Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Альтернативные решения проблемы галито- и гипсообразования при добыче нефти в Восточной Сибири

Продуктивные пласты Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения характеризуются наличием в добываемой нефти уникальных высокоминерализованных хлоридных кальциевых рассолов и их смесей с закачанной сульфатной водой ППД, представляющих собой основные источники галитовых и гипсовых отложений на стенках НКТ, узлах УЭЦН, а также в водоводах высокого давления и нефтесборах. Для решения проблемы галитообразования регулярно проводятся промывки скважин водой. В дополнение к этому специалисты ООО «Иркутская нефтяная компания» проводят испытания различных методов химической (ингибиторной) защиты оборудования, таких как периодическая закачка ингибитора галитообразования и постоянное дозирование реагента с помощью УДР. Также ингибиторы солеотложений на основе ОЭДФК и НТФ успешно используются для предупреждения отказов, связанных с гипсообразованием.

29.07.2017 Инженерная практика №04/2017
Чертовских Евгений Олегович Главный специалист Отдела по работе с механизированным фондом, направление «Химизация и осложненный фонд», ООО «Иркутская нефтяная компания»
Салихов Руслан Маликович Заместитель главного инженера – директор департамента добычи нефти и газа ООО «Иркутская нефтяная компания»

Наиболее распространенным видом осложнений при эксплуатации скважин добывающего фонда ООО «Иркутская нефтяная компания» являются солеотложения, представленные вторичными минералами: галитом (NaCl) и гипсом (СаSO4×2H2O). Основной источник галитообразования – тяжелые метаморфизованные и весьма крепкие рассолы хлоридного кальциевого состава плотностью 1,27-1,37 г/см3 и минерализацией 390-500 г/дм3, содержащие в своем составе до 60 г/дм3 хлорида натрия. Кроме этого, источником галита является сам скелет породы продуктивных пластов, а именно засолоненное межпоровое пространство. При закачке пресных вод с устья происходит выщелачивание галита, что приводит к пресыщению закачанных сульфатных вод хлоридом натрия, при этом их минерализация увеличивается с 50-90 до 320 г/дм3 (рис. 1).

Рис. 1. Источники галитообразования
Рис. 1. Источники галитообразования

При изменении термобарических (P, T) условий происходит кристаллизация галита и его активное переотложение в призабойной зоне пласта и глубинно-насосном оборудовании (ГНО). Кроме того, интенсифицирует галитообразование так называемое явление «геохимического барьера», возникающего в результате взаимодействия двух видов рассолов: при-родного (хлоридного кальциевого состава и минерализацией 500 г/л, содержащего до 115 г/дм3 иона кальция) и техногенного, который образуется вследствие закачки пресной воды в пласт и после выщелачивания галита из пор песчаника и по химическому составу представляет собой хлорнатриевый рассол с содержанием иона натрия до 90 г/дм3. Источником гипсовых отложений является несовместимость закачиваемых сульфатных вод литвинцевской свиты (содержание сульфат иона до 2000 мг/дм3) с вышеуказанными пластовыми хлоридными кальциевыми рассолами с со-держанием иона кальция до 115 г/дм3.

Основным методом борьбы с образованием галита служат периодические промывки пресной водой погружного оборудования при этом межобработочный период (МОП) может составлять от суток до нескольких месяцев. Основным фактором, влияющим на МОП, является состав вод и их объемное содержание в добываемом флюиде. Как правило, наиболее сложные скважины характеризуются наличием хлоридных кальциевых пластовых вод дебитом до 700 м3/сут с обводнением от 10%. Для восстановления продуктивности скважин при ее снижении из-за галита применяются большеобъемные обработки водой призабойной зоны, когда единовременно в пласт закачивается от 50 до 100 м3 пресной воды. Для снижения риска получения гидрозатвора в воду может добавляться 1% поверхностно-активного вещества. В качестве альтернативы периодических обработок ГНО также используется метод постоянной подачи воды с устья в затрубное пространство или на прием УЭЦН через капиллярный трубопровод. На рис. 2 показан пример работы скважины при обработке водой, а на рис. 3 – то, что происходит с оборудованием, если эту обработку просрочить: колонна НКТ забивается практически полностью.

Рис. 2. Пример работы скважины при обработке водой
Рис. 2. Пример работы скважины при обработке водой
Рис. 3. Пример просроченной промывки
Рис. 3. Пример просроченной промывки
Рис. 4. Гидратообразование при промывках водой
Рис. 4. Гидратообразование при промывках водой

Стоит отметить, что при осуществлении промывок водой также возникают определенные сложности. Так, на Ярактинском месторождении, где скважины эксплуатируются с забойным давлением ниже давления насыщения, в результате высокого газового фактора (более 200 м33) при промывках пресной водой происходит образование гидратов и, как следствие, гидратных пробок (рис. 4). Поэтому для предупреждения гидратообразования при промывках водой в скважинах с высоким газосодержанием применяется 3-15%-ная водометанольная смесь (ВМС).

В дополнение к этому при эксплуатации осложненных галитом скважин Ярактинского месторождения мы также столкнулись с такой проблемой, как «залповые» отложения галита, которые приводят к резкой потере циркуляции в скважине (см. табл.). При комиссионном разборе отказавших УЭЦН мы обнаружили, что в 50% случаев рабочие органы установок забиты мелкодисперсным песком. Вброс песка в НКТ может приводить к интенсификации роста кристаллов галита. Поднимаясь с потоком флюида, зерно песчаника может служить центром кристаллизации кристалла (рис. 5), что приводит к «залповому» отложению галита в верхних трубах колонны НКТ и фонтанной арматуре.

Рис. 5. Пример залпового отложения галита
Рис. 5. Пример «залпового» отложения галита

Для своевременной идентификации галитовой пробки телемеханики недостаточно, поскольку фильтрация флюида может продолжаться и через пробку без значительных изменений параметров работы УЭЦН (например, при наличии механического штуцера в фонтанной арматуре), поэтому для выявления критического «сужения» необходимо периодически (а иногда ежедневно) производить шаблонирование НКТ глубинным скребком.

ОПИ ИНГИБИТОРА ГАЛИТООБРАЗОВАНИЯ

Наряду с проведением промывок водой компания ООО «ИНК» решает проблему галитовых отложений химическими методами: посредством периодической закачки ингибитора галитообразования с помощью агрегата ЦА-320 и постоянного дозирования реагента с помощью установки дозирования реагента (УДР).

На рис. 6 представлен пример работы скважины до и после ОПИ ингибитора галитообразования, который подавался в периодическом режиме.

Рис. 6. Периодическая закачка ингибитора галита с ЦА-320
Рис. 6. Периодическая закачка ингибитора галита с ЦА-320

Подконтрольная скважина с дебитом 60 м3/сут и обводненностью пластовым рассолом 30% работала в постоянном режиме, до применения технологии были зафиксированы частые непроходы скребка и два заклинивания УЭЦН за месяц. МОП промывок до ОПИ составлял трое суток. В процессе ОПИ скважина эксплуатировалась 19 сут без осложнений, через 19 сут давление на приеме в результате гидратообразования возросло после заливки водного раствора ингибитора. Для удаления гидратной пробки провели закачку горячей нефти в затрубное пространство в объеме 10 м3, после чего скважина эксплуатировалась еще 22 сут без осложнений.

В настоящее время тиражируется метод постоянного дозирования ингибитора солеотложений с использованием УДР (рис. 7) через капиллярный трубопровод. В данном случае скважина с дебитом 100 м3/сут и обводненностью 30% также работала в постоянном режиме, МОП промывок до ОПИ – трое суток. В ходе испытаний скважина эксплуатируется 12 суток без промывок водой (увеличение МОП до 12 суток).

Рис. 7. Постоянное дозирование ингибитора солеотложений с УДР
Рис. 7. Постоянное дозирование ингибитора солеотложений с УДР

Всего ингибитор галитообразования был протестирован в шести скважинах с разными технологическими параметрами. На трех скважинах были получены

положительные результаты ОПИ, причем во всех случаях испытания проводились по методу закачки ингибитора с помощью УДР, на трех других скважинах, которые испытывались методом периодической заливки удалось достичь увеличения МОП в 2-3 раза, но не были достигнуты основные критерии эффективности. Различие эффективности при подаче ингибитора разными способами свидетельствует о высокой скорости роста кристаллов галита в скважине и о необходимости постоянного наличия ингибитора в добываемом флюиде. В 2017 году технологию планируется тиражировать на месторождениях ООО «ИНК» на группе добывающих скважин для подтверждения технологической эффективности.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГИПСООБРАЗОВАНИЯ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Следующий тип осложнений, с которым мы сталкиваемся при эксплуатации скважин добывающего фонда, – это гипсообразование на стенках НКТ, а также в рабочих органах и на поверхности секций УЭЦН (рис. 8).

Рис. 8. Места отложения гипса в добывающей скважине
Рис. 8. Места отложения гипса в добывающей скважине

Впервые данная проблема была обнаружена в 2012 году на Верхнечонском месторождении. Основной причиной образования гипса стало наличие в пластах бессульфатных пластовых вод хлор-кальциевого типа (содержание кальция до 115 г/л). Вторая причина – техногенного характера – заключалась в том, что ввиду отсутствия других бессульфатных и водообильных источников воды, в пласт закачивались сульфатные воды с содержанием сульфатиона от 600 до 2000 г/л. Как следствие, происходило заражение пласта сульфатами.

На рис. 9 приведен пример работы добывающей скважины Ярактинского месторождения, осложненной гипсообразованием. Зеленым цветом отмечен рост загрузки из-за отложений гипса на рабочих органах, которые привели к заклиниванию и отказу установки.

Рис. 9. Отказ УЭЦН по причине гипсообразования
Рис. 9. Отказ УЭЦН по причине гипсообразования

Для определения потенциальных солеобразующих скважин мы разработали уникальную и простую методику выявления скважин, осложненных гипсообразованием в Восточно-Сибирском регионе (юг Сибирской платформы), которая основывается не на определении химического состава отложений и расчете индексов предельного насыщения, как стандартные методики, а на выявлении смеси вод через изменение плотности (рис. 10).

Рис. 10. Экспресс-метод выявления скважин, осложненных гипсообразованием
Рис. 10. Экспресс-метод выявления скважин, осложненных гипсообразованием

Методика была успешно опробована на двух месторождениях восточносибирского региона (юг Сибирской платформы): Верхнечонском и Ярактинском. Данная экспресс-методика позволяет своевременно выявить скважины с гипсообразованием, не дожидаясь отказа установки.

Первый сценарий: изменения плотности вод со временем не происходит, она составляет 1,3 г/см3. Это означает, что попутно-добываемые воды представлены природными пластовыми хлоридными кальциевыми рассолами без примеси закачиваемых вод. В данном случае гипсообразование в скважинах не происходит.

Второй сценарий: в начальный период плотность попутно-добываемых вод составляет 1,3-1,29 г/см3, затем начинается ее резкое снижение до 1,14-1,17 г/см3. Это свидетельствует о том, что попутно-добываемые воды, изначально представленные только пластовыми рассолами, смешиваются с закачанными сульфатными водами, при этом в скважинах происходит гипсообразование.

Третий сценарий: типичное рассолонение пласта коллектора (выщелачивание галита). Плотность попутно-добываемых вод снижается с 1,17 до 1,09 г/см3 (плотность закачиваемых вод). Гипсообразование не происходит.

Четвертый сценарий: изначально попутно-добываемые воды представлены техногенными водами плотностью 1,2 г/см3, которая снижается до 1,14 г/см3, затем происходит смешение с пластовыми рассолами. При этом плотность стабилизируется и составляет 1,14-1,15 г/см3 (в некоторых случаях даже увеличивается), в данном случае в скважинах происходит гипсообразование.

ОТЛОЖЕНИЯ ГИПСА В ВОДОВОДАХ И СКВАЖИНАХ ППД

Отдельную проблему представляет собой гипсообразование в водоводах высокого давления и скважинах системы ППД Ярактинского месторождения, связанное с высоким содержанием сульфата в закачиваемой воде 1500 мг/л (на Верхнечонском месторождении – 500 мг/л) (рис. 11). Для ее решения осуществляется периодическая закачка ингибитора солеотложений на основе фосфоновых кислот с дозировкой 50 г/м3, подобранной в ходе лабораторных и опытно-промышленных испытаний.

Рис. 11. Отложения гипса в водоводах и скважинах системы ППД
Рис. 11. Отложения гипса в водоводах и скважинах системы ППД

ОТЛОЖЕНИЯ ГИПСА В СИСТЕМЕ НЕФТЕСБОРА

И последняя проблема, на которой хотелось бы остановиться подробнее, – это гипсообразование в системе нефтесборов и водоводов высокого давления.

Рис. 12. Отложение гипса в нефтесборах
Рис. 12. Отложение гипса в нефтесборах

На рис. 12 показан пример отложения гипса в нефтепроводе до внедрения ингибиторной защиты («гипсовый язык» от АГЗУ и далее по нефтесбору 100 м). В данном случае одна из скважин работала с обводнением пластовой хлоркальциевой водой, вторая – с обводнением закачиваемой сульфатной водой. Погружное оборудование данных скважин работало в нормальном режиме, предпосылок к отказу не было – загрузки не росли, производительность установок не снижалась и не изменялась. Однако, начиная с определенного момента, стало расти давление в нефтепроводе. Поскольку промывки водой и нефтью (от АСПО) уже не помогали, нами было произведено вскрытие нефтесбора, при котором обнаружено, что труба практически полностью засорена плотными отложениями гипса.

При анализе причин выяснилось, что гипсообразование произошло в результате смешения хлоридных кальциевых и сульфатных вод, но не в пластовой зоне, а непосредственно в АГЗУ и нефтесборе.

Для мониторинга подобных ситуаций и определения начала образования гипса в нефтесбор после АГЗУ был установлен свидетель коррозии. Это позволило своевременно применить ингибитор солеотложений на основе НТФ и ОЭДФК в скважинах и кустах, работающих в аналогичных или схожих условиях.

УДАЛЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ ГИПСА

Удаление отложений гипса осуществляется химическим способом – закачкой гидроксида натрия. Поскольку сульфаты труднорастворимы, приходится использовать 10-12-кратный избыток 20-25% водного раствора каустической соды с последующим растворением осадка 6-12%-ной соляной кислотой (рис. 13).

Рис. 13. Режим работы скважины до и после ОПЗ раствором каустической соды
Рис. 13. Режим работы скважины до и после ОПЗ 20%-ным раствором каустической соды

При подборе ингибиторов гипса мы остановились на реагентах с высоким содержанием активной основы – фосфоновых кислот (НТФ, ОЭДФК 20-30%). Данные ингибиторы хорошо себя зарекомендовали при испытаниях на месторождениях Восточной Сибири (рис. 14). При помощи установки дозирования реагент подается с устья в затрубное пространство добывающих скважин.

Рис. 14. Примеры эффективного применения ингибитора гипсообразования на нефтяных месторождениях Восточной Сибири
Рис. 14. Примеры эффективного применения ингибитора гипсообразования на нефтяных месторождениях Восточной Сибири
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Евгений Олегович, какой ингибитор вы используете для предупреждения галитообразования? Если можно, назовите марку и дозировку, пожалуйста.
Евгений Чертовских: Мы применяем 5%-ный водный раствор реагента «Акаватек 515 П» с дозировкой 200 г/м3, рецептура которого была разработана специально под наши условия.
Вопрос: Этот 5%-ный раствор не застывает при низких (минусовых) температурах?
Е.Ч.: Опытную закачку мы производили летом, но при тиражировании технологии мы будем использовать товарную форму реагента методом постоянного дозирования посредством УДР через капиллярный трубопровод на прием УЭЦН, а он не замерзает и при -30°С.
Е.Ч.: Как часто вы осуществляете закачку ингибитора галитообразования?
Е.Ч.: Периодические заливки водного раствора «Акватек 515 П» выполняются согласно МОП обработки водой скважины-кандидата.
Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Оценка перспектив применения струйных насосов на нефтяных месторождениях первомайской группы ПАО «Оренбургнефть»
Результаты мониторинга осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2017

Инженерная практика

Выпуск №08/2017

Строительство и ремонт скважин. Механизированная добыча. ППД и трубопроводы. Энергообеспечение
Изоляция продуктивных горизонтов и ликвидация проницаемых зон при буренииСистемы очистки бурового раствора и ВЗД с новым профилемЭксплуатация скважин с боковыми стволами и осложненного фондаОчистка сточных вод и скважинное оборудование для ППДЗащита промысловых трубопроводов от внутренней коррозииКоммерческий учет электроэнергии и газаТехнологии выработки тепловой и электроэнергии
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.