Истощение активных запасов нефти на многих месторождениях
advertisement
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.
