. Эксперименты показали, что интенсивность солеотложений наибольшая на образцах из стали НКТ и наименьшая на фторопласте. Исследуя механизм отложения солей на полимерных материалах, рекомендовано использовать для предотвращения солеотложений не гидрофобные, как принято, а лиофобные материалы. Имеется ряд сообщений об успешных промысловых испытаниях полимерных покрытий для предотвращения отложения солей при добыче обводненной нефти.

Основными из этих причин следует считать испарение, смешивание несовместимых вод, растворение горных пород и газов, изменение термобарических условий, дегазацию воды и изменение ее общей минерализации.

Отложения карбонатов кальция, сульфатов кальция и бария образуются, как правило, в присутствии нефтяных компонентов, газовой фазы, механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность соленакопления, характер и свойства отложений.

Один из механизмов кристаллизации (гетерогенный) связывают с возникновением зародышей кристаллов на границах разделов фаз.

Существенное влияние на механизм солеотложений оказывают также режим движения газожидкостной смеси, фазовые превращения ее компонентов и их распределение по сечению труб. Выделяющиеся из жидкости пузырьки газа, в том числе и прилипающие к стенкам труб, образуют разветвленные границы раздела фаз твердое тело – газ- жидкость и способствуют зарождению и росту кристаллов солей. В свою очередь, солевые отложения служат адсорбентами для нефтяных компонентов, к ним прилипают пузырьки газа, что заметно увеличивает объем осадка.

Скорость образования зародышей кристаллов зависит не только от степени развитости и термодинамического потенциала поверхностей раздела, но и от радиусов кривизны границ раздела минерализованных вод с включениями. С уменьшением радиусов кривизны включений (например, при повышении дисперсности глобул воды в нефти или нефти в воде) степень перенасыщения увеличивается и уменьшается критический размер зародыша новой фазы, работа образования солевых зародышей уменьшается, а скорость их возникновения возрастает.

Таким образом, процессы образования солеотложений при добыче нефти в значительной мере определяются характером фазовых и энергетических взаимодействий на границе раздела вода нефть – газ- твердое тело, на чем основано действие большинства методов предотвращения выпадения солей. Ниже приведена краткая характеристика этих методов.

Известно, что отложения солей при добыче нефти формируются за счет кристаллизации солей из пересыщенных попутно-добываемых вод и осаждения этих кристаллов на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Кристаллизация, по сути, является фазовым переходом вещества из перенасыщенной (маточной) среды в кристаллическое состояние. При достижении некоторой предельной для данных условий насыщенности растворов солей практически мгновенно возникают множество зародышей кристаллов, способных в дальнейшем к росту. Величина предельной насыщенности зависит от температуры, давления, состава среды и концентрации солеобразующих ионов, ее объема, материала и состояния стенок.

 

54.Методы и аппаратура для исследования закономерностей солеобразования

В процессе эксплуатации нефтепромыслового оборудования возникают негативные процессы, существенно осложняющие нефтедобычу. Так, обводнение нефтяных скважин в условиях интенсивной разработки месторождений во многих случаях приводит к образованию неорганических солей (обычно карбоната кальция). Последующее их отложение в нефтепромысловом оборудовании (НПО) существенно усложняет эксплуатацию скважин, приводит к поломке погружных электроцентробежных насосов, значительно сокращает межремонтный период работы скважин.

Эффективность борьбы с отложением солей в НПО находится в прямой зависимости от времени обнаружения процесса солеобразования, непосредственное наблюдение которого практически недоступно в процессе эксплуатации скважин. Таким образом, внедрение эффективной методики диагностики состояния скважин в отношении солеобразования является необходимым условием успешной борьбы с солеотложением в НПО.

Традиционные методы диагностики основаны на экспертной оценке прироста давления на буфере скважины, расчете моделей карбонатного равновесия по данным химического анализа попутно добываемых вод или гидродинамических расчетах добываемой смеси нефть-вода в окрестности забоя скважины. Точность их не высока. Для решения данной задачи диагностики использовались модели распознавания, основанные на вычислении оценок.

Для описания явления солеобразования использовались системы признаков, связанных, по мнению экспертов, с данным явлением и которые могут быть измерены в промышленных условиях: давление, температура, химический состав попутно добываемых вод, условия эксплуатации. Объектами распознавания являлись описания скважин с помощью 15—20 признаков, замеренных в один и тот же момент времени для фиксированной скважины. Таблицы обучения формировались из выборок описаний скважин, на которых было зафиксировано отложение солей (и, следовательно, наличие солеобразования) и выборок описаний скважин, на которых солеотложений зафиксировано не было. Данные две группы описаний использовались для описания класса солеобразующих и класса соленеобразующих скважин.

Численные расчеты проводились по данным месторождений п/о Юганскнефтегаз и п/о Нижневартовскнефтегаз с использованием различных систем признаков. Точность распознавания находилась в пределах 85—95 % правильных ответов. Для решения задачи обычно было достаточно около половины исходных признаков. В состав информативных подмножеств признаков входили как признаки, связь которых с явлением солеобразования является хорошо известной (прирост давления, содержание ионов Са+2, HCO), так и признаки, целесообразность учета которых при диагностике состояний скважин в отношении солеобразования была ранее неизвестна.

Изменение очертаний диномограмм обусловлено в определенной мере таким явлениями, как неполное заполнение насоса жидкостью, срыв подачи насоса затрубным газом. Одновременно с аномальными очертаниями динамограмм появление гипса в скважинах сопровождается неуклонным снижением дебита жидкости и накопленного водонефтяного фактора, который представляет отношение нарастающей добычи воды к нарастающей добыче нефти.

При эксплуатации скважин электроцентробежными насосами появление твердых осадков солей в скважине и насосном оборудовании можно фиксировать по неуклонному снижению производительности скважины и резкому повышению динамического уровня, иногда до устья скважины.

Таким образом, контроль за появлением неорганических солей в действующих нефтяных скважинах и глубинно-насосном оборудовании можно оперативно осуществлять в комплексе по характеристикам работы глубинно-насосного оборудования, неуклонному падению производительности скважин, характеристикам вытеснения на стадии обводнения, изменению динамического уровня в скважине и другим показателям, не требующим специальных промысловых работ и остановок скважин.

Методы борьбы с солеотложениями преследуют обычно две цели: путем химического воздействия воспрепятствовать отложению солей, удалить выпавшие соли с поверхности оборудования в случае неэффективного действия ингибиторов.

Характер осадконакопления в рабочих органах насоса выявлялся при расследовании причин выхода из строя стандартных электроцентробежных насосов во время ее полной разборки при ремонте. Исследованиями при осмотре этих установок было выявлено следующее распределение отложений по длине насоса. Установлено, что в 45% случаев отложения наблюдаются в первых (от двух до восьми) направляющих аппаратах и рабочих колесах. В 21% случаев отложения наблюдаются, кроме первых направляющих аппаратов и рабочих колес, еще и в последних 3...5 направляющих аппаратах и колесах. Около 13% случаев отложения наблюдаются по всей длине установки, но с преобладанием их в первых и последних ступенях, при этом в средней части насоса отложения незначительны и носят прерывистый характер.