№6, ИЮНЬ 2008
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Компания Baker Petrolite и ООО "РН-УфаНИПИнефть"предлагают передовые технологии закачки ингибиторов в пласт

В рамках проекта создания новых технологий по предотвращению солеотложений в добывающих скважинах компания Baker Petrolite (структурное подразделение Baker Hughes) совместно с ООО «РН-УфаНИПИнефть» в 2006-2008 гг. провела подготовительные исследовательские работы и серию закачек ингибиторов солеотложений в пласт на Приобском, Комсомольком и Восточно-Янгитинском месторождениях в Западной Сибири.

Хорошо известно, что для предупреждения солеотложений в скважинах широко применяется технология подачи ингибитора в пласт в той или иной модификации, зависящей от условий конкретного месторождения. Baker Petrolite имеет обширный опыт таких закачек в Северном море и на Ближнем Востоке и может обеспечить все стадии процесса - от подбора ингибитора до его промышленного применения. Общее число обработок, проведённых Baker Petrolite за последние пять лет, превышает 700. ООО «РН-УфаНИПИнефть», в свою очередь, достаточно давно занимается контролем над солеотложением на месторождениях Западной Сибири.

Упрощённая схема закачки ингибитора приведена на рис.1. Она проводится после остановки скважины, монтажа соответствующего оборудования, опрессовки и испытания на приёмистость. При этом выделяются три стадии. На первой закачивается жидкость предварительной промывки, обеспечивающая смачиваемость породы пласта. Затем подаётся раствор ингибитора солеотложений заданной концентрации, после чего происходит его вытеснение на необходимое расстояние от ствола скважины для обеспечения наиболее эффективного выноса ингибитора в процессе добычи и для защиты скважинного и нефтесборного оборудования.

После статического периода, обеспечивающего адсорбцию ингибитора на породе пласта, производятся освоение скважины, отбор проб воды и мониторинг.

Успеху внедрения новой технологии контроля солеотложений предшествовали развёрнутые научно-исследовательские работы, выполненные компанией Baker Petrolite и ООО «РН-УФАНИПИнефть» при участии института Hariot Watt (г. Эдинбург, Великобритания).

Эти работы включали:

1) Сбор и анализ данных по попутно добываемой воде и твёрдым осадкам с УЭЦН скважин Комсомольского месторождения. Изучение солевой агрессии вод при различных параметрах эксплуатации насосного оборудования.

Для расчёта тенденции к солеотложению при различных давлениях и температурах на нескольких скважинах Приобского месторождения использовался программный пакет Multiscale™ компании Petrotech. Моделирование проводилось в условиях, отражающих условия на забое, оценочные интервалы расположения погружных насосов на устье скважин.

2) Минералогические исследования керна с помощью ESEM (усовершенствованной технологии cканирующего электронного микроскопирования). На рис. 2 приведена фотография включения глин и его спектр EDX (спектроскопия рассеянного рентгеновского излучения).

3) Анализ совместимости ингибиторов солеотложения с пластовыми флюидами.

4) Проведение статических и динамических тестов эффективности ингибиторов.

5) Фильтрационные исследования на керновом материале Приобского, Комсомолького и Восточно-Янгитинского месторождений. Определение адсорбционно-десорбционных характеристик ингибирующих составов. Подбор реагентов, нейтральных к керновому материалу.

Состав добываемой воды Приобского месторождения, её высокая тенденция к солеотложению, склонность породы продуктивного пласта к набуханию и низкая проницаемость (5-20 мДарси) предъявляли особенно жёсткие требования к выбору ингибитора и составлению дизайна обработки.

Компания Baker Petrolite на основе данных, предоставленных ООО «РН-УфаНИПИнефть», провела обширные тестовые исследования по подбору эффективных и нейтральных к породе коллектора ингибиторов солеотложений. В результате были предложены вещества с различными химическими формулировками. Основными критериями, которым удовлетворяли выбранные ингибиторы, были оптимальные адсорбционные и десорбционные характеристики, низкие значения минимальной рабочей концентрации.

На основе полученных данных на программном комплексе Squeeze V(VI) было проведено моделирование основных параметров технологии. Был выработан оптимальный дизайн обработки: определены объёмы задавливаемых растворов и жидкости вытеснения, концентрация ингибитора. Критерием успеха стало увеличение наработки скважин до 365 суток и более.

Опытно-промысловые работы включали выбор скважин из числа уже находящихся в ремонте, моделирование закачек и динамики выноса ингибитора, оптимизацию объёмов растворов, подготовку растворов реагентов и техники, доставку их на объект, наблюдение за закачкой и соблюдением технологии.

Средняя наработка скважин до отказа по причине солеотложений до обработки составляла 30 суток (минимальная - девять суток). На момент написания статьи (апрель 2008 г.) все восемь обработанных скважин функционировали, их средняя наработка достигала 416 суток. Максимальный показатель одной из скважин со средней наработкой перед закачкой 17 суток составил на середину апреля 2008 г. более 480 суток (см. табл. 1). Дополнительная выручка равнялась в среднем 2,4 млн долларов, максимальная для скважины - 5,5 млн долларов.

Табл. 1. Основные показатели функционирования обработанных скважин

Характер выноса ингибиторов и анализ функционирования ЭЦН позволяют сделать благоприятный прогноз относительно ещё более продолжительной наработки скважин.

Пара слов и цифр о подписке: