CC BY
228
Библиографический список
1. Актуальные вопросы современной геодинамики Центральной Азии. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2005. 297 с.
2. Дерпгольц В.Ф. Основной планетарный первоисточник природных вод Земли // Изв. АН СССР. Сер. геологическая. 1962. № 11. С.18-31.
3. Диденков Ю.Н. Формирование гидросферы Байкальского региона в связи с процессами рифтогенеза // Геология, поиски и разведка месторождений рудных полезных ископаемых: межвуз. сб. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 1998. Вып. 22. С.68-77.
4. Диденков Ю.Н., Бычинский В.А., Коптева А.В. Структурно-гидрогеологические и физико-химические модели формирования гидросферы рифтовых и островодужных систем // Геологи (Геологийн эрдэм шинжилгээ, сургалт, арга зуйн еэтгуул, №10, 2004). Улаанбаатар хот, 2004. С.189-192.
5. Диденков Ю., Мартынова М., Бычинский В. и др. Влияние геодинамического режима на формирование пресных природных вод Байкальского региона // Проблема водных ресурсов, геотермии и геоэкологии: матер. Междунар. науч. конф., посв. 100-летию со дня рождения акад. Г.В. Богомолова (1-3 июня 2005 г.). Минск, 2005. Т.1. С.86-88.
6. Диденков Ю.Н., Бычинский В.А., Ломоносов И.С. О возможности существования эндогенного источника пресных вод в рифтовых геодинамических условиях // Геология и геофизика. Новосибирск, 2006. Т.47, №10. С.1114-1118.
7. Диденков Ю.Н., Склярова О.А., Чернышова З.В. и др. Анализ микрокомпонентного состава природных вод Байкальской рифтовой зоны // Геология, поиски и разведка полезных ископаемых и методы геологических исследований: мат. Всерос. науч.-техн. конф. «ГЕОНАУКИ». Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2010. Вып.10. С.167-172.
8. Ломоносов И.С. Геохимия и формирование современных гидротерм Байкальской рифтовой зоны. Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1974. 164 с.
9. Лысак С.В. Тепловой поток континентальных рифтовых зон. Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1988. 200 с.
10. Мац В.Д., Уфимцев Г.Ф., Мандельбаум М.М. и др. Кайнозой Байкальской рифтовой впадины. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2001. 249 с.
11. Степанов В.М. Введение в структурную гидрогеологию. М.: Недра, 1989. 229 с.
УДК 622.43.272
ОТЛОЖЕНИЯ ГИПСА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА НА ВЕРХНЕЧОНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
© Е.О. Чертовских1, Р.У. Кунаев2, В.А. Качин3, А.В. Карпиков4
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Приведены фактические данные по отложениям гипса в нефтяных добывающих скважинах Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. Определены места отложения гипса в глубинно-насосном оборудовании скважин. Описаны исследования по подбору растворителя гипса, проведенные в химико-аналитической лаборатории нефтепромысла. Поэтапно приведена технология обработки скважин раствором каустической соды для удаления соли. Проведен анализ возможных причин отложения гипса. Выявлена и подтверждена моделированием основная причина отложений гипса. Определены скважины в зоне риска гипсоотложений на территории Верхнечоского нефтегазоконденсатного месторождения. Ил. 11. Библиогр. 5 назв.
Ключевые слова: скважина; отложения гипса; глубинно-насосное оборудование; каустическая сода; пластовая вода.
GYPSUM DEPOSITS UNDER OIL AND GAS PRODUCTION AT VERKHNECHONSKOE OIL/GAS CONDENSATE FIELD
E.O. Chertovskikh, R.U. Kunaev, V.A. Kachin, A.V. Karpikov
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The article presents the factual data on gypsum deposits in oil producing wells at Verkhnechonskoe oil and gas condensate deposit. The places of gypsum deposits in the downhole pumping equipment are located. The studies devoted to the selection of gypsum solvent that have been conducted in the chemical analytical laboratory of the oil field are described. The article provides a stage-by stage description of the technology of treating wells with caustic soda solution for
Чертовских Евгений Олегович, аспирант, тел.: (3952) 405278, e-mail: cheevg@mail.ru Chertovskikh Evgeny, Postgraduate, tel.: (3952) 405278, e-mail: cheevg@mail.ru
2Кунаев Роман Уазерович, аспирант, тел.: (3952) 405278, e-mail: rukunaev@rosneft.ru Kunaev Roman, Postgraduate, tel.: (3952) 405278, e-mail: rukunaev@rosneft.ru
3Качин Виктор Афанасьевич, кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405278, e-mail: burenie@istu.edu
Kachin Victor, Candidate of Geological and Mineralogical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405278, e-mail: burenie@istu.edu
4Карпиков Александр Владимирович, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405659, e-mail: karpikov@istu.edu
Karpikov Alexander, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405659, e-mail: karpikov@istu.edu
salt removal. Having analyzed possible causes of gypsum deposits the authors reveal the main reason for gypsum deposition and prove it by modeling. They specify the wells at Verkhnechonskoe oil and gas condensate deposit that are located in the risk zone of gypsum deposit. 11 figures. 5 sources.
Key words: well; gypsum deposits; downhole pumping equipment; caustic soda; formation water.
Обводнение добываемой продукции скважин на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении (далее ВЧНГКМ) сопровождается образованием солевых отложений на погружном и устьевом оборудовании скважин. Вначале это были отложения хлорида натрия - галита, которые успешно отмывались пресной водой [4], позже угрозой для добычи нефти и газа на ВЧНГКМ стали отложения солей сульфатов, а именно гипса (СаSO4 х 2Н2О), рис. 1.
Рис. 1. Кристаллы гипса в противополетной воронке
Основные места отложения гипса в скважинах: полость насосно-компрессорных труб (НКТ), рис. 2; внешняя поверхность секций установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), рис. 3, и поверхность погружного электродвигателя (ПЭД); рабочие колеса УЭЦН; полость фонтанной арматуры (ФА).
Из-за солеотложений происходит уменьшение проходных сечений НКТ и ФА, снижается производительность УЭЦН. Пример влияния солеотложений на работу добывающей скважины приведен на рис. 4.
Исходя из зафиксированных фактических данных по солеотложениям на ВЧНГКМ, можно утверждать, что гипс в скважинном оборудовании отлагается от забоя до устья (до лубрикатора).
Рис. 3. Отложения гипса на приемной сетке установки электроцентробежного насоса
Рис. 4. Параметры работы скважины Х052 во время солеотложения: Qж - суточный дебит скважины (м3/сут); Обв - содержание воды в добываемой жидкости (%); Уд.в. - удельный вес воды (г/см3); Рпр. - давление на приеме
УЭЦН (атм); загрузка дв. - загрузка ПЭД (%)
Методика борьбы с отложениями гипса на Верх-нечонском месторождении (рис. 5) впервые была определена в промысловой химико-аналитической лаборатории нефтепромысла. Подбор технологии для борьбы с солеотложениями гипса производился по следующим критериям:
- наличие реагента на нефтепромысле;
- эффективность реагента при низких температурах (ТоС забоя = 12оС, ТоС устья = до -5оС).
Рис. 5. Отложения гипса в НКТ, скважина Х97
Для исследований применяли два реагента: соляную кислоту (HCl) и каустическую соду (гидроксид натрия или едкий натр NaOH). Для проведения лабораторных исследований были использованы образцы гипса, отобранные с приемной сетки УЭЦН скважины Х128 (рис. 6). Образцы сначала погружали в раствор соляной кислоты концентрацией 15 и 27% на время до 3 часов и доводили до кипения. Контрольную пробу выдерживали при комнатной температуре более суток. Образцы контрольной пробы не среагировали на кислоту (вес образцов остался неизменным). Проба, нагретая в соляной кислоте до кипения (ТоС = 105о), растворилась до 90% по весу. Основные пробы в растворе каустической соды концентрацией 15 и 25% выдерживались до 3 часов при комнатной температуре в статическом и в динамическом (при интенсивном перемешивании) состоянии.
Рис. 6. Фотография исследуемого образца
Результаты лабораторных анализов приведены в табл. 1. Известно, что соляная кислота эффективней растворяет сульфаты при повышении ее температуры
[1]. Отсюда выявляется необходимость нагревания кислоты на устье скважины и доставки ее до забоя, что при низких пластовых температурах верхнечон-ского горизонта и наличии многолетних пород (ММП) в геологическом разрезе практически невозможно. Растворимость сульфатов в каустической соде, в противоположность кислоте, увеличивается с понижением температуры. Так, понижение температуры раствора МаОИ до 10оС увеличивает ее растворяющую способность в три - четыре раза по сравнению с комнатной температурой [1]. Поэтому щёлочь не подвергали нагреву, а проводили исследование при температуре 25оС, полагая, что если будет получен эффект при данной температуре, то эффект от обработки в сква-жинных условиях (7°С забоя = 12оС, Т°С устья = до -5°С) будет выше. Результаты исследований образцов в растворе каустической соды приведены в табл. 1.
На скважине Х052 наблюдалось снижение объема добываемой жидкости без значительных изменений обводненности подукции (рис. 7). До этого на скважине наблюдались только отложения галита, которые отмывали пресной водой [4,5], но в этом случае они не приносили результата. Предположили, что в глубинно-насосном оборудовании (ГНО) начали отлагаться не растворимые в воде соли. Попробовали сделать обработку УЭЦН соляной кислотой концентрацией 12% в объеме 6 м3, результат отрицательный, режимный дебит скважины не восстановился. Выполнили обработку ГНО на скважине Х052 каустической содой концентрацией 15% в объеме 4 м3, получили желаемый результат - производительность УЭЦН увеличилась, и скважина вышла на прежний режим работы. Последовательность технологических операций приведена на рис. 7.
Технология закачки каустической соды на скважине Х052 состояла из следующих этапов:
1 этап - произвели остановку УЭЦН. Подготовили раствор каустической соды концентрацией 15%, плотностью 1,1641 г/см3 в объеме 4 м3 при ТоС = 20оС.
2 этап - закачали при циркуляции раствор каустической соды концентрацией 15% по трубному пространству с помощью ЦА-320, производительность 3 л/с при давлении 30 атм. с последующей продавкой раствора щелочи пресной водой в объеме 4 м3 до УЭЦН.
3 этап - ожидание реагирования 6 часов и запуск скважины в работу.
Обработка УЭЦН каустической содой показала свою эффективность и на других скважинах ВЧНГКМ (к примеру, скважина Х429), рис. 8. До обработки «каустиком» она трижды промывалась горячей нефтью от асфальтеносмолистопарафиновых отложений (АСПО) и трижды пресной водой от галита.
Обработка скважин ВЧНГКМ каустической содой является самой эффективной и недорогостоящей технологией борьбы с гипсом. Недостатками данной технологии являются:
1) высокий класс опасности щелочи - второй;
2) высокая коррозионная активность каустической соды.
Таблица 1
Результаты исследований растворяющей способности образцов гипса растворами НС1 и ЫаОН
№ п/п
Реагент
Результат
Не растворяется. Изменения структуры отложений визуально не происходит.
1.
Добавили 15 % HCl (25°С -комнатная)_
2.
3.
4.
Добавили 15 % HCl, довели до кипения
Растворяется порядка 90 % отложений
27 % HCl (25°С- комнатная)
27 % HCl, довели до кипения некомнатная)_
Не растворяется. Изменения структуры отложений _ визуально не происходит._
Растворяется порядка 90 % отложений
25 % NaOH (выдержка образца в течение 1,5 часа) (25°С- комнатная)
Образование на поверхности образца белого хлопьевидного осадка (1/5 часть от всей толщины образца).
6.
25 % NaOH (выдержка образца в течение 3 час) (25°С- комнатная)
Образование на поверхности образца белого хлопьевидного осадка (1/5 часть от всей толщины образца). Масса образца до 2,43г - Масса образца после 1,50г _
7.
25 % ЫаОН (выдержка образца в течение 3-х часов при интенсивном перемешивании) (25°С- комнатная)
Образование на поверхности образца белого хлопьевидного осадка (1/5 часть от всей толщины образца). Масса образца до 2,51г- Масса образца после 1,57г_
8.
15 % 1\гаОН (выдержка образца в течение 1,5 часа при интенсивном перемешивании) (25°С- комнатная)
Образование на поверхности образца белого хлопьевидного осадка (1/3 часть от всей толщины образца). Масса образца до 4,61г - Масса образца _после 2,71 г_
Ож 520 482 446 445 413 592 422 369 313 267 222 268 277 224 264 182 620 620 620
Обв 79 79 78 84 50 83 76 74
Уд.в 1,1 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2
Рпр 99 99 100 100 101 108 102 102 101 104 104 104 104 104 105 103 105 100 99 100
Загр узка дв. 69 70 70 70 63 63 61 62 63 62 63 58 57 56 56 55 54 61 63 64
Обр. H2O H2O HCL NaOH
Рис. 7. Параметры работы скважины Х052 до обработки каустической содой и после промывки: Qm - суточный дебит скважины (м /сут); Обв - содержание воды в добываемой жидкости (%); Уд.в. - удельный вес воды (г/см3); Рпр. - давление на приеме УЭЦН (атм); Загрузка дв. - загрузка ПЭД (%); Н2О - прямая обработка скважины пресной водой в объеме 28 м3; HCL- прямая обработка скважины соляной кислотой (12%) в объеме 6 м3; NaOH - прямая обработка скважины каустической содой 15% в объеме 4 м3
0 in * и ä in и 1 m Ож 146 126 131 142 123 127 128 123 121 117 114 110 106 108 73 96 98 97 96 92 96 95 238 175 158 152
Обв 18 40 20 45 57 П2| 48
Уд.вес 1,2 1,2 1,2 1,2 1
Загруз ка дв. 70 62 62 56 54 48 58 58 59 55 58 55 54 54 54 46 49 58 67 67 58 57 54 58 57 92 91 91 64 66
Обр. нефть нефть нефть H2O H2O H2O NaOH
Рис. 8. Параметры работы скважины Х429 до и после обработки каустической содой: Qж - суточный дебит скважины (м3/сут); Обв - содержание воды в добываемой жидкости (%); Уд.в. - удельный вес воды (г/см3); Рпр. -давление на приеме УЭЦН (атм); загрузка дв. - загрузка ПЭД (%); Н2О - прямая обработка скважины пресной водой в объеме 28 м3; нефть - обратная обработка скважины горячей нефтью (80°С на устье) в объеме 28 и 56 м3;
ЫаОН - прямая обработка скважины каустической содой 15% в объеме 4 м3
Для того чтобы сделать обработку менее опасной для рабочего персонала и более щадящей для оборудования и колонны, «рецепт» закачиваемых реагентов должен быть доработан. К щелочи необходимо добавлять вещества, которые будут понижать ее коррозионную активность по отношению к металлу. Например, это могут быть стимуляторы растворения гипсо-
углеводородных отложений (далее СРГ). Они сравнительно не дороги, а некоторые и вовсе являются побочными продуктами химической промышленности. СРГ способствуют снижению эффективной концентрации щелочи и защищают оборудование от коррозии до 98% [1].
Ранее основными предполагаемыми причинами отложений гипса могут быть:
1) Растворение закачиваемой водой в пласте ангидрита (СаБ04) до 6% в породах.
2) Несовместимость жидкости глушения (раствора хлорида кальция) с закачиваемой водой из вер-холенской свиты (табл. 2) [2].
3) Несовместимость пластовых и закачиваемых вод (версия авторов статьи).
Третья причина вначале не рассматривалась специалистами ОАО «ВЧНГ» как основная, так как ранее проведенные исследования на совместимость пластовых вод верхнечонского горизонта и вод, закачиваемых из верхоленской свиты, давали отрицательный результат по выпадению из их смеси солей гипса в скважине и скважинном оборудовании. При моделировании процесса (его прогнозирование) выявилась стабильность смеси вод к выпадению гипса при диапазоне температур плюс 15 - минус 10 0С и давлений 10-150 атмосфер [2].
Анализ авторским коллективом статьи всех ранее проведенных исследований показал, что эксперименты (моделирование) по смешению проводились не совсем качественно. Основной неточностью было то, что для эксперимента брали пробы смеси закачиваемых и пластовых вод, при движении по стволу скважины отдавших сульфатную часть растворенных солей в виде отложений гипса в скважине, и смешивали
Состав и свойства плас
их с пресной водой верхоленской свиты. При моделировании процесса это приводило к низкой возможности выпадения сульфатов при смешении вод [2].
Подробнее с различиями техногенных и природных вод можно ознакомиться в [4]. Так же не была учтена ионная сила растворов при проведении расчета склонности смеси вод к выпадению гипса. Пластовые и техногенные воды верхнечонского горизонта Восточной Сибири сильно отличаются от Волжских или Западносибирских пластовых и закачиваемых вод, являясь весьма крепкими рассолами (Е.В. Пин-некер). Многие программные продукты имеют алгоритм расчета склонности попутно-добываемых вод к солеотложениям, не адаптированных к геохимическим условиям пластовых вод Восточной Сибири.
Специалистами ООО «РН-УфаНИПИнефть» по заданию ОАО «ВЧНГ» был выполнен анализ ионного состава и свойств пластовой воды Верхнечонского горизонта и воды для закачивания в пласт [3] (табл. 2).
Проведено моделирование процесса смешивания пластовой и закачиваемой вод при термобарических условиях скважины ВЧНГКМ на программном продукте РУТ$1т13 [3] (рис. 9).
Из представленного графика моделирования процесса видно, что воды несовместимы, а из смеси происходит выпадение гипса. Максимум выпадения гипса отмечен при 30-40% содержании закачиваемой воды верхоленской свиты в смеси.
Таблица 2
зой и закачиваемой воды
№ Наименов ание Содержание ионов, мг/л Плотн ость (р), г/см3 рН Общая минерали зация, мг/л СО2, мг/л Вязк ость, мм2/ сек
Са2+ М;2+ Ва2+ Эг2+ К+ + №+ Ге общ С1- СО32- НСОз- эоД
1 Вода для закачки 3247 960 0 80 7772 0 20099 0 293 433 1,022 6,59 32884,3 55 1,42
2 Вода пластовая 98193 12000 0 2610 40530 29 273001 0 598 0 1,301 5,18 426961,2 не опр. 2,74
Рис. 9. Выпадение гипса из смеси пластовой и закачиваемой воды
Скважины, в которых наблюдались отложения гипса, характеризуются довольно значительной обводненностью продукции, обусловленной смесью пластовой и закачиваемой для ППД вод. При контроле разработки залежи большое внимание необходимо
довых, законтурных) в них невозможен, пример -скважина Х97 на рис. 11. В [4] было доказано наличие на ВЧНГКМ ограниченных залежей (целиков) пластовых реликтовых вод в нефтяных залежах верхнечон-ского горизонта, по составу идентичных с пластовыми
скважнна с отложениями ВНК внутренний, разлом
Рис. 10. Расположение скважин ВЧНГКМ с выявленными отложениями гипса
уделять скважинам, находящимся вблизи внутреннего контура водонефтяного контакта (ВНК), рис. 10.
Рис. 11. Расположение скважины Х97
Есть скважины с гипсообразованием, которые являются исключением из данного утверждения. Они располагаются на большом удалении от водонефтяного контакта. Прорыв именно контурных вод (присво-
контурными водами. Смесь данных реликтовых вод с закачиваемыми водами также нестабильна к вторичному минералообразованию гипса.
Заключение
Борьба с отложениями гипса с использованием раствора каустической соды позволила возобновить нормальный режим работы скважины, а также снизить простои на подземный ремонт скважины. Однако применение «чистой» каустической соды отрицательно влияет на металлические конструкции скважины при добыче нефти и газа из-за высокой коррозионной активности щелочи. Отсюда следует необходимость разработки рецептуры и технологии проведения обработки скважин с помощью едкого натра.
Было установлено, что основной причиной отложения гипса является несовместимость пластовых и закачиваемых вод. При этом с помощью программного моделирования максимум выпадения гипса отмечен при 30-40% содержании закачиваемой воды в смеси.
Скважины, находящиеся в зоне риска, располагаются вблизи контура ВНК или имеют притоки пластовых реликтовых вод из ограниченных залежей (целиков).
Библиографический список
1. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004. 432 с.
2. Рагулин В.В. Определение минералогического и элементного состава отложений со скважин ВЧНГКМ. Информационный отчет ООО «РН-УфаНИПИнефть» 2013 г. Уфа, 2013. 26 с.
3. Рагулин В.В. Отчет о проведенных дополнительных аналитических исследованиях по Верхнечонскому месторождению ООО «РН-УфаНИПИнефть» 2013 г. Уфа, 2013. 6 с.
4. Чертовских Е.О., Качин В.А., Карпиков А.В. Отложения
галита при добыче нефти и газа на Верхнечонском нефтега-зоконденсатном месторождении // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2013. № 5. С. 8291.
5. Чертовских Е.О., Лапоухов А.С. Проблемы добычи нефти и газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении, связанные с отложениями галита. Электронная библиотека ONE PETRO SPE 166895, Доклад на 2-ую конференцию SPE «Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике» 2013 г. Москва, Россия. 19 с.
