CC BY
241
УДК 622.243.272
ОТЛОЖЕНИЯ ГАЛИТА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА НА ВЕРХНЕЧОНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
© Е.О. Чертовских1, В.А. Качин2, А.В. Карпиков3
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Приведены данные по химическому составу пластовых и закачиваемых вод Верхнечонского горизонта, их различия. Изложены промысловые наблюдения за процессами притока пластовых и закачиваемых вод в добывающие
Чертовских Евгений Олегович, аспирант, тел.: (3952) 405278, e-mail: [email protected] Chertovskikh Evgeny, Postgraduate, tel.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]
2Качин Виктор Афанасьевич, кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]
Kachin Victor, Candidate of Geological and Mineralogical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, (3952) 405278, e-mail: [email protected]
Карпиков Александр Владимирович, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405659, e-mail: [email protected]
4Karpikov Alexander, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405659, e-mail: [email protected]
82
ВЕСТНИК ИрГТУ №5 (76) 2013
скважины и связанными с ними отложениями галита при добыче нефти и газа. Сделан вывод о причинах образования галитовых пробок в скважинном оборудовании. Приведены данные расчетов скин -фактора и коэффициента продуктивности при переотложении галита в призабойной зоне пласта. Показаны технологические решения при борьбе с отложениями галита при добыче нефти и газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении.
Ил. 13. Табл. 2. Библиогр. 7 назв.
Ключевые слова: пластовая вода; закачиваемая вода; коллектор; глубинно-насосное оборудование; скважина; коэффициент продуктивности; скин-эффект; отложения галита.
HALITE SEDIMENTATION UNDER OIL AND GAS EXTRACTION ON VERKHNECHONSK OIL
AND GAS-CONDENSATE FIELD
E.O. Chertovskikh, V.A. Kachin, A.V. Karpikov
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The article provides data on chemical composition of reservoir and injected waters and their differences in Verkh-nechonsk horizon. It provides field observations of reservoir and injected water intrusion in producing wells and the halite sedimentation associated with this process. The causes of halite bridges in downhole equipment are revealed. Calculation data of the skin factor and the productivity index under halite resedimentation in the bottomhole formation zone are given. Technological solutions for eliminating halite sedimentation under oil and gas extraction on the Verkhnechonsk oil and gas condensate field are shown. 13 figures. 2 tables. 7 sources.
Key words: reservoir water; injected water; reservoir; downhole pumping equipment; well; productivity index; skin effect; halite sedimentation.
Накопленная добыча нефти на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении (ВЧНГКМ) в июне 2012 г. перешагнула через 10-ти миллионный рубеж и в 2013 г. должна достигнуть 7,59 млн т нефти в год. При этом обводнённость продукции в 2012 г. составила 4,4% от общего объёма добываемой жидкости. Суточная добыча жидкости достигает 24000 м3, из которых 1056 м3 - вода, представляющая собой высоко минерализованные растворы хлоридов натрия, калия, кальция и магния. Происхождение растворов неоднозначно, в большей степени это минерализованная (в пластовых условиях) вода системы поддержания пластового давления (ППД), в меньшей - пластовые воды (табл. 1).
По данным химического анализа, представленным в табл. 1, можно заключить: пластовая вода - хлорид-
но-кальциевого состава, закачиваемая вода системы ППД, минерализованная в пластовых условиях, - хло-ридно-натриевого состава (по классификации О.А. Алекина [5]). Отличие в количественном составе ионов в пластовой и закачиваемой водах напрямую зависит от засолонения Верхнечонского горизонта галитом (NaCl) [1], который, растворяясь в пластовых условиях в закачиваемой воде, выносится из недр в виде растворов.
Обводнённость продукции скважин на ВЧНГКМ варьируется от 1 до 99%. Наибольшая обводнённость (60-99%) отмечена на скважинах первого блока -Х009, Х010, Х002, где впервые наблюдались притоки закачиваемой воды, и в скважинах пятого блока -Х231, Х303, где притоки пластовой воды получены в процессе освоения (85-99%) (рис. 1).
Таблица 1
Химический состав устьевых проб пластовой воды Верхнечонского горизонта и закачиваемой воды системы ППД*
Ионы Пластовая вода Вода системы ППД до закачки в пласт Минерализованная в пласте вода системы ППД
мг-экв/л мг/л мг-экв/л мг/л мг-экв/л мг/л
Са+2 5761,5 115230 18 367,2 785,0 16014,0
Мд+2 498,36 6080 5,5 66,9 325,0 3952
Na++K+ 2240,4 61000 79,1 1898 5152,1 123650,7
Cl- 8361,4 296830 95 3372,5 6250,8 221590,0
НСО3- 3,77 230 4,5 274,5 0,1 9,1
SO4- 3,12 150 3,1 148 11,1895 537,1
Сумма ионов 16868,56 479520 205,2 6127,1 12524,19 365752,9
Плотность, г/см 1,3 1,007 1,2
*Химический состав растворённых элементов и веществ в пластовой и закачиваемой водах Верхнечонского горизонта определялся шестикомпонентным анализом по РД 39-23-1055-84 [7].
Рис. 1. Схема блоков и разрывных нарушений на ВЧНГКМ
Интересный пример обводнения наблюдался на скважине Р-Х11, на которой долгое время (с 2006 по 2009 гг.) производились неоднократные попытки освоить скважину для фонтанной добычи. Скважина фонтанировала не более нескольких часов, затем прекращала работать. На устье - нефть, газ и вода. Плотность воды 1,312 г/см3, минерализация 450 г/л, по химическому составу - хлоркальциевая, что указывает на её природное происхождение (глушение при расконсервации происходило на солевом растворе KCl). При промывке скважины нефтью в 2008 г. получено 4 м пластовой воды плотностью 1,3 г/см3. С 2009 г. на скважине внедрена установка электроцентробежного
насоса (УЭЦН-125). Дебит скважины составлял 150 м3/сут. Обводённость продукции за 2009 г. снизилась с 30 до 3,6% , за 2010 г. - с 3,6 до 1,2%. В 2011 и 2012 гг. обводнённость установилась на уровне 0,5-1%.
Снижение обводнённости (притока пластовой воды; дебит нефти остался на прежнем уровне) может указывать на наличие реликтовой пластовой воды в Верхнечонском горизонте (ВЧ) или коре выветривания (КВ), залегающей на кровле непроницаемой части разреза коллектора в зонах её прогиба (рис. 2). При этом объём залежи реликтовой пластовой воды сравнительно мал (расчётный объём вынесенной пластовой воды = 2000 м3).
Х24Э P-Xll Х251 Х166 P-Xll Х338
а)
песчаник не-коллектар песцэник коллектор
б)
Рис. 2. Профильные разрезы Верхнечонского горизонта (ВЧ) и коры выветривания (КВ) по направлениям: а - запад - восток (скважины Х249, Р-Х11, Х251); б - север - юг (скважины Х166, Р-Х11, Х338)
Притоки пластовой воды влияют не только на дебит скважин, уменьшая депрессию. Не менее неприятный факт - кристаллизация хлоридов (преимущественно галита) в стволе скважины, что приводит к образованию солевых «пробок».
Примеры отложения галита из пластовой воды на ВЧНГКМ в скважинах первого блока (компенсация добычи ниже описываемых скважин отсутствует):
В скважине Х026, работающей с дебитом жидкости Q = 180 м3/сут. и обводнённостью продукции W=4%, при спуске динамического скребка обнаружена пробка в лифте НКТ на глубине 1000 м. При прямой промывке горячей нефтью (в НКТ) отмечен рост давления и отсутствие циркуляции. При текущем ремонте скважины на верхних трубках отмечены отложения кристаллов галита до 4 мм, со стенок НКТ нижних трубок отобрано 15 л смеси парафина с галитом (глушение скважины происходило на растворе KCl 1,05 г/см3).
Соседняя скважина Х023 (Q=72 м3/сут., W=2,5%o) после двухмесячной эксплуатации была закрыта для извлечения аварийного оборудования (обрыв динамического скребка). После остановки произведён текущий ремонт скважины (глушение KCl 1,05 г/см3). При освоении скважины в течение 20 суток установлено снижение дебита до 14 м3/сут. и рост обводнения до 10%. Химический состав воды свидетельствует о том, что вода пластовая (табл. 2).
В процессе освоения скважины проводились промывки нефтью с последующим компрессированием азотным компрессором (ПКСА), но без положительного результата - прежний режим работы скважины не восстановлен (Оодо ремонта=72 м /сут., Опосле ремонта= 14 м3/сут.) Через неделю была осуществлена попытка запуска скважины на меньшей депрессии, при спуске динамического скребка он остановился на глубине 1004 м (жёсткая посадка скребка). На устье при осмотре штуцера обнаружены кристаллы галита.
Получив первые прорывы закачиваемой воды на механизированных скважинах Х009 и Х01, обнаружили (при вскрытии установок) наличие галита на рабочих органах установки. Сегодня отложения галита в скважине отмываются пресной водой (путём её закачки в затрубное пространство) с последующей обработкой горячей нефтью. Обработка водой позволяет избежать заклинивания рабочих органов (колес) УЭЦН,
пробкообразования в лифте скважины, эксплуатационной колонне (ЭК) и устьевом оборудовании из-за отложения солей. Горячая нефть предотвращает образование газогидратов при контакте пресной воды и газа в скважинных условиях (температура на забое 120С, давление - 90-120 атм) во время промывки пресной водой.
Скважина Х023 была закрыта по причине солеоб-разования. В 2012 г. скважину перевели на механизированную добычу (УЭЦН-59-1500), скважина в работе с 0=75 м3/сут., /=5-8%. Аналогичный режим работы наблюдается у соседней скважины Х024 до её перевода в режим механизированной добычи (см. табл. 2). Горизонтальная скважина пятого блока Х101 с 0=150 м3/сут., /=1-3%, в 2010-2011 гг. периодически прекращала фонтанировать. Резкого снижения пластового давления и, как следствие, забойного не наблюдалось (Рзаб=136 атм, Рпл=148 атм). При обработке динамическим скребком происходил вынос галита, кристаллы до 5 мм в диаметре (рис. 3). Переведена под механизированную добычу.
Е.В. Кащавцев и И.Т. Мищенко в работе [4] считают вероятным осаждение хлорида натрия (галита) при следующих условиях:
1) практически все пластовые воды с минерализацией выше 300 г/л;
Таблица 2
Рис. 3. Кристаллы галита с фрезы динамического скребка, скважина Р-Х101
2) снижение пластовой температуры и давления до поверхностной;
3) на интенсификацию отложения галита влияет выделение растворённого в нефти газа. Газовые пу-
Состав проб пластовой воды скважин Х023 и Х024
Ионы Скважина Х023 Скважина Х024
мг-экв/л мг/л мг-экв/л мг/л
Са+2 4750 150120 5700 114228
Мд+2 1625 19760 1100 13376
Nа+ 1256,09 28890 437,78 10000
К+ 161,03 6280 210 8190
Cl- 7746 275006 7373,97 261988,95
НСОз- 1,8 109,8 0 0
S04- 1,15 55,14 0,64 30,5
Br- 42,5 3400 64,18 5134
Сумма ионов 15583,57 483620,9 14886,57 412947,5
Плотность г/см 1,3 1,301
зырьки обладают повышенной влагоёмкостью, они «отнимают» свободную воду из природного рассола, концентрируя его. Если дегазация нефти начинается ещё в пласте или вблизи забоя скважины, то практически на всём пути подъёма воды до устья скважины имеются условия для концентрации пластового рассола;
4) для отложения солей большое значение имеет структура потока. Осаждение кристаллов соли происходит при совместном движении нефти и воды в ламинарном потоке без перемешивания или при перемешивании с образованием эмульсии «нефть в воде». Если эмульсия «вода в нефти», то выпадение соли будет происходить в отдельно мелких капельках воды, размер которых определяется микрометрами. При этом кристаллики соли оказываются «запечатанными» внутри капель и не имеют возможности образовывать крупные агрегаты. Образование стойких эмульсий «вода в нефти», уменьшающих солеотложение в скважинах, возможно при обводнённости продукции менее 40-50%.
Анализируя практические данные по образованию галита во всех вышеперечисленных случаях, можно согласиться с тремя первыми пунктами, а именно:
1) наличие высоко минерализованных рассолов -пластовых вод до 600 г/л;
2) снижение пластовых давления и температуры добываемой жидкости: среднее пластовое давление -150 атм, температура - 15°С; среднее забойное давление - 90-120 атм, температура - 12°С; среднее давление на устье - 25-30 атм, температура - 0--5°С;
3) выделение растворённого газа уже в призабой-ной зоне скважин из-за низкого пластового и забойного давлений, при давлении насыщения в 148 атм.
Но невозможно согласиться с пунктом 4, так как при обводнёности продукции пластовой водой уже с 2% на ВЧНГКМ происходит образование и отложение кристаллов галита размером до 5 мм. Однако справедливо отметить, что эмульсия «вода в нефти» с данных скважин распадается тяжело, даже под воздействием деэмульгаторов (в том числе импортного производства). Поэтому причину солеобразования необходимо искать в конструкции скважин и технологии добычи нефти.
Мы полагаем, что основной причиной является скопление пластовой воды на забое скважин. Фонтанирующим скважинам не хватает энергии пласта, чтобы выносить тяжёлые рассолы в полном объёме. Рассолы, накапливаясь на забое скважин и перекрывая малодебитные низко проницаемые нижние интервалы пласта, являются идеальной маточной средой для зарождения и формирования кристаллов солей (подробнее процессы кристаллообразования и их отложения при добыче нефти описаны в работах [3, 4]). Наличие в скважине зумпфа также благоприятствует накоплению рассолов в скважине и кристаллизации солей (рис. 4). Дополнительным подтверждением служит тот факт, что солевые пробки в глубинно-насосном оборудовании и элементах фонтанной арматуры часто возникали после промывок скважин нефтью (горячей и холодной), которые проводились
для удаления рассолов с забоя. Видимо, с пластовой водой с забоя поднимались уже сформировавшиеся кристаллы.
| | рассол на забое
вынос рассола и галита с забоя скважины
приток рассола пласта
♦
нефть
приток нефти из пласта
1 лифтНКТ
2 эксплуатационная колонна
^ открытый ствол 4 ЗУМПФ
Рис. 4. Схема конструкции забоя скважины (открытый ствол)
Образование пробок в скважине в виде кристаллов соли обусловлено наличием абсорбирующей поверхности (АСПО) и микрошероховатостью стенок оборудования (подробнее процесс формирования солевых пробок описан в работах [3, 4]). Перевод скважины на механизированную добычу не позволяет рассолам долго оставаться в забое. УЭЦН, создавая искусственно увеличенную депрессию на пласт, способствует выносу воды из скважины. Дополнительно при работе УЭЦН можно производить промывки скважин пресной водой без опасения заглушить скважину, получить гидратную пробку на забое или в стволе скважины. Это справедливо и для минерализованной в пластовых условиях закачиваемой воды системы поддержания пластового давления, но только на первой стадии прорыва воды, так как происходит вымыв галита из пласта, рассолонение коллектора (рис. 5).
Из графика, представленного на рис. 5, видно, что в процессе работы скважины снижается плотность воды, соответственно и минерализация. Для скважины Х010 отмечено снижение минерализации с 222,8 до 186,6 г/л (данные на графике не приведены). Происхождение воды в вертикальной скважине (второй блок) Р-Х2 (0=268 м3/сут., №=9-15%) по компонентному анализу не установлено, так как из эмульсии не удавалось извлечь достаточное количество воды для химического анализа. Электронным плотномером замерена только плотность рассола - 1,219 г/см3; вода закачиваемая. Прорыв произошёл в начале июня 2012 г. (с 2%), а в конце августа 2012 г. обводнённость продукции достигла 15%. Скважина периодически прекращала фонтанировать из-за скопившейся на забое воды. Для удаления рассола проводились больше объёмные промывки скважины холодной нефтью с помощью ЦА-320. Они давали положительный результат, скважина выходила на прежний режим работы. После одной из таких обработок в НКТ на глубине 700 м была определена пробка (шаблонировка динамиче-
ским скребком) и, как следствие, произошло снижение дебита до 90 м3/сут. Противопарфиновые и противо-гидратные обработки горячей нефтью и метанолом в НКТ не дали желаемого результата. Сделан вывод о галитовом составе пробки. Скважина подготавливается к переводу на механизированную добычу. Подобные проблемы возникали и при эксплуатации скважин Р-Х2 и Р-Х7 (рис. 6).
В данное время оптимальным решением для добывающих скважин на ВЧНГКМ с обводнением минерализованной водой, как и для пластовой воды, является их перевод на механизированную добычу (внедрение УЭЦН) и проведение промывок скважин пресной водой (не менее двух раз в месяц). Отрицатель-
5 1,19
ными моментами таких промывок можно считать снижение изоляции бронированного кабеля УЭЦН или, как худший вариант, прогар бронированной оплётки и жил кабеля (Я=0).
В призабойной зоне пласта (ПЗП) происходят процессы переотложения солей. Сама природа этих процессов, а также их влияние на добычу нефти и разработку месторождения в целом мало изучены. Сегодня о переотложении солей в ПЗП мы объективно судим по снижению дебита и забойного давления добывающих скважин с обводнённой продукцией и его увеличению (восстановлению) после обработки ПЗП пресной водой. Пример - скважина Р-Х7 (рис. 7).
-замер плотности рассола
' 1,175
1,17 1Д7-\
Скважина остановлена
"V V 1,117
1,1128
оооооооооо
_П Л ьн ин и*1 ьп
Рис. 5. Динамика снижения плотности воды в продукции скважины Х010 в процессе эксплуатации
Рис. 6. Кристаллы галита с парафином (извлечены из полости штуцера скважины Р-Х7)
ОКТЯБРЬ Н ОЯ Б РЬ
17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 1 2 3 4 5 6 7 8 9
жидкости м3 317 398 243 363 357 353 334 290 120 85 81 442 333 333 315 313 330 329
ВЛАГОМЕР АГЗУ 32 34 38 33 37 38 38 37 49 9,3 20 4 53 52 51 51 47 47
Уст. проба Обводн. % 24,8 24 16,4 13,4 12 10,4 8,8 37,5 30 37 36
Уст. гроба Уд.вес 1,22 1,18 1,22
Dшт, мм 25 СКВАЖИНА
Рзаб (по ТМС) кГС/см3 82 83 77 77 89 70 70 69 66 59 65 69 60 53 ОСТАНОВЛ 1ЕНА 84 83 84 86 85 83 83
Промывка УЭ ДН Промы вка УЭ ЦН П ромывка УЭЦН Про >мывка пресноИ водоИ
на циркуляцию: на циркуляцию: на циркуляцию: на поглощение в пласт.
водои- 28т3 водои -28т3 водои -28т3 вода в пласт V = 20т3
нефтью-28т3 нефтью-28т3 нефтью-28т3 продавка нефтью V = 6т3
Рис. 7. Параметры работы скважины Р-Х7 (пример отложения солей в ПЗП) за период с 17.10.2012
по 09.11.2012 гг.
При анализе работы скважины Р-Х7 за период с 17.10.2012 по 09.11.2012 гг. отмечена низкая эффективность промывок погружного оборудования, в результате чего:
- забойное давление не восстанавливалось до режимного (83 амт);
- режим работы нестабильный - периодическое снижение дебита скважины;
- остановка работы скважины - срыв подачи УЭЦН из-за отсутствия притока.
При промывке водой исключается влияние отложений галита в лифте НКТ и интервалах перфорации ЗК на дебит скважины. Вместе с тем отмечен эффект
от обработки призабойной зоны пласта пресной водой: наблюдалось восстановление дебита и забойного давления до режимного. Переотложение галита произошло именно в ПЗП (рис. 8).
Нами проведена оценка изменения коэффициента продуктивности (рис. 9) и скин-фактора (рис. 10) скважины Р-Х7 на момент переотложения галита в ПЗП на основании уравнения Дюпюи для несовершенной скважины, при этом на рис. 9, 10 отмечено: 1 - начало отложения солей в ПЗП; 2 - максимальная закупорка пор; 3 - обработка ПЗП водой и восстановление режима работы скважины.
Ц дебит
ф нЕнзиное дгалвние
Рис. 8. График изменения дебита и забойного давления скважины Р-Х7 с 17.10.2012 г. по 09.11.2012 г.
Рис. 9. Изменение коэффициента продуктивности
-2
1 3
а А А а А А
Рис. 10. Изменение скин-фактора
Аномально высокие значения расчётного скин-фактора говорят о практически полной закупорке при-забойной зоны скважины галитом.
Случай со скважиной Р-Х7 не является исключением, но и воспринимать его за правило нельзя. Если бы выпадение галита в ПЗП на ВЧНГКМ происходило только из-за снижения РТ-условий (давления и температуры) при фильтрации рассолов, представленных пластовой водой, мы должны были бы наблюдать аналогичные процессы на скважинах первого блока -X023 (№=5%), Х024 (№=14%), Х026 (№=4%), и пятого блока - Х231 (№=80%), Х303 (№=99%).
При фильтрации высоко минерализованной в пластовых условиях закачиваемой воды мы должны были бы наблюдать аналогичные процессы на скважинах второго блока - Х010 (№=70%), Х002 (№= 95%), Х97 (№=30%), Х011 (№=11%); на скважинах Х010 и Х002 получены первые прорывы закачиваемой воды. Но на этих скважинах отложений галита в ПЗП не отмечено. Аналогичная ситуация происходила на скважинах Х101 и Х075. Мы решили разобраться в причинах.
Во-первых, все три скважины - Р-Х7, Х101 и Х075, находятся в приконтурной зоне (ВНК). Скважины Х101 и Х075 введены в работу с обводнением пластовой водой. Во-вторых, в процессе эксплуатации на этих скважинах произошли прорывы нагнетаемых вод системы ППД. Именно начало этих прорывов совпадает с образованием галитовых пробок в ПЗП. Вероятней всего, при смешении пластовых и закачиваемых вод (первый год прорыва) происходит интенсивное выпадение галита в ПЗП. Аналогичные процессы описаны в работе [1] при объяснении генезиса засолоне-ния, в работе [2] приведён пример фильтрации буровых растворов, пересыщенных галитом, при вскрытии терригенных пластов на Непском своде, насыщенных пластовой водой. Характерную картину, доказывающую выше сказанное, можно проследить по графикам эксплуатации скважины Х101. На первом графике приведена динамика плотности добываемой воды (рв, кг/м3) и процент обводнения (рис. 11), на втором - дебит скважины (0, м3/сут.) и процент обводнения (рис. 12).
Рис. 11. Изменение плотности добываемой воды и процента обводнения на скважине Х101
Рис. 12. Динамика дебита и процента обводнения на скважине Х101
Хронология работы скважины Х101(см. рис. 11,
12):
1 - с момента начала эксплуатации - фонтанный способ добычи с 0=150 м3/сут., /=1-3%; обводнение представлено пластовой водой;
2 - перевод скважины на механизированный способ добычи (УЭЦН-400); 07.11.2011 г. запуск с 0=450 м3/сут.; с 05.12.2012 г. - снижение притока скважины, срыв подачи УЭЦН, резкий рост обводнения - до 410% (/=1311 кг/м3);
3 - оптимизация УЭЦН-400 на УЭЦН-59; 13.12.2011 г. - запуск скважины в работу (0=56 м3/сут.), при этом обводнённость по скважине составляет 0,03% (снижение обводнённости и дебита скважины указывает на изоляцию отдельных проницаемых участков пласта);
4 - 05.05.2012 г. произведена промывка скважины пресной водой в У=80 м3 с продавкой в пласт;
5 - рост дебита жидкости до 100 м3/сут., рост обводнения - до 99%; вода прорыва системы ППД (плотность = 1225 кг/м3, снижающаяся из-за вымыва солей из пласта).
На скважине Р-Х7 отмечен ещё более уникальный случай, когда при обводнении закачиваемой водой произошёл приток пластовой воды.
ющихся с применением закачки воды, отложения га-лита встречаются сравнительно редко. Они отмечаются в тех скважинах, где попутная воды представлена пластовыми рассолами. По мере подхода нагнетаемой воды и образования смешанных вод появление галитных пробок прекращается, хотя возможно образование других солей. Но факты, представленные в данной работе, позволяют констатировать, что для ВЧНГКМ и месторождений аналогов на Непском своде (Северочонское, Вакунайская, Игнялинская площади) суждения М.Н. Персиянцева не справедливы, так как прорывы закачиваемой воды не решают проблему с солеобразованием, а только обостряют её.
В заключении следует отметить, что основными природными факторами, влияющими на отложение галита в ПЗП, ЭК, погружном и наземном оборудовании при разработке месторождения, являются уникальные литологические и термодинамические пластовые условия терригенных коллекторов Непского свода вендского возраста:
- низкая пластовая температура флюида (12°С, понижающаяся на устье до -5°С);
- низкое пластовое давление (150 атм) - среднее по месторождению (в некоторых скважинах ниже давления насыщения), давление на забое - 90-135 атм,
Рис. 13. Изменение плотности добываемой воды и процента обводнения на скважине Р-Х7
За период с 12.10.2012 г. по 28.31.2012 г. на скважине Р-Х7 плотность рассола (обводнения) выросла до 1300-1400 кг/м3, затем 31.10.2012 г. произошло образование солевой пробки в ПЗП (максимальная закупорка пор солью).
М.Н. Персиянцев в своей работе [6] указывает: отложения хлористого натрия встречены на тех месторождениях, где залежи контактируют с высокоминерализованными рассолами. Например, в Белоруссии, в Иркутском районе (Марковское и другие месторождения), пластовые воды месторождения Хасси Месауд (Алжир). При обводнении нефтяных скважин этих месторождений отмечены многочисленные соляные пробки, причём осадок состоит исключительно из чистого галита NaCl. На месторождениях, эксплуатиру-
давление на устье - 25-30 атм;
- высокая минерализация пластовой воды - до 450 г/л, вод системы ППД (начало прорыва) - до 320 г/л, их несовместимость при смешивании (при определённых условиях);
- уникальное засолонение коллектора - до 50% и более.
Также влияние оказывают конструктивные особенности забоя скважины:
1) наличие зумпфа или низко проницаемых участков на забое скважин, где вымыв рассола затруднителен и происходит его накопление (разведочные скважины);
2) застойный участок в наклонно направленных и горизонтальных скважинах (все вышеописанные сква-
жины, кроме разведочных, имеют горизонтальный или наклонно направленный участок ствола);
Особенности добычи нефти и разработки месторождения:
1) добыча нефти производится фонтанным способом;
2) как показывает практическое наблюдение несовместимость при смешении пластовых и высокоминерализованных вод системы поддержания пластового давления. Здесь для полного понимания процес-
са необходимы дополнительные исследования.
3) механизированная добыча УЭЦН в условиях ВЧНГКМ влияет на образование кристаллов галита лишь тем, что, снижая давление на забое скважин, понижает растворимость хлоридов в воде, но способствует выносу рассолов с забоя скважин. Полностью это проблему не решает, так как кристаллы галита успевают сформироваться и отложиться, но даёт возможность проведения обработок скважины и глубин-нонасосного оборудования пресной водой.
Библиографический список
1. Анциферов А.С. Причины засолонения коллекторов нефти и газа в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Доклады Академии наук. 2000.
2. Железнова А.Н., Золотов А.Н., Николаева Л.В. О влиянии солевых буровых рассолов на условия отдачи песчаников нижнего кембрия в Приленском районе Иркутской области. ВНИГНИ Восточно-Сибирское ГУ, Т. 370. № 1. С. 80-82.
3. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000г. 414 с.
4. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004. 432 с.
5. Карцев А.А. и др. Нефтегазовая гидрогеология: учебник для вузов. М.: Недр, 1992. 208 с.
6. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: Изд-во ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 653 с.
7. РД 39-23-1055-84. Инструкция по методам анализа минерального состава пластовых вод и отложения солей. Министерство нефтяной промышленности, 1984.
