CC BY
18
УДК 532.5.013.2
Предупреждение солеотложений при эксплуатации скважин на подземных хранилищах газа, созданных в водоносных горизонтах
Д.В. Сергеева12*, Э.Ж. Муратова2, В.А. Истомин12, С.А. Шулепин1, Д.М. Федулов1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., no. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1
2 Сколковский институт науки и технологий (Сколтех), Российская Федерация, 121205, г. Москва, территория Инновационного центра «Сколково», Большой б-р, д. 30, стр. 1
* E-mail: D.Sergeeva@skoltech.ru
Тезисы. Отложение солей в призабойной зоне пласта (ПЗП) и насосно-компрессорных трубах (НКТ) скважин может приводить к снижению производительности скважин и выходу из строя скважинно-го оборудования. Это технологическое осложнение характерно для скважин подземных хранилищ газа (ПХГ), созданных в сильно минерализованных водоносных горизонтах. Также подобное осложнение прогнозируется для месторождений Восточной Сибири при водопроявлениях эксплуатационных скважин.
В работе анализируются причины солеотложений на ПХГ и даны практические предложения по сохранению проектных дебитов эксплуатационных скважин за счет предупреждения солеотложений. При закачке сухого газа в ПЗП возникает зона осушки с выпадением солей в твердую фазу. При последующем отборе газа соли, выпавшие в ПЗП, выносятся из пласта и откладываются в НКТ. Для предотвращения солеотложений рекомендовано проводить подачу пресной воды в закачиваемый в пласт магистральный газ. Ее удельное количество определяется термодинамическими расчетами исходя из следующих соображений: минерализация остаточной воды в коллекторе воды по крайней мере должна сохраняться на первоначальном уровне, но может быть повышена до уровня начала выпадения твердой фазы (галита).
Ключевые слова:
призабойная зона
пласта,
подземное
хранилище газа,
эксплуатационные
скважины,
солеотложения,
предупреждение
гидратообра-
зования.
В настоящее время в России имеется несколько подземных хранилищ газа (ПХГ), расположенных в сильно минерализованных водоносных горизонтах с общей минерализацией пластовой воды, варьирующейся в диапазоне 200...300 г/л. Таким образом, речь идет о ПХГ с остаточной водой в коллекторе, которую можно отнести к рассолам. Компонентами этого рассола главным образом являются соли натрия, калия, кальция и магния часто с преобладанием хлоридов натрия и кальция (в различных соотношениях). Содержание сульфат-ионов в пластовых водах незначительное и ограничивается растворимостью CaSO4 в воде. Ионы НСО3- в пластовых водах, содержащих С02, появляются в результате растворения природными водами карбонатов кальция и магния. При этом уменьшение концентрации С02 в пластовых водах (например, за счет уменьшения давления закачанного в пласт газа) может сопровождаться переходом гидрокарбонатов в карбонаты, выпадающие в осадок.
После создания ПХГ в сильно минерализованных водоносных горизонтах может иметь место серьезное технологическое осложнение, а именно снижение фактической производительности отдельных скважин по отношению как к начальной, так и к проектной производительности. Например, на одном из таких ПХГ при проектных дебитах в 400.600 тыс. м3/сут фактические отборы на некоторых скважинах постепенно снижались в два-три раза. Причиной снижения производительности скважин оказалось отложение солей на забое скважин и в призабойной зоне пласта (ПЗП). Промысловые исследования показывают, что на скважинах, снизивших производительность, изменилась конфигурация текущих забоев и уменьшился внутренний диаметр эксплуатационной колонны. Геофизические приборы по ряду скважин не смогли пройти интервал перфорации (остановка приборов в интервале перфорации и башмаке насосно-компрессорных труб (НКТ)). Отложения фиксировались с применением каверномера на уровне продуктивной толщи пласта и выше. Химический анализ
поднятой с забоя соли показал, что в основном это хлорид натрия с примесями хлоридов щелочных и щелочноземельных металлов, обнаруживалось также некоторое небольшое количество сульфатов и карбонатов.
Появление солеотложений в НКТ обусловлено закачкой осушенного магистрального газа в пласт (с приведенной к 3,92 МПа точкой росы газа по влаге в диапазоне температур от минус 5 до минус 20 °С), что приводит к осушению ПЗП и тем самым к возможности выпадения солей из остаточной минерализованной воды в твердую фазу. При этом соли откладываются в ПЗП в мелкодисперсной форме. При последующем отборе газа соли выносятся на забой скважины и откладываются в НКТ.
В связи с этим специалистами ООО «Газпром ПХГ» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» предложено техническое решение по увлажнению закачиваемого в ПХГ газа посредством подачи в поток газа воды [1-3]. Основная идея этого технического решения состоит в закачке такого удельного количества воды, чтобы увеличить влагосодержание осушенного газа до значения, отвечающего равновесному значению влагосодержания пластового газа при исходной минерализации остаточной воды в коллекторе для текущих пластовых температуры и давления.
Ниже представлены детализированный термодинамический анализ обсуждаемого технологического осложнения и методы его предупреждения. Одна из основных целей - определить минимальное удельное количество воды, подаваемой в закачиваемый в пласт, обеспечивающее предупреждение со-леотложений при отборе газа. При этом минерализацию остаточной воды в коллекторе ПЗП как минимум нужно сохранить на первоначальном уровне. Однако более целесообразно поднять ее до максимально возможного уровня, обеспечивающего, с одной стороны, отсутствие образования твердой фазы сухой соли в ПЗП, а с другой стороны, по возможности обеспечить безгидратный режим работы НКТ скважин в период отбора газа.
Рассмотрим подробнее физико-химическую модель процессов, протекающих в ПЗП при закачке и отборе газа. В ходе создания ПХГ пластовая минерализованная вода не полностью вытесняется из области пласта-коллектора, занимаемой газом. Газовая часть коллектора остается частично заполненной
водой (примерно на уровне 20 % порового объема, точное количество остаточной воды зависит от петрофизических характеристик коллектора).
Как выше отмечено, при закачке сухого газа, поступающего из магистрального газопровода, происходит осушение пласта-коллектора вокруг скважины. При этом уменьшается объем защемленной в порах пласта-коллектора остаточной воды за счет перехода части жидкой воды в паровую фазу. Тем самым увеличивается минерализация оставшегося раствора с последующим выпадением солей в твердую кристаллическую фазу и образованием кристаллов разного размера. На стадии отбора поступающий из пласта влажный газ смачивает поверхность кристаллов, что приводит к уменьшению сцепления с породой и последующему выносу наиболее мелких кристаллов из ПЗП с потоком газа в ствол скважины. Данный механизм выноса солей в какой-то мере аналогичен механизму выноса песка из коллектора ПЗП. Солеотложения, поднятые с забоя скважины, показаны на рис. 1, а состав солей - в табл. 1.
Таким образом, для ПХГ рассматриваемого класса, созданных в водоносных сильноминерализованных горизонтах, именно низкая точка росы закачиваемого магистрального газа является первопричиной появления солей в ПЗП с последующими их отложениями на стадии отбора газа как на забое, так и по стволу скважины. Такое осложнение может иметь место практически для широкого диапазона начальной минерализации остаточной воды в коллекторе.
Дальнейшая задача - провести термодинамические расчеты по определению оптимального увлажнения закачиваемого осушенного газа. Цель таких расчетов - определить рекомендуемый удельный расход воды на увлажнение закачиваемого газа.
Рис. 1. Соль, поднятая с забоя скважин
Таблица 1
Данные химического анализа поднятой соли
Ион Химическая формула Содержание в дециметре кубическом
миллиграммов миллиграмм-эквивалентов миллиграмм-эквивалентов на 1 %
Катион Кальций Са2+ 9,80 0,49 3,13
Магний Mg2+ 2,93 0,24 1,54
Натрий + калий №+ + К+ 342,55 14,90 95,33
Анион Гидрокарбонат нсо3- 45,81 0,75 4,80
Карбонат со32- 0,00 0,00 0,00
Сульфат во42- 5,14 0,107 0,68
Хлорид С1- 523,95 14,78 94,51
Зададим исходные данные для последующих расчетов. Принимаем, что температура в залежи может меняться в диапазоне 25.40 °С, а пластовое давление - в диапазоне 8.15 МПа. Для дальнейшего рассмотрения также примем, что при отборе газа скважины практически не обводняются, т.е. законтурная пластовая вода большую часть периода отбора газа не вторгается в область дренирования скважин.
Средний состав магистрального газа задан в табл. 2, состав модельной остаточной воды (представленной хлоридами калия, натрия, кальция и магния) приведен в табл. 3.
На основании данных табл. 3 проведены расчеты активности (а) воды и плотности (р) поровых растворов различной минерализации (табл. 4).
Приведем аналитические аппроксимации расчетных данных табл. 4:
р = -0,000154239298Х2 - 0,004011523638Х + 1,
а = -0,000154239298Х2 - 0,004011523638Х + 1,
где Х - суммарная концентрация солей в водном растворе, % масс.
Из-за довольно низкой пластовой температуры в период отбора газа в стволах скважин не исключается возможность гидратообразова-ния, поэтому дополнительно проведены расчеты условий гидратообразования в зависимости минерализации воды (рис. 2).
Расчеты показывают, что образование гидратов в НКТ скважин не ожидается для температур газа на устье скважин 16.17 °С (в отсутствие выноса пластовой воды в скважину). Механизм образования гидратов в НКТ скважин следующий. Газ с влагосодержанием,
Таблица 2
Усредненный компонентный состав, % мол., отбираемого газа на ПХГ
Метан 98,178
Этан 0,675
Пропан 0,227
и-Бутан 0,036
н-Бутан 0,040
С5+ 0,017
N2 0,786
со2 0,044
Таблица 3
Модельный состав воды в зависимости от ее минерализации
Минерализация Содержание, % масс.
г/л % масс. №С1 КС1 СаС12 MgCl2 н2о
50 4,77 3,19 0,27 0,88 0,44 95,23
100 9,23 6,18 0,52 1,7 0,84 90,77
150 13,44 9,00 0,75 2,47 1,23 86,56
200 17,44 11,67 0,97 3,2 1,59 82,56
250 21,26 14,23 1,19 3,9 1,94 78,74
300 24,92 16,68 1,39 4,58 2,28 75,08
350 28,46 19,05 1,59 5,23 2,6 71,54
400 31,88 21,34 1,78 5,85 2,91 68,12
Таблица 4
Плотность поровых растворов различной минерализации и активность воды в зависимости от компонентного состава солей при температуре 20 °С, давлении 0,101325 МПа
Минерализация р, г/см3 а
г/л % масс.
50 4,77 1,0474 0,9731
100 9,23 1,0831 0,9456
150 13,44 1,1161 0,9143
200 17,44 1,1470 0,8778
250 21,26 1,1760 0,8349
300 24,92 1,2036 0,7856
350 28,46 1,2298 0,7300
400 31,88 1,2546 0,6689
Рис. 2. Кривые гидратообразования во всем диапазоне возможных минерализаций пластовой воды
равновесным с остаточной водой коллектора заданной минерализации, поступает в НКТ. При этом температура газа, поднимающегося по НКТ, постепенно снижается и, начиная с некоторой глубины, точка росы газа по влаге становится равной его температуре, т.е. начинает выпадать конденсационная вода. Газ, двигаясь вверх по НКТ, продолжает охлаждаться и может попадать в зону гидратообразования уже в верхней части ствола скважины. Таким образом, при наличии гидратообразования в стволе скважины реализуется равновесие «газ - конденсационная вода - гидрат» (см. черную линию на рис. 2). При высокой минерализации остаточной воды в ПЗП зона гидратообразования в скважине (при ее фиксированном дебите) уменьшается из-за уменьшения влагосодер-жания газа, а при увеличении дебита эта зона может увеличиваться из-за уменьшения температуры на устье скважины вследствие эффекта Джоуля - Томпсона. Для случая выноса пластовой воды в скважину картина качественно меняется: зона возможного гидратооб-разования в верхней части НКТ уменьшается, так как пластовая вода является ингибитором гидратообразования (см. рис. 2).
Для предупреждения гидратообразования традиционно используется метанол, подаваемый на забой скважины через затрубное пространство или же через ингибиторный клапан. Из приведенных качественных соображений следует, что подача воды в осушенный газ на стадии закачки газа приводит к увеличению
подачи метанола в НКТ на стадии отбора. Именно поэтому при закачке воды необходимо, с одной стороны, предупредить процесс соле-отложения в ПЗП, а с другой стороны, не увеличивать заметно расход метанола, подаваемого в НКТ на стадии отбора газа.
Для расчета подачи воды в поток закачиваемого газа необходимо прежде всего рассчитать влагосодержание газа при равновесиях с пластовой водой различной минерализации. Эти расчеты выполнены с использованием уравнения состояния CPA (англ. cubic plus association) и представлены ниже (табл. 5, рис. 3-7).
Расчет удельного количества воды (испаряющейся в газовую фазу), закачиваемой в газ
Таблица 5
Влагосодержание газа над чистой водой
в диапазоне давлений от 9 до 15 МПа при пластовых температурах 25...40 °С
Давление, Влагосодержание1, г/м3
МПа 25 °С 30 °С 35 °С 40 °С
9 0,367 0,482 0,628 0,810
10 0,343 0,450 0,584 0,752
11 0,324 0,423 0,548 0,705
12 0,308 0,402 0,519 0,666
13 0,295 0,384 0,495 0,634
14 0,285 0,369 0,475 0,607
15 0,276 0,356 0,457 0,583
Здесь и далее на рис. 3-7 единицей измерения влагосодержания будем считать грамм на нормальный метр кубический.
13 14 15
Давление, МПа
Рис. 3. Влагосодержание газа над чистой водой в диапазонах давлений от 9 до 15 МПа и температур 25...40 °С
9 10 11 12 13 14 15
Давление, МПа
Рис. 4. Влагосодержание газа над засоленной (минерализация 250 г/л) водой в диапазонах давлений от 9 до 15 МПа и температур 25.40 °С: здесь и далее на рис. 5-7 см. экспликацию к рис. 3
13 14 15
Давление, МПа
Рис. 5. Влагосодержание газа над засоленной (300 г/л) водой в диапазонах давлений от 9 до 15 МПа и температур 25.40 °С
13 14 15
Давление, МПа
Рис. 6. Влагосодержание газа над засоленной (350 г/л) водой в диапазонах давлений от 9 до 15 МПа и температур 25.40 °С
на стадии закачки газа в ПХГ, состоит в поддержании его влагосодержания на уровне влагосо-держания газа, равновесного с остаточной водой в коллекторе, обладающей исходной минерализацией (рис. 8-11). Кроме того, исходное влагосодержание магистрального (осушенного) газа задаем равным ~30 г/м3 (что соответствует его точке росы на уровне минус 20 °С).
***
По результатам расчетных исследований можно сделать следующие выводы:
1) отложение солей в ПЗП и НКТ скважин характерно для ПХГ, созданных в сильно минерализованных водоносных горизонтах. Также подобное осложнение прогнозируется для месторождений Восточной Сибири при
0,7
л
«
я 0,6
о £
0 и
1 0,5
^ 1
ю и
0,3
0,2
13 14 15
Давление, МПа
Рис. 7. Влагосодержание газа над засоленной (400 г/л) водой в диапазонах давлений от 9 до 15 МПа и температур 25.40 °С
Пластовое давление, МПа: " — 12 — 15
25
30
35 40
Температура, °С
Рис. 8. Удельное количество воды в зависимости от пластовой температуры, обеспечивающее минерализацию остаточной воды 250 г/л при разных пластовых давлениях
25
30
35 40
Температура, °С
25
30
35 40
Температура, °С
Рис. 9. Удельное количество воды в зависимости от пластовой температуры, обеспечивающее минерализацию остаточной воды 300 г/л при разных пластовых давлениях: здесь и далее на рис. 10, 11 см. экспликацию к рис. 8
Рис. 10. Удельное количество воды в зависимости от пластовой температуры, обеспечивающее минерализацию остаточной воды 350 г/л при разных пластовых давлениях
водопроявлениях эксплуатационных скважин. Проанализированы причины солеотло-жений на ПХГ. При закачке сухого газа в ПЗП возникает зона осушки с выпадением солей в твердую фазу. При последующем отборе газа в ПЗП соли выносятся из пласта и откладываются в НКТ;
2) для предотвращения солеотложений рекомендовано подавать пресную воду в закачиваемый в ПХГ магистральный газ. Ее удельное количество определяется термодинамическими расчетами исходя из следующих соображений: минерализация остаточной воды в коллекторе воды по крайней мере должна сохраняться
Рис. 11. Удельное количество воды в зависимости от пластовой температуры, обеспечивающее минерализацию
остаточной воды 400 г/л при разных пластовых давлениях
на первоначальном уровне и может быть повышена до уровня начала выпадения твердой фазы (обычно галита). Экономический эффект от мероприятия определяется сохранением проектной производительности скважин, а также увеличением времени их работы с установленными параметрами.
Практические предложения состоят в следующем:
1) на стадии закачки рекомендуется в газ подавать воду в количестве, обеспечивающем как минимум сохранение исходной концентрации солей в остаточной воде в ПЗП, т.е. сохранение концентрации солей в растворенном виде. В этом случае гарантированно обеспечивается отсутствие солеотложений на забое и в НКТ скважин;
2) расчеты показали, что для рассматриваемых выше пластовых условий целесообразно проводить подачу воды в закачиваемый в пласт газ в количестве 250.300 г/1000 м3. При этом допустима подача воды в осушенный газ в таком количестве, чтобы минерализация
остаточной воды в коллекторе увеличивалась примерно до 350 г/л. Такой вариант технологии способствует снижению расхода метанола на предупреждение гидратообразования в НКТ скважин в период отбора газа. При этом требование отсутствия выпадения солей в ПЗП будет соблюдаться;
3) в настоящее время на одном из ПХГ для увлажнения закачиваемого газа производится подача водометанольного раствора в объеме 300.400 г на 1000 м3 газа с содержанием в воде метанола на уровне 5 % масс. При этом закачивать метанол в таком небольшом удельном количестве не представляется необходимым. Дополнительная подача метанола с закачиваемой водой на указанном уровне не оказывает заметного влияния на равновесие солей пластовой воды с метанолом. Для оценки концентрации метанола в пластовой воде целесообразно проводить контроль содержания метанола в закачиваемом и отбираемом газах;
4) в закачиваемом осушенном (магистральном) газе содержание метанола составляет в среднем 100 г на 1000 м3. При расчете норм удельного расхода метанола на ингибирование НКТ скважин его расход может быть уменьшен на содержание метанола в закачиваемом газе (по результатам лабораторных определений содержания метанола в магистральном газе).
Список литературы
1. Патент на изобретение № 2641152С1 Российская Федерация, МПК Е21В37/00. Способ предупреждения отложения хлорида натрия в призабойной зоне пласта и стволах скважин подземных хранилищ газа: № 2016145569: заявл. 21.11.2016: опубл. 16.01.2018 / Д.В. Гришин, Г.С. Голод, П.А. Кошеваров и др.
2. Кошеваров П.А. Карашурское ПХГ -резервирующий комплекс Удмуртии /
П.А. Кошеваров // Газовая промышленность. -2004. - №. 3. - С. 20-21.
3. Апостолов А.С. ПАО «ВНИПИгаздобыча» у истоков подземного хранения газа / А.С. Апостолов, Р.В. Новоселова,
С.В. Милованов // Газовая промышленность. -2015. - № 10. - С. 26-30.
Prevention of salt deposition during operation of wells at underground gas storages in water-bearing horizons
D.V. Sergeyeva12*, E.Zh. Muratova2, V.A. Istomin12, S.A. Shulepin1, D.M. Fedulov1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Skolkovo Institute of Science and Technology (Skoltech), Block 1, Bld. 30, Bolshoy boulevard, territory of the "Skolkovo" innovative center, Moscow, 121205, Russian Federation
* E-mail: D.Sergeeva@skoltech.ru
Abstract. Scaling in the bottomhole zone (BHZ) and wells tubing can lead to reduced well capacity and breakage of downhole equipment. This technological complication is typical for underground gas storage (UGS) created in highly saline aquifers. A similar complication is also predicted for the East Siberian fields when production wells are ingress of formation water.
The paper analyses the causes of salt deposition in UGS facilities and provides practical suggestions for maintaining flow rates of production wells by preventing scaling. Injection of dry gas creates a drying zone in the BHZ with salts precipitated into a solid phase. During subsequent gas extraction, the salts are carried out of the reservoir and deposited in the tubing. It is recommended to inject pure water to the gas in order to prevent scales in the BHZ. Its specific quantity is determined by thermodynamic calculations based on the following considerations: the mineralization of the residual water in the BHZ should at least be at initial level and it can be raised to the level of the beginning of solid phase precipitation (halite).
Keywords: bottom-hole zone, underground gas storage, production wells, scaling, hydrate formation prevention. References
1. GAZPROM PKhG LLC. Method for preventing deposition ofsodium chloride information bottom-hole zone and wellbores of underground gas storages. Inventors: GRISHIN, D.V., G.S. GOLOD, P.A. KOSHEVAROV et al. Appl. no. 2016145569 dated 21.11.2016. RU 2641152C1.
2. KOSHEVAROV, P.A. Karashurskoye UGS as a reserving complex at Udmurtia [Karashurskoye PKhG -rezerviruyushchiy kompleks Udmurtii]. GazovayaPromyshlennost, 2004, no. 3, pp. 20-21, ISSN 0016-5581. (Russ.).
3. APOSTOLOV, A.S., R.V. NOVOSELOVA, S.V. MILOVANOV. VNIPIgazdobycha PJSC at the origins of underground gas storage [PAO " VNIPIgazdobycha" u istokov podzemnogo khraneniya gaza]. Gazovaya Promyshlennost, 2015, no. 10, pp. 26-30, ISSN 0016-5581. (Russ.).
