Организация эффективной защиты скважин от солеотложений химическими методами на примере Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Отсчет периода добычи «большой» нефти в Восточной Сибири справедливо начинать с ввода в промышленную эксплуатацию Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения (ВЧНГКМ), расположенного на севере Иркутской области. Совместно с развитием производства на ВЧНГКМ стали актуальными процессы, осложняющие технологию добычи нефти и газа. Одним из них является солеобразование в нефтегазовых скважинах. В мировой практике оно представлено разными по химическому составу видами солей: сульфатами, карбонатами, сульфидами, хлоридами. На ВЧНГКМ преобладают хлоридные соли в виде галита (NaCl) и сульфатные соли в виде гипса (CaSO₄×2Н₂О).

На формирование солевых отложений на ВЧНГКМ влияют уникальные геологические и геохимические условия [1 — 3]:

• низкая (+12ºС) пластовая температура флюида, понижающаяся на устье до -5ºС за счет выделения газа и влияния многолетнемерзлых пород (ММП);

• низкое пластовое давление (150 атм на кровлю пласта) – среднее по месторождению (в некоторых скважинах ниже давления насыщения – 148 атм.), давление на забое работающих скважин – 90–135 атм., давление на устье – 25–30 атм;

• высокая минерализация пластовой воды, рассолов хлоридного кальциевого состава – до 500 г/дм³ и плотностью 1,29 – 1,30 г/см³;

• засолонение коллектора (заполнение пор галитом до 50% и более) и его рассолонение при фильтрации в пласте закачиваемой пресной воды системы поддержания пластового давления [4].

Основной объем добычи нефти на ВЧНГКМ осуществляется из терригенных пластов верхнечонского горизонта  ВЧ₁, ВЧ₂, ВЧ₁₊₂ вендского возраста.

Солеобразование в виде хлоридов 

Хлориды отлагаются в нефтяных скважинах от устья до призабойной зоны пласта и представлены хлоридом натрия — галитом (NaCl) [2]. Принципиальным отличием от «обычных» условий отложения галита является низкое содержание воды в добываемой водонефтяной эмульсии, из которой происходит солеобразование от 1%, тогда как в работе [5] приводятся сведения о том, что выпадение хлоридов возможно только из обратной эмульсии (нефть в воде). Однако на ВЧНГКМ кристаллы галита в микроформе присутствуют даже в безводной нефти [4]. Лабораторными исследованиями на нефтепромысле были выявлены скважины с содержанием галита до 10000 мг/дм³ в безводной нефти (0,03%).

Отложения галита в скважинах различаются по структуре:

• при низких значениях обводнения добываемой нефти от 1% до 10% отложения представлены кристаллами хлорида натрия, адсорбированными асфальтеносмолистопарафиновыми отложениями (АСПО) на стенках глубинно-насосного оборудования или эксплуатационной колонны, рис. 1. Наиболее
часто формирование кристаллов галита наблюдалось на фонтанирующих скважинах, из которых затруднен вынос рассолов высокой плотности. Концентрированные рассолы накапливаются на забое скважин в «глухих» интервалах или в открытых интервалах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами [2].

• при высоких значениях обводнения добываемой нефти от 10% до 99% отложения становятся плотными, рис. 2.

Источниками галита являются попутно-добываемые воды двух типов. Первый тип представлен весьма крепкими (по классификации Е.В. Пиннекера) пластовыми природными рассолами. Химический состав рассолов по преобладающим ионам хлоридный кальциевый с минерализацией до 50 до 500 г/дм³ и плотностью до 1,3 г/см³ [1, 2]. Второй тип представлен техногенными хлоридными натриевыми водами. Они образуются вследствие рассолонения закачиваемой водой терригенных пластов верхнечонского горизонта, межпоровое пространство которых заполнено галитом. В результате минерализация закачиваемых вод увеличивается с 50-70 до 365 г/дм³, а плотность возрастает до 1,2 г/см³ (первый год прорыва вод в скважину). Смешение данных вод в пласте при наличии геохимического барьера приводит к интенсификации галитообразования. Осаждение хлористого натрия происходит не только в скважине, но и в призабойной зоне пласта [2,6,7].

Единственная эффективная технология удаления галита, применяемая на ВЧНГКМ в настоящее время, это прямые и обратные промывки нефтяных скважин водой в комплексе с промывками горячей нефтью. Развитие технологии обработки скважин пресной водой для предотвращения образования галита возможно путем добавления в воду комплексонов ОЭДФК (1-гидрокси-этилиден-дифосфоновая кислота) или НТФ (нитрилтриметиленфосфоновая кислота). Важно отметить, что необходимость промывок с добавлением комплексонов к технологическим жидкостям становится необходимым в условиях высокой минерализации вод. При этом с помощью комплексонов в обрабатываемых скважинах будет осуществляться дополнительное ингибирование солеобразований (галит, гипс, кальцит). В случае прямой обработки установки ингибитор (комплексон) добавляется в воду в объеме текущей эффективной дозировки, в случае обратной обработки готовится 5% водный раствор. Как синергетический эффект от применения комплексонов совместно с 20% водным раствором каустической соды, происходит удаление образовавшиеся газогидратных отложений в межколонном пространстве за счет выделения тепла при их смешении.

Если попутно-добываемые воды в скважине являются «чисто» техногенными, количество промывок водой уменьшается со снижением минерализации закачиваемой воды из-за удаления соли из продуктивного пласта песчаников. В экспериментах, проведенных на керне верхнечонского горизонта, установлено, что для полного его рассолонения необходимый объем пресной воды составил от 62 до 161 объема пор [2]. Например, для скважины Х010 при плотности попутно-добываемых вод 1,19 г/см³ на начало 2012 г. года производились 3-4 промывки пресной водой в месяц. В 2013 г. выполнялись 1-2 промывки в месяц, а уже в 2014 г. 1-на промывка в месяц при плотности попутно-добываемой воды 1,095 г/см³.

На скважинах с отложениями галита в призабойной зоне пласта производятся большеобъемные промывки пресной водой с «продавкой» на пласт, которые позволяют вернуть продуктивность скважины. На скважине Р-Х7 был зафиксирован первый случай переотложения галита в ПЗП, ранее проведенные промывки глубинно-насосного оборудования соляной кислотой (6%), горячей нефтью и водой не восстановили режимные параметры работы скважины. Было отмечено снижение дебита жидкости с 300 до 80 м³ и коэффициента продуктивности с 8 до 10 м³/атм. После интерпретации данных термомонометрии (ТМС) была проведена промывка ПЗП пресной водой в объеме 60 м³, которая позволила вернуть режимные продуктивность и дебит скважины [2].

Для предотвращения гидратообразования во время проведения промывок водой на скважинах с низкой приемистостью или малым габаритом УЭЦН (до 90 м³)  промывки производят 10 % водным раствором растворителя-ингибитора гидраообразования (содержание метанола 90 — 95%). Данный раствор предотвращает как отложения гидратов, так и замерзание воды в «холодных» верхнечонских скважинах, повышая температуру замерзания воды до -6 ºС.

Солеобразования в виде сульфатов

Отложения сульфатов в виде гипса (CaSO₄x2H₂O) отмечаются в нефтяных скважинах от устья до призабойной зоны пласта с обводнением нефти от 30% [3]. Гипс представлен прозрачными бурыми кристаллами от 0,5 до 1,5 мм, рис. 3. В нагнетательных скважинах, в их ПЗП, а также в водоводах высокого и низкого давления системы поддержания пластового давления гипс на ВЧНГКМ не отлагается.

Образование гипса в добывающих скважинах на ВЧНГКМ происходит при смешении закачиваемых вод с высоким содержанием сульфат-иона – до 600 мг/ дм³ с хлоридными кальциевыми пластовыми рассолами с содержанием сульфат-иона от 0 до 154 мг/ дм³ и кальция до 115 г/дм³. Данный процесс доказан как промысловыми наблюдениями за работой скважин, так и моделированием на программных продуктах [3]. Источником сульфат-иона являются водозаборные скважины ВЧНГКМ. Добыча пресных вод для системы поддержания пластового давления осуществляется водозаборными скважинами из гидрокарбонатной геохимической зоны верхоленской свиты и сульфатной геохимической зоны подошвы верхоленской и литвинцевской свит. На части из них в процессе истощения водозаборов происходит снижение динамического уровня жидкости, из-за чего увеличивается депрессия в ПЗП и снижается пьезометрическая поверхность верхоленского водоносного комплекса. При снижении пьезометрической поверхности в верхоленской свите до отметок, меньших пьезоповерхности литвинцевского комплекса (сульфатная гидрогеохимическая зона), наблюдается интенсивное восходящее движение минерализованных сульфатных вод в водозаборные скважины ВЧНГКМ [3,8]. В другой части скважин, углубленных ниже 90 м (120-300м), подземные воды изначально имеют высокое содержание сульфат-иона (до 2500 мг/дм³).

Для выделения зон активного гипсоотложения отделом промысловой химии ПАО «ВЧНГ» был разработан и внедрен в производство экспресс метод выявления прогнозных скважин с гипсообразованием, на основе которого разработана схема отложения солей гипса, рис. 4. Сам метод основан на типах изменения плотности и минерализации попутно-добываемых вод. Так линейное снижение плотности попутной воды или ее высокие значения (1,3 г/см³) не приводят к отложению гипса, в случае, если началось внезапное снижение плотности с 1,3 до 1,1-1,4 г/см³, это свидетельствует о возможном гипсообразовании [7].

Результаты изучения особенностей взаимодействия подземных вод верхнечонского горизонта позволяют определить на схеме зоны текущего «активного» и прогнозного солеотложения, что помогает «правильно» работать с осложненным фондом скважин. Согласно промысловым данным, наиболее активное взаимодействие вод происходит в зоне 3отложений см. рис. 4, где в залежи присутствует водная часть, а также в зоне 1, где вероятно наличие ограниченных залежей пластовых вод [9]. В зоне 2 взаимодействие происходит из-за наличия проводящего разлома между грабеном и вторым тектоническим блоком ВЧНГКМ. Зоны 4, 5, 6 являются перспективными, так как существует водяная часть залежи.

В связи с низкими скважинными температурами (на забое ∼ +9ºС, на устье до -5ºС) обработки соляной кислотой для предупреждения гипсоотложения на ВЧНГКМ не применяются. Отложения гипса в глубинно-насосном оборудовании (ГНО) и скважине удаляются с помощью 20%-го водного раствора каустической соды — NaOH (эффективность удаления 90%). Предварительно при монтаже УЭЦН исключают обратный клапан. При подземном ремонте скважин, если отложение гипса произошло на внутренней стенке эксплуатационной колонны или хвостовика, предварительно перед нормализацией забоя ставят щелочную ванну из 20%-го раствора каустической соды. Данная операция существенно (минимум в 2 раза) увеличивает скорость проходки инструмента (зубчатой коронки или долота) по осложненному участку колонны. Для удаления отложений гипса в ПЗП производят закачу 20%-го водного раствора каустической соды на рассеивание, с последующей обработкой ПЗП 12%-ным раствором соляной кислоты для удаления водонерастворимых продуктов реакции щелочи и гипса, представленными негашеной известью — Са(OH)₂.

Для предотвращения отложений гипса в погружном оборудовании используются ингибиторы солеотложений на основе комплексонов ОЭДФК и НТФ (процентное содержание активной основы – не менее 40 %). Тиражирование ингибитора солеоотложений производится на всем осложненном фонде со 100 % покрытием. Подача ингибитора в скважину осуществляется методом постоянной закачки в затрубное пространство с помощью установки дозирования реагента (УДР). Контроль эффективности технологии осуществляется путем мониторинга работы подземного оборудования, анализа работы скважины и УЭЦН. Дополнительно производится отбор устьевых проб для определения остаточного содержания фосфонатов в попутно-добываемых водах. В настоящее время решается проблема отложения гипса в ПЗП добывающих скважин. Проведены лабораторные исследования и разработаны модули задавки ингибитора солеотложений в пласт (на основе 10%-ного водного раствора НТФ в 2% -ном водном растворе калий хлора). Внедрение эффективной химизации на ВЧНГКМ позволило повысить среднюю наработку на отказ осложнённого солями фонда скважин с 282 суток (в 2014г.) до 537 суток (в 2015г.).

Из производственного опыта эксплуатации ВЧНГКМ, находящегося в труднодоступном районе Крайнего Севера, можно определить основную проблему химизации это региона – высокая стоимость реагентов, обусловленная сложной логистической схемой, из-за чего возникает необходимость создания страховых запасов на случай недопоставки реагента. Возможным решением является организация производства товарных форм химических реагентов непосредственно на нефтепромысле. Это поможет минимизировать логистические издержки, риск поставки некачественного реагента с заниженным содержанием активных основ и усилить контроль за производством товарной формы химического реагента со стороны компании. В свою очередь использование летних форм реагента, растворителем в которых служит вода, значительно снизит удельную стоимость товарной формы реагента. Для приготовления жидких химических реагентов может применяться мобильный автоматизированный комплекс активации реагентов (МАКАР) на базе 40 фунтового контейнера [10],  рис. 5.

В 2016 г. планируется проведение опытных-промысловых испытаний собственных составов ингибиторов солей, разработанных специально для технологических и геологических условий ВЧНГКМ. Товарные формы реагентов будут готовиться на нефтепромысле, в летних формах реагента растворителем будет служить вода. Планируется испытание нескольких методов закачки реагента, в том числе постоянная закачка в затрубное пространство скважины с помощью УДР и «задавка» в призабойную зону пласта. Это будет новым этапом развития химизации на механизированном фонде Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения.

Солеобразования в виде карбонатов

В настоящее время отложения карбонатов встречаются на ВЧНГКМ в виде незначительного налета кальцитов (CaCO₃) менее 1мм на поверхности погружного электродвигателя (ПЭД), также они присутствуют в качестве механических примесей в продукции нефтяных скважин. Увеличение интенсивности отложений карбонатов на Верхнечонском НГКМ возможно произойдёт на четвертой стадии разработки при росте обводнения фонда скважин до 90%. Удалять данные отложения в погружном оборудовании можно будет с помощью 6 %-ного водного раствора соляной кислоты, в ПЗП — с помощью 12 %-ного. Предупреждать отложения карбонатов эффективней всего с помощью ингибиторов солеотложений на основе ОЭДФК.

Заключение

Химизация производственных процессов добычи углеводородов на всех этапах производства в настоящее время является одним из главнейших и наиболее эффективных направлений поддержания работоспособности погружного и наземного оборудования, а Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из первых крупных удаленных проектов по добыче нефти в условиях Крайнего севера Восточной Сибири без развитой инфраструктуры. Поэтому положительный производственный и научный опыт по борьбе с солеотложениями, накопленный при эксплуатации ВЧНГКМ может быть использован при разработке новых труднодоступных месторождений нефти и газа на Крайнем Севере и, в том числе, Арктическом шельфе Российской Федерации.

Список литературы

1. Пиннекер Е.В. Рассолы Ангаро-Ленского артезианского бассейна. М.: Наука, 1966.-332с.

2. Chertovskikh E.O., Lapoukhov A.S., Kachin V.A., Karpikov A.V. Problems of oil and gas production in the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field associated with halite depositing — SPE AFE 2013 2013. C. 1491-1527.

3. Chertovskikh E.O., Alekseev S.M. Problems of oil and gas production in the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field associated with gypsum depositing,- SPE, ROG 2014 2014.C. 1-17.

4. Качин В.А. Чертовских Е.О. Карпиков А.В. Влияние засолоненных песчаников верхнечонского горизонта на процесс добычи нефти и газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении. Известия Сибирского отделения секции наук о Земле РАЕН. — 2013. № 1 (42). С. 129-134.

5. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004г. 432 с.

6. Шварцев С.Л., Пиннекер Е.В., Перельман А.И.., и др. Основы гидрогеологии. Гидрогеохимия./ — Новосибирск: Наука, 1982, 286 с.

7. Чертовских Е.О., Алексеев С.В. Изменение плотности попутно-добываемых вод — индикатор образования отложений гипса в скважинах Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения // В сборнике: Геология и нефтегазоносность западно-сибирского мегабассейна (опыт, инновации), ТюмГНГУ, Тюмень, 2014. С. 168-171.

8. Шенькман Б.М. Химия подземных вод Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения (ВЧНГКМ) Известия ИГУ, секция «Науки о Земле» — 2013. – Т.6, № 1. – С. 206-222.

9. Чертовских Е.О., Качин В.А., Карпиков А.В. Отложения галита при добыче нефти и газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении. Иркутск: Вестник ИРГТУ. — 2013. — № 5. — С. 82-91.

10. Клюшин И.Г., Чертовких Е.О., Кунаев Р.У., Буглов Н.А. Перспективы применения активных основ химических реагентов в условиях нефтепромысла Арктики и Крайнего Севера // Известие Сибирского отделения секции наук о земле Российской академии естественных наук. Геология: поиски и разведка рудных месторождений — 2015 — №3 — с. 53-60.

Н.В. Калинкина, Е.О. Чертовских, к.х.н. Р.У. Кунаев, ПАО «ВЧНГ», 
И.Г. Клюшин, ОАО «НК Роснефть»
д.г-м.н. А.Г. Вахромеев, Иркутский филиал ООО «РН-бурение»,
д.г-м.н. С.В. Алексеев, ФГБУН «ИЗК СО РАН»

Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2016 г., стр. 52; ISSN 2-74-2339. Публикуется с разрешения редакции.