Организация контроля за реализованными методами защиты на осложнённом солеотложением фонде скважин Омбинского нефтяного месторождения



В статье приводятся результаты исследования, целью которого является анализ методов контроля за мероприятиями, направленными на предотвращение проявления солеотложения на осложнённом солями фонде добывающих скважин. Рассмотрены основные геологические особенности объекта ЮС ₂ Омбинского нефтяного месторождения, и использованные при разработке технологические решения. Проанализированы методы контроля за организованной защитой фонда, дан прогноз технологической эффективности защиты и экономическая оценка реализованных решений.

Ключевые слова: месторождение, осложнённый фонд, ингибиторы, солеотложения, растворимость, шестикомпонентный анализ.

Актуальность исследования обусловлена необходимостью контроля за эффективностью применяемых методов защиты на осложнённом фонде скважин, для своевременного планирования мероприятий, направленных на восстановление производительности добывающих скважин, в случае недостаточной эффективности применяемых методов защиты, для предотвращения преждевременного отказа погружного оборудования.

Административно Омбинское месторождение находится на территории Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 70 км от города Нефтеюганска. В тектоническом отношении Омбинское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты и приурочено к Восточно-Сургутской террасе в юго-восточной части Сургутского свода. Геологический разрез Омбинского месторождения представлен мощной толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского возраста и подстилающими их породами туринской серии триаса. Промышленная нефтеносность установлена в пластах БС ₁₀ ^1–2 сортымской свиты раннемелового возраста и пластах ЮС ₂ ¹ , ЮС ₂ ² , ЮС ₂ ^3–2 , ЮС ₂ ^3–3 тюменской свиты среднеюрского возраста. Пласт ЮС ₂ ¹ является основным по запасам объектом горизонта ЮС ₂ в пределах всего Сургутского свода. Соответственно основным объектом разработки является пласт ЮС ₂ . Средняя эффективная толщина пород коллектора составляет 3м, коэффициент песчанистости 0.5, расчлененность 5.5 ед., проницаемость 10мДа, остаточная водонасыщенность 60 % (Рисунок 1) [1].

Рис. 1. Интерпретация данных бокового каротажа пласта ЮС ₂ в юго-восточной части Сургутского свода

В качестве основного рабочего агента для системы поддержания пластового давления используется апт-альб-сеноманская вода. Значительная часть добывающего фонда представлена наклонно-направленными скважинами с горизонтальным окончанием, и диаметром эксплуатационной колонны 178 мм. Геологические характеристики объекта разработки обуславливают необходимость проведения гидроразрыва пласта (ГРП) на 100 % вновь вводимых скважин. Особенности геолого-химических характеристик объекта разработки приводят к тому, что порядка 20 % добывающего фонд скважин осложнено солеотложениями. Так же, реакция сульфата аммония ((NH ₄ )2SO ₄ ), являющимся одним из компонентов деструктора геля, используемого при ГРП, с флюидом в призабойной зоне приводит к образованию баритов (BaSO ₄ ). В виду низкой растворимости и инертности по отношению к растворам соляной кислоты низкой концентрации (5–10 %), традиционно используемых для удаления отложений солей с рабочих органов электроцентробежных насосов (ЭЦН), борьба с отложениями баритов сосредоточена в плоскости превентивных мероприятий.

В настоящий момент на месторождении обеспечены все условия для 100 % защиты осложнённого фонда от солеотложений. В зависимости от интенсивности проявления солеотложения, суточных дебитов скважин и степени завершенности обустройства кустовой площадки добывающих скважин используются:

1. Ингибирование растворов глушения скважины.
2. Задавливание ингибитора в пласт.
3. Применение погружных скважинных контейнеров (ПСК) или контейнеров с твердым реагентом (КСТР).
4. Инновационные методы защиты, такие как спуск УЭЦН с рабочими органами из жидкокристаллических полимеров (ЖКП), препятствующих выпадению солей на их поверхности, использование модулей радиоволновых (РВК) и магниторезонансных комплексов (МРК) в комплектации УЭЦН.
5. Постоянное дозирование ингибитора, с помощью установок дозирующих электрических (УДЭ).

Прогнозирование и контроль за солеотложением при добыче нефти имеет большое практическое значение, так как от своевременного обнаружения повышенных концентраций солей в добываемом флюиде зависит оперативность и эффективность проводимых мероприятий по снижению их концентрации, и восстановлению производительности погружного оборудования. Традиционно, для этих целей используют соляно-кислотные обработки (СКО) на рабочий ЭЦН или проведение кислотной обработки призабойной зоны пласта (ГТМ ОПЗ), путем постановки на скважину бригады текущего или капитального ремонта скважин.

Вне зависимости от выбранного метода защиты от солеотложения, основным методом контроля за эффективностью применяемой технологии являются данные шестикомпонентного анализа добываемой продукции, и интерпретация полученных данных. По данным шестикомпонентного анализа можно не только определить концентрацию ионов, но и рассчитать стабильность водной среды используя, например, методику А. И. Чистовского. Данная методика применяется для оценки склонности пластовых и попутно добываемых вод к отложению гипса на нефтепромысловом оборудовании. В методе предложен графический способ прогнозирования выпадения сульфатных осадков при разработке нефтяных месторождений с заводнением с учетом возможного выщелачивания сульфатоносных пород-коллекторов, в результате чего воды обогащаются сульфатами. Суть метода заключается в следующем:

1. На график растворимости сульфата кальция в координатах (Ca — SO4) (Рисунок 2) наносятся две точки A и В, соответствующие составу исследуемых вод (А — закачиваемой в пласт, В — пластовой).
2. Производится построение кривой растворимости сульфатов кальция в смеси исследуемых вод (рисунок 2, кривая 4). Для этого расстояния между точками анализа двух вод по оси абсцисс разбиваются пропорционально разности минерализации этих вод, т. е. строится шкала минерализации получаемых смесей. Затем из точек различной минерализации смесей (10, 20, 30 г/л и т. д.) восстанавливаются перпендикуляры до пересечения их с кривыми растворимости для тех же значений минерализации, и полученные точки соединяются плавной линией. Полученная кривая 4 отражает содержание сульфатов для всех значений минерализации и количества кальция в смесях анализируемых вод, т. е. является кривой растворимости сульфата кальция в смесях вод.
3. Если породы продуктивного пласта не содержат высокое содержание сульфатов в своем составе, и не могут обогащать смеси вод, то точки А и В соединяются прямой линией (которая соответствует содержанию сульфатов кальция в смесях) и сравнивается положение этой линии с линией смешивания.
4. Если породы продуктивного пласта содержат гипс, то при фильтрации воды по пласту она может выщелачивать его, насыщаясь сульфатами и изменяя свой состав. Поэтому вместо точки А необходимо нанести на график точку А', соответствующую максимальному содержанию сульфатов в смеси вод. Точка А' определяется пересечением кривой растворимости в смесях с линией насыщения или выщелачивания гипса (Рисунок 2, прямая 1). Линия А'В будет представлять фактическую линию смешивания вод в гипсоносной породе (в отличие от линии АВ, характеризующей смешивание без учета выщелачивания гипса). Сравнение линий смешивания А'В с кривой растворимости сульфата кальция в смесях (кривая 4) показывает, при каком значении минерализации смесей вод возможно выпадение гипса (линия А'В выше кривой растворимости) и при каком гипс находится в растворенном состоянии (линия А'В ниже кривой растворимости). Из примера (Рисунок 2) видно, что вся попутная вода во всем диапазоне минерализации обладает потенциальной возможностью отложения гипса (заштрихованная область), причем наибольшая перенасыщенность гипсом характерна для попутных вод при минерализации 60–120 г/л. [2]

Рис. 2. Прогноз выпадения в осадок CaSO4 при заводнении нефтяных месторождений (по А. И. Чистовскому): А — закачиваемая вода; В — пластовая вода; А' — закачиваемая вода, обогащенная сульфатом за счет выщелачивания гипса из пород пласта-коллектора; 1 — выщелачивание; 2,3 — смешение, 4 — растворимость в смесях вод сульфата кальция; цифры на кривых — минерализация сточных вод, г/л.

Данная методика позволяет количественно прогнозировать возможность выпадения сульфатных осадков. Однако, с практической точки зрения, основной задачей шестикомпонентного анализа является оперативное отслеживание повышения концентрации Ca ²⁺ в добываемой продукции. Пробы на шестикомпонентный анализ на скважинах осложненного фонда необходимо отбирать не реже раза в месяц, при беспроблемной эксплуатации. Эмпирическим методом определено, что для Омбинского месторождения концентрации ионов кальция свыше 300 мг/л свидетельствует о активном процессе солеотложения на поверхности корпуса и в рабочих органах ЭЦН. Как правило это сопровождается снижением производительности и напорно-расчетных характеристик погружного оборудования. В таких случаях, в зависимости от применяемой технологии защиты, предпринимаются соответствующие шаги, для предотвращения отказа погружного оборудования. Проводятся соляно-кислотные обработки УЭЦН, увеличивается дозировка реагента в электро-дозирующих установках (УДЭ). В случае, если используема технология защиты не позволяет увеличить интенсивность воздействия (например, погружные контейнеры, выработавшие свой ресурс или установки с рабочими органами из жидкокристаллических полимеров), может быть принято решение о смене технологии защиты. В конечном итоге все мероприятия направлены на достижение плановых показателей по наработке на отказ погружного оборудования.

На текущий момент самым эффективным методом защиты от солеотложения, из применяемых на Омбинском месторождении, согласно данным регулярных шестикомпонентных анализов добываемой продукции, является монтаж погружных контейнеров с твердым реагентом (КСТР). Основные преимущества данной технологии:

1) Отсутствие необходимости обслуживания в процессе эксплуатации, отсутствие дополнительных требований к обустройству кустовой площадки.

2) Высокая эффективность в наклонно-направленных скважинах с горизонтальным окончанием.

3) Наибольшая эффективность по предотвращению образования барита, так как реагент находится непосредственно на забое скважины.

4) Ресурс защиты позволяет перевыполнять плановые показатели по МРП и СНО.

На сегодняшний день по технологии КСТР защищено 30 % осложненного солями фонда, и это значение продолжает расти, в связи с увеличением числа вновь вводимых наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием, для которых технология погружных контейнеров является самой эффективной с технологической точки зрения. С экономической точки зрения КСТР так же являются самым выгодным предложением на рынке, по сравнению с прочими традиционными технологиями защиты от солеотложения. В качестве примера приведен расчет стоимости организации защиты с помощью ингибитора солеотложения Ипроден С-3 и погружного контейнера производства АО “Новомет-Пермь” на скважине с дебитом 100м ³ /сутки, в разрезе 720 суток эксплуатации, данные приведены в Таблице 1 [3].

Таблица 1

Расчет стоимости организации защиты от солеотложения в разрезе 720 суток на скважине с производительностью 100 м ³ /сутки

Таким образом, мы можем сделать вывод, что технология погружных контейнеров, на сегодняшний день, в реалиях Омбинского месторождения, является самой эффективной как с технологической, так и с экономической точки зрения. Основным методом контроля, за эффективностью применяемого метода, являются данные шестикомпонентного анализа продукции, отбираемого на регулярной основе. Применение технологии погружных контейнеров позволяет эффективно предотвращать преждевременные отказы УЭЦН, что в свою очередь обеспечивает достижение плановых показателей по МРП и СНО. В силу геологических характеристик и особенностей технологических решений, применяемых при разработке месторождения, данная технология незаменима для предотвращения осложнений, связанных с солями бария. При дальнейшем процентном увеличении технологии погружных контейнеров, к прочим методам защиты от солеотложения, сократятся издержки как на организацию защиты осложненного фонда, так и издержки, к которым приводят преждевременные отказы погружного оборудования.

Литература:

1. Доразведка и перспектива вовлечения в промышленную разработку пласта ЮС2 на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» / А. Г. Пасынков [и др.]. — Текст: непосредственный // Нефтяное хозяйство. — 2009. — № 11. — С. 36–38.
2. Определение стабильности водных сред. — Текст: электронный // Уфимское технико-технологическое предприятие: [сайт]. — URL:http://corrosion.su/definitions_of_stability_of_water_environments.php (дата обращения: 08.11.2020).
3. Соснин Е. А. Применение ингибиторной защиты глубинно-насосного оборудования добывающих скважин на месторождениях ООО " ЛУКОЙЛ-Пермь» // Инженерная практика. 2017. № 3. С. 10–15