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).

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.

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 м³/м³) 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.

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.

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).

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).

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.

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).

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.

ОТЛОЖЕНИЯ ГИПСА В СИСТЕМЕ НЕФТЕСБОРА

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

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).

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.