Сетевое издание
Современные проблемы науки и образования
ISSN 2070-7428
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,940

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ СОЛЕЙ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Шангараева Л.А. 1 Петухов А.В. 1
1 ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет “Горный”»
Отложение солей при разработке и эксплуатации залежей нефти – это достаточно сложный и многофакторный процесс, который наиболее активно проявляется на поздних стадиях разработки, когда растет обводненность продукции добывающих скважин. Образование отложений солей приводит к снижению продуктивности скважин, преждевременному выходу из строя глубиннонасосного оборудования, внеплановым текущим и дорогостоящим капитальным ремонтам скважин и, как следствие, значительному ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий. Для мониторинга и прогнозирования отложений солей в скважинном оборудовании необходимо изучать динамику состава попутно добываемых вод. В отличие от традиционного мониторинга предложенная методика базируется на фиксировании изменений контролируемых параметров попутной воды, включая содержание в ней ионов бария, изменения плотности и минерализации воды, с обязательным отбором проб на анализ состава твердых взвешенных частиц.
сульфат бария.
методика прогнозирования
солеотложения
1. Ибрагимов Н.Г. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков; под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина.  Уфа : Монография, 2003. – 302 с.
2. Кащавцев В.Е. Солеобразование при добыче нефти / В.Е. Кащавцев, И.Т. Мищенко.  М., 2004.  432 с.
3. Крабртри М. Борьба с солеотложениями  удаление и предотвращение их образования / М. Кратбри, Д. Эслингер, Ф. Флетчер, М. Миллер // Нефтегазовое обозрение.  2002.  № 2.  С. 52-73.
4. Шангараева Л.А. Особенности процесса солеотложений в скважинном оборудовании на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений / Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // Материалы II Международной конференции «Ресурсно-геологические и методические аспекты освоения нефтегазоносных бассейнов». – СПб., 2011. – С. 271-276.
5. Яркеева Н.Р. Повышение эффективности предотвращения солеотложения в скважинах на поздней стадии разработки залежей : автореф. дис. … д-ра техн. наук: 25.00.17. - Уфа, 2008. - 25 с.

Важнейшей задачей в нефтяной промышленности является повышение эффективности добычи нефти. Одно из существенных направлений в решении этой проблемы - решение задач борьбы с отложениями неорганических солей при эксплуатации скважин. Образование отложений солей приводит к снижению продуктивности скважин, преждевременному выходу из строя глубиннонасосного оборудования, внеплановым текущим и дорогостоящим капитальным ремонтам скважин и, как следствие, значительному ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

Особую актуальность проблема повышения эффективности эксплуатации скважин приобретает в настоящее время, поскольку многие нефтяные месторождения страны вступили в период интенсивного обводнения. Основным методом разработки нефтяных месторождений является заводнение продуктивных пластов. При этом в пласте протекают сложные геохимические процессы взаимодействия закачиваемой воды с породой пласта и насыщающими ее жидкостями, приводящие к формированию попутно добываемых вод, насыщенных неорганическими солями [1].

Основными компонентами большинства промысловых отложений являются карбонат кальция, сульфат кальция и сульфат бария. В скважинах отложения чистых солей встречаются редко. Обычно они представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Без удаления органической составляющей солеотложений невозможно успешно провести обработку скважин.

Механизм образования твердой фазы осадка состоит из нескольких стадий. Первая стадия его развития начинается с насыщенного раствора в виде образования нестабильных кластеров из атомов. Затем образуются первичные центры кристаллизации, когда атомные кластеры переходят в маленькие кристаллы-зародыши. Эти кристаллы постепенно растут за счет адсорбции ионов на дефектных участках поверхности кристаллов, увеличивая свой размер, объединяются между собой в более крупные агрегаты. В течение некоторого времени в растворе образуются настолько крупные кристаллы или их агрегаты, что они не могут более удерживаться во взвешенном состоянии в растворе и происходит выделение твердой фазы (осадка) [3].

Рост кристаллов также имеет место при инициировании определенных физико-химических реакций на уже имеющейся границе между твердым телом и жидкостью. Участками возникновения таких реакций являются различные дефекты поверхности, такие как неровности поверхностей труб, перфорационные отверстия и т.д.

Неорганические отложения встречаются в трех формах: в виде тонкой накипи или рыхлых хлопьев, в слоистой форме, в кристаллической форме. Отложения первого вида имеют рыхлую структуру, проницаемы и легко удаляются. Слоистые отложения, такие как гипс, представляют собой несколько слоев кристаллов, иногда в виде пучка лучин, заполняющих все сечение трубы. Кристаллические структуры, такие как барит и ангидрит, образуют очень твердые, плотные и непроницаемые отложения.

Радиоактивные соли бария являются наиболее трудноудаляемыми из солевых отложений. Барий часто встречается в высокоминерализованных пластовых водах нефтяных месторождений, где концентрация, например, бария нередко достигает 0,15-0,5 г/л. Уже при наличии небольших концентраций сульфат-иона барит (BaSO4) выпадает в осадок. Соли наименее растворимые. Например, в дистиллированной воде при температуре 25 °С растворяется всего 0 0023 г/л барита, что почти в 900 раз меньше растворимости гипса.

Исследованиями установлено, что стабильные воды, насыщенные сульфатом бария в поверхностных условиях, остаются стабильными и при высоких температурах, существующих в нефтяных залежах, что не вызывает осложнений при их нагнетании в пласт [2]. Наоборот, вода, недонасыщенная сульфатом бария в пластовых условиях, при подъеме на поверхность в условия пониженных температур и давления может оказаться перенасыщенной сульфатом бария и выделять осадок барита.

Отмечено, что баритовые осадки, отобранные из нефтепромыслового оборудования и НКТ, обладают повышенной радиоактивностью, что обусловлено наличием радиоактивных изотопов радия, которые ассоциируются в подземных водах с барием. В осадок выпадает радиоактивный радиобарит, что облегчает его обнаружение как в скважинах, так и в поверхностных коммуникациях.

Влияние давления на растворимость BaS04 изучено недостаточно. В целом отмечается небольшое повышение растворимости с увеличением давления, особенно четко проявляющееся в растворах с минерализацией менее 30-50 г/л. С повышением минерализации влияние давления сказывается незначительно [2].

Термобарические условия при движении восходящего потока жидкости по стволу скважины незначительно влияют на изменение растворимости барита в воде.

Основными причинами выпадения солей в скважинах являются смешения несовместимых вод в результате эксплуатации нескольких продуктивных пластов одновременно или в скважинах, эксплуатируемых один пласт с заколонными перетоками из смежных горизонтов. Нередко причиной служит нарушение технического состояния эксплуатационных колонн и негерметичность пакера, особенно на старых месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

С каждым годом фонд скважин стареет, происходит коррозионное разрушение эксплуатационных колонн (ЭК). В условиях экономической целесообразности встает вопрос раннего обнаружения нарушений их технического состояния и принятия решения о срочности проведения ремонтных работ, т.к. нарушение может привести к выходу из строя дорогостоящего глубинно-насосного оборудования (ГНО) по причине отложения солей. Особое значение в решении столь сложной многогранной проблемы приобретает прогнозирование возможных осложнений, связанных с солеотложением.

Мониторинг солеотложения, изучение, накопление и обобщение данных по составу попутно добываемой воды могут служить основанием для выделения основных признаков, позволяющих с большой точностью обнаружить нарушение ЭК скважины.

Выделение признаков возможного нарушения эксплуатационной колонны очень удобно осуществлять, используя карты изменения состава пластовых вод по различным компонентам: хлоридам, сульфатам, баритам, минерализации и др. Такие карты были построены и прослежена динамика изменения физико-химического состава вод за 4 года для скважин Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения (рисунки 1, 2).

Рисунок 1 − Содержание ионов бария в пластовой воде (г/л) за период с 2009 по 2012 г.

  

Минерализация пластовой воды

Содержание сульфат-ионов

Содержание ионов бария

Рисунок 2 − Сопоставление результатов анализов пластовых вод за январь 2012 года

В результате могут быть выявлены случаи нарушения эксплуатационной колонны, приводящие к выпадению солей в скважинах по следующим основным признакам [4].

Основной идеей такого подхода является изучение динамики состава попутно добываемой воды. Так, снижение содержания ионов бария на ранних стадиях может свидетельствовать о негерметичности ЭК и цементного кольца на уровне отложений каменноугольной системы – при неизменной плотности воды; при уменьшающейся же плотности воды – на уровне вышележащих пермских слоев. Появление в дальнейшем в составе воды сульфатов, при полном исчезновении бария, вероятно, свидетельствует о скором выходе из строя насоса по причине отложения солей. Дополнительным признаком является наличие в составе твердых взвешенных частиц сульфата бария.

Рассмотрим, например, такой случай: в попутной воде наблюдается повышенное содержание сульфат-иона (более 0,3 г/л), барий присутствует в незначительных количествах (менее 0,2 г/л или отсутствует). Проанализируем ситуацию. Для большинства девонских скважин характерно содержание ионов бария в пределах 0,1−0,8 г/л и низкое содержание сульфат-ионов, в пределах 0−0,25 г/л (0,25 г/л − предел насыщения по сульфат-иону для баритовых вод высокой минерализации). Скважины, находящиеся под влиянием закачки пресных или сточных вод, бария содержат в пределах 0−0,1 г/л. Для вод верхних горизонтов (кроме Турнейского и самых верхних пресных ярусов) характерно высокое содержание сульфат-ионов (от 1 до 12 г/л). Если в попутно добываемой воде девонской скважины есть сульфат-ион в концентрации более 0,3 г/л, эта скважина требует дополнительного изучения на предмет возможного нарушения технического состояния ЭК.

В этом случае необходимо совершить следующие действия:

  • повторный анализ, с целью уточнения результата по сульфату, анализ состава ТВЧ, анализ на наличие в воде сероводорода;
  • проверка «истории», как изменялось содержание сульфатов по предыдущим анализам для данной скважины;
  • в случае отсутствия или незначительного содержания бария необходимо проверить, было ли зафиксировано наличие бария по предыдущим анализам;
  • проверка - были ли сернокислотные оторочки в окружающих (влияющих) скважинах, изменения в режиме скважины.

Предположение о нарушении ЭК подтверждается при выполнении хотя бы одного условия:

  • рост сульфатов по «истории» более чем на 10%, при отсутствии мероприятий повышения нефтеотдачи пластов;
  • наличие в составе твердых взвешенных частиц (ТВЧ) сульфата бария;
  • наличие в воде растворенного сероводорода.

Повышенное содержание сульфат-ионов без нарушения эксплуатационной колонны может быть в результате мероприятий повышения нефтеотдачи пластов или геолого-технических мероприятий при вовлечении в разработку пропластков и зон, ранее подвергнувшихся влиянию сернокислотных оторочек.

Совместное присутствие в значительных количествах ионов бария (от 0,2 г/л и более) и сульфат-ионов (от 0,15 г/л и более) − случай достаточно распространенный, но при определенных условиях наиболее опасен с точки зрения отложения солей на насосе и в НКТ. Более того, это может быть первым признаком нарушений для девонских скважин еще на ранних стадиях. Необходимо провести анализ состава ТВЧ, при наличии сульфата бария делается его количественное определение в г/л.

Изменение плотности для кыновско-пашийского горизонта не является показательным. Большинство вышележащих горизонтов имеют в составе пластовой воды значительное количество сульфат-ионов. Поэтому даже при незначительных нарушениях в первую очередь будет снижаться содержание бария и в составе ТВЧ появляться сульфат бария. После накопления информации по содержанию в составе пластовой воды бария по уменьшению его количества по данным анализа воды можно будет определять нарушения ЭК на ранней стадии.

При снижении содержания бария необходимо отобрать повторную пробу и сделать анализ ТВЧ. При обнаружении в составе ТВЧ сульфата бария делается вывод о нарушении ЭК. При этом не происходит сколько-нибудь значительного повышения концентрации сульфат-ионов.

Для баритовых скважин единственный критерий будущих осложнений – снижение концентрации бария и наличие в ТВЧ сульфата бария (рисунок 2). Сульфат бария (барит) в составе ТВЧ может появляться только в девонских скважинах, с бариевым типом воды, практически при любых нарушениях, кроме Турнейского яруса.

Нарушения ЭК не всегда сопровождаются отложениями солей на ГНО. В случае выявления нарушения необходимо сделать анализ состава ТВЧ. Если в ТВЧ нет соединений, характерных для отложений «солей», вероятно, нет необходимости в срочном ремонте ЭК. И наоборот, если в составе ТВЧ обнаружены соединения, характерные для «солей», или в воде − агрессивные соединения (сероводород в девонских скважинах), то необходим срочный ремонт ЭК, т.к. подобные нарушения могут привести к отказу ГНО.

В отличие от традиционных схем построения мониторинга нарушений предложенная методика построена на отслеживании изменений контролируемых параметров с обязательным повторным отбором проб на анализ состава ТВЧ. Заключение о возможном нарушении и «степени опасности» нарушения, в случае подтверждения, дается на основании анализа состава ТВЧ. Выявленные нарушения делятся на «требующие срочного принятия мер» и «проверка герметичности при плановом ремонте». Нарушения первого типа могу привести к сокращению срока межремонтного периода работы (МРП) скважинного оборудования или выходу из строя наземного оборудования. Нарушения второго типа могут привести к росту обводненности продукции скважин, но если скважина рентабельная и рост обводненности не превышает допустимых значений, то ремонт таких скважин целесообразнее проводить после отработки скважины МРП при плановом ремонте.

Рецензенты:

Рогачев М.К., д.т.н., декан нефтегазового факультета Национального минерально-сырьевого университета «Горный», г. Санкт-Петербург.

Долгий И.Е., д.т.н., профессор кафедры СГП и ПС Национального минерально-сырьевого университета «Горный», г. Санкт-Петербург.


Библиографическая ссылка

Шангараева Л.А., Петухов А.В. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ СОЛЕЙ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ // Современные проблемы науки и образования. – 2013. – № 6. ;
URL: https://science-education.ru/ru/article/view?id=11180 (дата обращения: 30.11.2021).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074