Истощение активных запасов нефти на многих месторождениях

реклама
ТЕХНОЛОГИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОДТОВАРНОЙ ВОДЫ
ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ
ОСАДКОВ КАРБОНАТНЫХ СОЛЕЙ В СКВАЖИНАХ
Морозов А.Г., Коцур В.В., Ефремова А.А.
(БелНИПИнефть)
Одной из причин, осложняющих работу механизированного фонда
скважин на месторождениях нефти в Припятской нефтегазоносной области
(ПНО), является их засоление. Осадки минеральных солей образуются на
внутренних поверхностях насосно-компрессорных труб, на рабочих
поверхностях насосного оборудования.
На первых стадиях разработки залежей с заводнением происходит вынос
хлоридных солей водой, попутно добываемой с нефтью. Хлоридные соли
осаждаются в скважинах в результате охлаждения пластового флюида и
испарения воды, препятствуя их бесперебойной работе. Для растворения
хлоридных солей успешно применяются технологические обработки скважин
пресной водой.
На заключительных стадиях разработки все более масштабными
становятся процессы, приводящие к образованию и осаждению в скважинах
карбонатных солей. Это следует из анализа всех случаев обнаружения осадков
минеральных солей в скважинах за последние годы (таблицы 1-3). Причиной и
движущей силой этих процессов являются как геохимическая обстановка в
породах-коллекторах нефти в связи с их заводнением, так и геологотехнические и технологические мероприятия, связанные с разработкой залежей
и добычей нефти.
Геохимическая обстановка определяется тем, что нефтяные ловушки в
Припятском прогибе сформировались в породах, подвергшихся влиянию
эвапоритового процесса. Изучение последовательности образования основных
галокатагенетических минералов [1, с. 206-208] показало, что галит – наиболее
поздний из минералов-заполнителей пустосного пространства. Кристаллизация
ангидрита и доломита происходила одновременно. Взаимосоотношения этих
двух минералов сложные из-за их полигенности: ангидрит формировался под
действием рассолов бассейна галогенеза, а образование доломита могло быть
связано с метеогенными водами (схема «Dorag»). Это предполагает, что
растворение и вынос катагенетического галита из каналов фильтрации должны
сменяться растворением и выносом ангидрита и доломита.
Промысловые мероприятия связаны с использованием воды в качестве
вытесняющего нефть агента, а также с широким использованием воды для
опреснения жидкости в скважинах и растворения хлоридных солей.
Пластовые рассолы нефтесодержащих горизонтов ПНО хлориднокальциевого типа, характеризуются преобладанием в их составе кальция, что
связано с низким содержанием его осадителей – ионов SO42- и НСО3- –и с
заменой его магнием в процессе доломитизации карбонатных пород. Залегая в
зоне застойного водообмена, рассолы находятся в равновесии с основными
минералами пород-коллекторов нефти: галитом, ангидритом, кальцитом и
доломитом.
В процессе многолетней разработки залежей с заводнением наблюдается
изменение химизма попутно добываемой воды: происходит распреснение
пластовых рассолов, натрий начинает преобладать над кальцием, растут
концентрации сульфатов и гидрокарбонатов (карбонизация воды).
На фоне этих общих тенденций изменения химизма попутно
добываемой воды прослеживаются характерные особенности использования
разных типов воды в системе ППД (от соленой подтоварной до пресной).
Подтоварная вода, сохраняющая геохимический облик пластовых рассолов, не
будет существенно изменять природное водно-минеральное равновесие в
пластах и на промытых от катагенетического галита залежах является
предпочтительной. Многократное использование пластовых вод в замкнутом
технологическом цикле считается лучшим вариантом в мировом опыте
добычи нефти. Пресная и солоноватая вода вызывает активный процесс
растворения и выноса катагенетического галита. В пластовых
термобарических условиях оказывается перенасыщенной по карбонатным
минералам, высаживает карбонатные соли в призабойной зоне
нагнетательных скважин и в фильтрационных каналах, вызывая их
кольматацию. Являясь чужеродной водой по отношению к пластовым
рассолам, она химически не совместима с ними и при смешении в
призабойной зоне и в лифте добывающих скважин представляет угрозу
образования твердой фазы сульфатных и карбонатных солей. В пластах,
промытых от катагенетического галита, такая вода стимулирует развитие
процессов, характерных для зоны гипергенеза (выщелачивание пород,
катионный обмен, окисление минералов и углеводородов и пр.).
Еще более значимое влияние на процессы осаждения карбонатных
солей в скважинах оказывает вода, подливаемая в скважины при
технологических обработках.
Для проведения технологических обработок скважин используется
пресная вода из водозабора Унорица и условно пресная вода из водозабора
Якимова Слобода переменного состава с высоким содержанием сульфатов,
гидрокарбонатов, со свободной и агрессивной углекислотой. В
термобарических условиях скважины пресная вода из водозабора Якимова
Слобода повышенной щелочности (рН>7,5) с высоким содержанием кальция
оказывается в состоянии перенасыщения карбонатом кальция.
Моделирование гидрохимических процессов при смешивании
пластовой и попутной воды в составе продукции скважин с пресной
технологической водой в скважинах [2] показывает, что основную опасность
образования карбонатных солей в скважинах представляют смеси этих вод.
Карбонатные соли образуются преимущественно из смесей с преобладанием
пресной воды в их составе (более 50%). В связи с этим скважины, в первую
очередь маловодные и низкодебитные, в которых проводятся
технологические обработки пресной водой, и в которых обнаруживались
карбонатные соли в осадках при подъемах подземного оборудования, а также
результаты гидрохимического мониторинга показывают угрозу образования
карбонатных осадков, следует обрабатывать часто, но небольшими порциями
пресной воды. Это позволит избежать образования в скважинах смесей с
преобладанием пресной воды, из которых наиболее вероятно осаждение
карбонатных солей. Эффективными являются технологии с использованием
водоводов
на
Пожихарском,
Н-Давыдовском,
Мармовичском
месторождениях.
Рост температуры понижает растворимость карбонатов в большей
степени, чем рост давления повышает их растворимость. Поэтому
образованию осадков карбонатных солей в скважинах способствует
локальный разогрев добываемого флюида на электродвигателе насоса,
подливы в скважины больших объемов горячей воды. Высокий градиент
давления в скважине, а также падение давления ниже давления насыщения
приводят к дегазации флюида, высвобождению растворенной углекислоты и
осаждению карбонатов.
Ведется поиск других источников воды для технологических обработок
скважин. С середины 2012 г. в ЦДНГ-3 начали использовать воду из
артезианских скважин на КГУ НСП Давыдовка для обработок горячей водой.
Однако источником холодной пресной воды для обработок скважин в ЦДНГ2 и 3 является водозабор Якимова Слобода
Изучение теоретических и практических аспектов проблемы
образования осадков минеральных солей в скважинах сформировало
представление, что смешивание вод разного генетического типа
непосредственно в скважине, где и подливаемая и добываемая вода
подвергается воздействию значительных градиентов температуры и давления
и протекают неконтролируемые физико-химические процессы, практически
всегда представляет угрозу образования солей, в первую очередь
малорастворимых карбонатов и сульфатов кальция. В зависимости от
структуры и скорости потока, свойств эмульсии, параметров работы
скважины и др. факторов происходит либо вынос образовавшихся солей,
либо их осаждение и накопление на рабочих поверхностях подземного
оборудования в виде накипей, налетов, зернистой массы и пр.
Исходя из этих представлений, мы предполагаем, что использование
для технологических обработок скважин подтоварной воды хлориднокальциевого типа, разбавленной пресной водой, но сохранившей хлориднокальциевый геохимический тип, не будет нарушать водно-минеральное
равновесие в образовавшихся смесях и не приведет к образованию осадков
минеральных солей. Такая разбавленная подтоварная вода с УПН, БКНС-3 и
ДНС Виша используется в настоящее время для закачки в систему ППД. В
зимнее время разбавленная подтоварная вода с УПН используется для
технологических обработок скважин в ЦДНГ-1. Химический состав этой
воды в 2012 г. был достаточно стабильным, рН ≤6,5, плотность 1,10-1,13
г/см3 (минерализация 150-170 г/дм3).
Моделирование гидрохимических процессов при смешивании
показало, что вероятность образования карбонатных солей в смесях
минимальная при использовании в качестве технологической разбавленной
подтоварной воды. Такой результат получен для разбавленной подтоварной
воды с УПН, с БКНС-3 и с ДНС Виша.
На основании полученных результатов компьютерного моделирования
предполагается
разработка
пробной
технологии
использования
разбавленной подтоварной воды (смесей подтоварной и пресной воды,
которые образуются на УПН, на БКНС-3 и на ДНС Виша плотностью 1,101,13 г/см3 (минерализация 150-200 г/дм3) с рН ≤6,5) для технологических
обработок
скважин,
работа
которых
осложнена
карбонатным
солеотложением.
Будет проведена апробация этой технологии на скважине 165rВишанская (прокладывается водовод от нагнетательной скважины 144Вишанская для подливов в эту скважину разбавленной подтоварной воды
плотностью 1,12 г/см3 с НСП Виша).
Целесообразно провести опытно-промысловые испытания этой
технологи на осложненных карбонатным солеотложением скважинах.
С целью определения возможности широкого использования этой
технологии обработок скважин необходимо выполнить лабораторные
исследования по определению растворимости осадков хлоридных солей в
разбавленной подтоварной воде.
Список использованных источников
1. Махнач А.А. Катагенез и подземные воды. – Мн.: Наука и техника,
1989. – 335 с.
2. Программный комплекс для компьютерной имитации геохимических
процессов при смешивании рассолов Припятской нефтегазоносной области с
водами различного химического состава с целью прогнозирования
солеотложения / Разработан в Санкт-Петербургском отделении ИГН РАН.
Отв. Исп. В.Н. Озябкин. – СПб., 2011.
Скачать