Промывки скважин на Усть-Балыкском месторождении

ВВЕДЕНИЕ

На территории Ханты-Мансийского автономного округа добывается 60 процентов российской нефти. Каждая седьмая тонна -- результат работы юганских нефтянников... История ЮГАНСКНЕФТЕГАЗа началась в 1961 году с разработки Усть-Балыкского месторождения. В сентябре 1977 года на базе четырех нефтегазодобывающих управлений было создано ПО «Юганскнефтегаз», преобразованное в 1993 году в акционерное общество, вошедшее в состав одной из крупнейших вертикально-интегрированных компаний -- нефтяной компании «ЮКОС». В настоящее время ОАО «Нефтеюганск» разрабатывает 28 нефтяных месторождений с общим объемом извлекаемых запасов 1,6 миллиарда тонн. В 2000 году юганские нефтянники добыли 30,6 миллиона тонн «черного золота». В 2001 году объем добычи достигнет 36,3 миллиона тонн. Наиболее перспективные месторождения -- Приобское, Приразломное, Мало-Балыкское. Большое внимание компания «ЮКОС» уделял реализации социальных программ. В рамках действия корпоративной программы «Ветеран» пенсионеры, получая денежное вознаграждение, имеют возможность переехать в регионы с благоприятными климатическими условиями. В Нефтеюганском регионе компания инициировала и оказала финансовую поддержку Интернет-проектам «Медицина» и «Образование». Благодаря компании «ЮКОС» в ХМАО открыто 30 Интернет-классов. В 2001 году НК «ЮКОС» направила 5 миллионов долларов на строительство трех спортивных комплексов в Нефтеюганске, Пыть-Яхте и поселке Пойковский. Активное участие в реализации социальных проектов -- свидетельство того, что нефтяная компания пришла сюда всерьез и надолго.» В 2005 году в связи с некоторыми обстоятельствами добычу нефти продолжила компания «РОСНЕФТЬ»

Одной из основных проблем нефтедобывающей промышленности на протяжении многих лет является увеличение нефтеотдачи пластов и темпов разработки нефтяных залежей. Даже частичное их решение позволяет увеличить полноту выработки месторождений и значительно сократить затраты на добычу тонны нефти.

Около 90 % всех разрабатываемых месторождений РФ находятся на поздней стадии разработки, когда экономические условия эксплуатации месторождений требуют проведения мероприятий по увеличению продуктивности скважин и снижению обводненности добываемой продукции.

Решение задачи эффективной выработки запасов месторождений требует тщательного контроля за их разработкой и применения методов воздействия на пласт с целью регулирования выработки запасов. Разработка или подбор уже испытанных в других районах страны технологий ОПЗ скважин с учетом стадии разработки является необходимой и важной проблемой отрасли и требует решения применительно к каждому конкретному региону и даже месторождению.

1. Общие сведения о месторождении

Расположено к западу от г. Сургут, в долине Оби, около города нефтеюганск. Оно приурочено к Усть-Балыкскому и Солкинскому локальным поднятиям, выявленным сейсморазведочнымиработниками МОВ в 1959 г. в центральной части Пимского вала Сургутского свода. Простирание его субмеридиальное. Амплитуда АО отражающему горизонту «Б» равна 125 м. Вверх по разрезу она уменьшается и по отложениям талицкой свиты (палеоцен) составляет 15 м. На южной переклинали амплитуда равняется 45 м, но на севере изогипсы раскрываются в сторону Быстринского поднятия. Поисковое бурение в пределах Солкинского (скв. 61) иУсть-Балыкского (скв. 62) поднятий начато в 1960 г. Месторождение открыто в 1961 г. первой поисковой скважиной

№ 61.

2. Краткая геологическая характеристика месторождения

Фундамент вскрыт двумя скважинами и представлен серпентинитами. По породам фундамента развита кора выветривания мощностью до 10 м. На фундаменте и коре выветривания залегают породы низов тюменской свиты. Выше вскрыты верхнеюрские, меловые и падеогеновые отложения, неогеновые отсутствуют. и на породах журавской свиты (верхний олигоцен) залегают четвертичные осадки мощностью до 30 м. Общая мощность осадочного чехла Усть-Балыкского месторождения 3060--3300 м.

На месторождении выявлено 14 залежей нефти в пластах Ю2. БС19, БС10, БС9, БС8, БС5, БС4 БС4, БС4 БС2-3 БС1 и АС7 (рис. 91, 92) на глубинах от 1920 до 2696 м. Кроме того, зафиксированы нефтепроявления в пластах Ю₀, БС₂₀, БС₂₁ и БС₇ (юрские, валанжинскпе и барремские отложения).

3. Характеристика продуктивных пластов

Залежь пласта Ю -(нижний келловей) приурочена к верхам тюменской свиты. Пласт выражен чередованием песчанн-ков, алевролитов и глин Покрыш-кой залежи являются гли-нистые породы абалакской, баже-новской и низов мегионской свит общей мощностью 80--120 м.

Дебит нефти в скв. 532 составил 7--15 м³/сут при динами ческом уровне 700 м. В скв. 61 на Солкинской площади в пласте Ю₂ зафиксировано нефтепроявление.

Залежь массивная, с возможными литологическими экранами, малодебитными, С коллекторами норового типа.

Залежь пласта БС₁₉ (берриас) относится к ачимовской толще мегионской свиты. Пласт представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Песчаники часто замещаются глинами. Открытая пористость их 15--20%, проницаемость 1,5--26,4 мД. Покрышкой залежи служат глинистые породы мегионской свиты мощностью 140--150 м.

При испытании пласта на Усть-Балыкском поднятии в скв.76 из интервала

2499 -2517 м при динамическом уровне 1240 м получено 16 м³/сут нефти.

При испытании отмечались кратковременные выбросы нефти дебитом до 600 м³/сут. Водонефтяной контакт условно проводится на абсолютной отметке --2500 м. Высота залежи -- около 75 м.

Залежь пластовая, осложненная литологическим экраном, малодебитная, с коллекторами порового, возможно трещинного типа.

Залежь пласта БС₁₀ восточная (валанжин) приурочена к верхам мегионской свиты. Пласт развит в пределах восточного и юго-восточ-ного склонов поднятия и представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин, количество которых увеличивается к своду поднятия. На крыльях Усть-Балыкской структуры отмечается глинизация кровли его. Открытая Пористость песчаников в среднем равна 23%, проницаемость -- 460 мД. В западном направлении в его составе отмечается увеличение прослоев глинистых пород и ухудшение коллекторских свойств до полного замещения песчаников гдинами. На западном склоне поднятия пласт БС₁₀ снова появляется в песча-нных фрациях Покрышкой належи служат глинистые породы чеускинской пачки мощностью до 30 м. Глины однородные, тонкоотмученные.

Добиты нефти через 8-мм штуцер равны 1,3--65 м³/сут, пластовое давление - 243 кгс/см². Температура в залежи изменяется от 74 до 78° С в северо-восточном направлении. Дебиты нефти увеличиваются к восточной части ловушки вследствие улучшения коллекторских свойств песчаников. Водо-нефтяной контакт определен на абсолютной отметке--2395 м. Высота залежи -- 100 м. Водонефтяной контакт проходит на 25 м ниже замыкающей изолинии по кровле пласта. Залежь удерживается литологическим барьером.

Залежь пластовая, осложненная литологическим барьером вверх по вос-танию и по простиранию пласта, среднедебитная, с коллекторами порового типа. На юге она объединяется с Мамонтовским месторождением. Нефть и пласте БС₁₀ нафтеново-ароматическо-метановая.

Плотность нефти увеличивается от наиболее приподнятых участков ловушки к водонефтяному контакту от 0,881 до 0,885 г/см³. В этом же направлении уменьшается газовый фактор от 60 до 50 м⁸/т, увеличивается содержание серы от 1,0 до 1,47%, суммы силикагелевых смол и асфальтенов -- от 10 до 12%.

3алежь пласта БС₁₀ северо-западная (валанжин) приурочена к верхам мегионской свиты и распространена в северо-западной части Солкинского поднятия. Пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Незначительные притоки нефти из пласта БС₁₀ получены в скв. 81. Водонефтяной контакт условно проводится на абсолютной отметке --2300 м.

Высота належи около 20 м. Коэффициент заполнения ловушки нефтью равен единице. Залежь пластовая, осложненная литологическим экранов вверх по восстанию, малодебитная, с коллекторами порового типа. Залежь пласта БС₁₀ западная (валанжин) приурочена к верхам мегионской свиты и распространена в пределах северо-западной части Усть-Балыкского поднятия. Пласт представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Небольшие притоки нефти из пласта БС₁₀ получены в скв. 502. Водонефтянойконтакт ориентировочно проводится на абсолютной отметке --2300 м. Высота залежи -- около 15 м. Коэффициент заполнения ловушки нефтью равен единице. Залежь пластовая, осложненная литологическим экраном вверх по восстанию, малодебитная, с коллекторами порового типа. Залежь пласта БС₉ (валанжин) приурочена к низам вартовской свиты Пласт представлен алевролитами с прослоями песчаников. Количество последних увеличивается к своду Усть-Балыкского поднятия. В северном направлении отмечается глинизация пласта. Залежь имеется только в пределах Усть-Балыкского поднятия. Покрышкой служит пласт глин мощностью 20--30 м.

Дебит нефти в скв. 63 при работе на 9-мм штуцере равен 48 м³/сут. Пластовое давление -- 225--229 кгс/см², температура -- 71° С, газовый фактор -- 114 м³/т. В скв. 80 из пласта поднят керн с нефтью. Водонефтяной контакт условно проводится на абсолютной отметке --2196 м. Высота залежи -12 м.

Залежь пластовая, сводовая, осложненная литологическим экраном по .простиранию пласта, средне дебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС₈ (валанжин) приурочена к тепловской пачке вартовской свиты. Залежь имеется только в пределах Солкинского поднятия. На Усть-Балыкской структуре несмотря на более высокое залегание пласта нефти не зафиксировано. Пласт представлен песчаниками с прослоями глин и известняков. Покрышкой залежи служит пласт глин вартовской свиты мощностью до 20 м.

В скв. 69 и 70 при переливе из пласта получено 0,12--2,4 м³/сут нефти и1.8--13.0 м*/сут воды. Водонефтяной контакт определяется на абсолютной отметке --2193 м. Высота залежи -- около 10 м.

Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, малодебитная, с коллекторами первного типа.

Залежь пласта БС₅ (готерив) залегает в низах устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт представлен мелкозернистыми полимиктовыми песчаниками с линзовиднымп прослоями глин. Открытая пористость песчаников-- 22--25%, проницаемость -- до 300 мД. Покрышкой залежи служит пласт глин мощностью 5 --12 м. Пласт нефтенасыщен только на Усть-Балык-ском поднятии.

Дебит нефти при работе на 10-мм штуцере колеблется от 11 до 220 м³/сут. Пластовое давление равно 213.7 кгс/см², температура -- 69,5° С. Водонефтяной контакт проводится на абсолютной отметке --2073 м. Высота залежи -- 6-10 м.

Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, средне- и высокодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС4"(готерив)приурочена к небольшой линзе песчаников мощностью 2 м устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт распространен в сводовой части Усть-Балыкского поднятия. Приток нефти из пласта отмечен в скв. 63 при совместном испытании с пластами БС₄ и BС4 Водонефтяной контакт условно проводится на абсолютной отметке --2080 м. Высота залежи -- около 20 м.

Залежь пластовая с литологическим экраном со всех сторон.

Залежь пласта БС₄ (готерив) заключена в небольшой линзе песчаника мощностью 1,5 м в сводовой части Усть-Балыкского поднятия. Нефть получена в скв. 63 при совместном испытании с пластами БС₄ и BС4". Залежь пласта БС₄ (готерив) приурочена к средней части разреза устьбалыкской пачки вартовской свиты.

Пласт представлен мелко- и средне-зернистыми песчаниками. Открытая пористость их -- до 22%, проницаемость-- 200--1200 мД. Покрышкой залежи является глинистый пласт вартовской свиты мощностью до 10 м. Залежь имеется только в пределах Усть-Балыкского поднятия.

Дебиты нефти при работе на 8-мм штуцере равны 65--200 м³/сут, пластовое давление -- 210--216 кгс/см², температура -- 63--66° С. газовый фактор -- 22--30 м³/т, давление насыщения газа в нефти равно 40 кгс/см². Водонефтяной контакт проводится на абсолютной отметке --2073 м. Высота залежи -- 28 м.

Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами перового типа.

Залежь пласта БС₂_₃ (готерив) приурочена к верхам устьбалыкской пачки вартовской свиты. Залежь имеется только в пределах Усть-Балыкского поднятия. Пласт представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками с прослоями глин. В северном направлении в средней части пласта появляется выдержанная глинистая перемычка мощностью 2--5 м. Местами в кровле пласта БС₂_₃ отмечаются плоские окатанные гальки глинистых пород. Открытая пористость песчаников равна 20--25%, проницаемость -- до 1000 мД. Покрышкой залежи служит пласт глин вартовской свиты мощностью до 10 м.

Дебиты нефти через 8-мм штуцер равны 120--200 м³/сут. пластовое давление -- 207--217 кгс/см², температура -- 65--68° С, газовый фактор изменяется в пределах 40--45 м³/т и увеличивается к своду поднятия. Давление насыщения газа нефтью -- 86,5 кгс/см². Водонефтяной контакт определяется на отметке --2079 м. Высота залежи -- 73 м.

Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами норового типа.

Залежь пласта БС₁ (готерив) приурочена к устьбалыкской пачке вартовской свиты (рис. 91). Пласт развит в пределах всего поднятия и представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками с линзовидными прослоямп глин. Встречается в основании пласта плоская окатанная галька глинистых пород диаметром до 1 см. Открытая пористость песчаников -- 20--25%, проницаемость -- 300--1000 мД. К крыльям поднятия отмечаются увеличение прослоев глинистых пород и ухудшение коллекторских свойств. Покрышкой залежи служат глинистые породы пимской пачки мощностью до 35 м. Глины представлены тонкоотмученными и алевритистыми разностями, в которых отмечается (в низах пачки) повышенное содержание смешанно слойных минералов.

Дебиты нефти через 8-мм штуцер равны 90--200 м³/сут, пластовое давление -- 214--217 кгс/см². Дебиты нефти увеличиваются к сводовой части ловушки за счет лучшей отсортированности обломочного материала. Водонефтяной контакт определен на абсолютной отметке 2076 м. Залежь единая на Сол-кинской и Усть-Балыкской структурах. Высота ее -- 85 м, коэффициент заполнения ловушки близок к единице.

Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа. Нефть в пласте БС1 нафтеново-ароматическо-метановая. Плотность ее увеличивается от наиболее приподнятых участков ловушки к водонефтяному контакту от 0,875 до 0,895 г/см³. В этом же направлении уменьшается газовый фактор от 45--50 до 30--35 м³/т, увеличивается содержание серы от 1,22 до 1,7%. Сумма силикагелевых смол и асфальтенов увеличивается с запада на восток независимо от структурного плана от 10 до 15--16%.

Температура в пределах залежи на Усть-Балыкском поднятии изменяется от 65 до 68° С в направлении от наиболее приподнятой части ловушки к опущенной. На Солкинском поднятии температура уменьшается с юго-запада на севере восток от 70 до 66" О.

3алежь пласта АС₇ (баррем) относится к средней пачке верхней подсвиты вартовской свиты. Пласт развит только в сводовой части Солкинского подпиши и представлен мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевро-литов и глин.

Открытая пористость песчаников -- 21--25%, проницаемость -- 40-468 мД. Покрышкой залежи служит пласт глин вартовской свиты мощностью от 3 до 10 м.

Дебит нефти в скв. 70 при работе на 6-мм штуцере составил 44 м³/сут. Пластовая температура равна 61,5° С. Водонефтяной контакт условно определяется на абсолютной отметке -- 1900 м. Высота залежи -- около 10 м.

Залежь пластовая, осложененная литологическим экраном вниз по падению, средне дебитная, с коллекторами порового типа.

4. Свойства пластовых жидкостей и газа

Физические свойства нефти варьируют в значительных пределах. Важное значение для характеристики имеют : плотность, вязкость, люминисценция, цвет, запах и другие.Плотностью нефти , как и плотностью любого тела, называется масса нефти в единице объема. Плотность нефти колеблется в среднем от 0.75 до 1.00 при температуре 20 градусов и зависит от состава нефти. Коэффициент усадки - величина (в процентах) уменьшения объема 1 м3 нефти , извлеченной из пласта и перемещенной в условиях нефтехранилища. Усадка нефти происходит за счет остывания нефти, а также за счет удаления газа. Вязкость - это способность жидкости сопротивляться течению. Чем выше вязкость жидкости , тем медленнее она течет , и наоборот. Например легкие нефти очень подвижные, а тяжелые - очень вязкие и иногда переходят в полутвердые вещества. Люминисценция - это холодное свечение вещества , вызванное различными причинами. Люминисценция вещества под действием света называется фотолюминисценцией . Последний вид люминисценции делится на два подвида : флюорисценцию и фосфоресценцию. Флюорисценцией называют свечение вещества непосредственно при его облучении; если же после прекращения облучения вещество продолжает светиться, то это явление называют фосфоресценцией. Все нефти в большей или меньшей степени флюоресцируют. Наиболее флюрисцирующими являются ароматические нефти. Цвет флюорисценции серых нефтей изменяется от желтого до зеленого и синего. Это свойство используют для определения следов нефти в породах, проходимых скважинами, при так называемой люминисцентно-битумилогической съемке, при поисково- разведочных работах. Под оптической активностью понимают способность органических веществ, присутствующих в нефтях, вращать плоскость поляризации света. Она обусловлена обусловлена присутствием в молекуле вещества ассиметричного атома углерода, то есть атом, все валентности которого насыщены различными атомами или радикалами. Присутствие в нефти оптически активных веществ считается , как правило , одним из доказательств органического происхождения нефти, поскольку оптически активные вещества не могут быть синтезированы органическим путем. Теплотворная способность - это количество теплоты , выделяющееся при полном сгорании определенного количества вещества. Например, при полном сгорании 1 кг нефти выделяется 10340-10914 ккал, а при полном сгорании 1 м3 газа - 8900 ккал.

5. Причины появления солеотложений

Возрастание фактической концентрации ионов (первое условие образования перенасыщенных растворов) возможно под влиянием нескольких процессов.

Во-первых, концентрация повышается при испарении (вообще при удалении) растворителя -- воды. Во-вторых, она может повыситься при смешении вод разного состава. До смешения каждая из вод была стабильной, однако после смешения могут наступить такие условия, что произведение концентраций некоторых ионов в воде-смеси превысит произведение растворимости соответствующего соединения, и оно начнет выпадать в осадок. Воды, склонные к образованию осадков при смешении, называются «несовместимыми». В-третьих, обогащение подземных вод некоторыми ионами происходит за счет растворения (выщелачивания) горных пород, а также растворения в воде газов, находившихся ранее в свободном состоянии или растворенных в нефти.

Снижение произведения растворимости (второе условие образования перенасыщенных растворов) происходит в результате трех процессов. Во-первых, на него влияет изменение температуры и давления, происходящее в подземных пластах, скважинах и наземных коммуникациях в процессе разработки залежей нефти, подъема и транспортировки продукции. Во-вторых, может оказывать влияние дегазация воды, происходящая при изменении термобарических условий. В-третьих, раствори-мость данного вещества может снижаться при изменении общей минерализации и содержания в воде ионов, не входящих в состав данного вещества.

Таким образом, основное условие солеотложения -- это образование перенасыщенных растворов попутной воды. Конкретными причинами выпадения солей в осадок служат следующие процессы: 1) испарение, 2) смешение несовместимых вод, 3) растворение горных пород и газов, 4) изменение термобарических условий, 5) дегазация воды, 6) изменение общей минерализации воды. Все указанные процессы рельно происходят в нефтепромысловой практике, оказывая свое влияние на солеотложение. Их появление зависит от начальных геологических условий месторождения и осуществляемой системы разработки и по-разному сказывается на различные соли. Так, осадки сульфатных солей образуются главным образом под влиянием смешения несовместимых вод и растворения гипса из горных пород. Карбонаты выпадают в осадок в основном в результате изменения термобарических условий, дегазации воды, разбавления растворов пресной водой, а также смешения несовместимых вод. Главная причина осаждения хлорида натрия -- испарение воды и снижение температуры раствора.

Весьма большую роль в формировании и выпадении неорганических солей в осадок играют процессы смешения несовместимых вод. Каждая из смешивающихся вод имеет свою гамму химических веществ и может быть стабильной в данных термобарических условиях, однако при их смешении смесь часто оказывается перенасыщенной тем или другим веществом, которое начинает выпадать в осадок при неизменных температуре и давлении.

Типичными схемами химических реакций, которые происходят при смешении несовместимых вод и могут приводить к образованию твердых осадков, следующие:

СаС1₂ + Na₂S0₄ = CaS0₄| + 2NaCl, СаС1₂ + MgS0₄ = CaS0₄| + MgCl₂, SrCl₂ + Na₄S0₄ = SrS0₄j + 2NaCl₂, SrCl₂ + MgS0₄ = SrS0₄| + 2MgCl₂, BaCl₂ + Na₂S0₄ = BaS0₄J + 2NaCl, BaCl₂ + MgS0₄ = BaS0₄| + MgCl₂, CaCI₂ + 2NaHC0₃ = CaC0₃| + 2NaCl + C0₂ + H₂0, MgCl₂ + 2NaHC0₃ = MgC0₃j + 2NaCl + C0₂ + H₂0.

Возникающие в результате указанных реакций плохо растворимые сульфаты кальция (гипс и ангидрит), стронция (целестин), бария (барит), карбонаты кальция (кальцит) и магния далеко не исчерпывают всех осадков, но они преобладают в большинстве случаев.

Второй, не менее важной причиной образования нестабильных перенасыщенных растворов и выпадения осадков служит изменение термобарических условий и связанное с ним испарение воды, выделение газов и т. д. В этом случае в воду не вносят никаких дополнительных компонентов, однако в исходном растворе либо увеличивается фактическая концентрация вследствие испарения воды, или снижается произведение растворимости с изменением термобарических условий. Например, при движении воды и нефти в скважине и поверхностных коммуникациях происходит снижение температуры по сравнению с пластовой. Это может явиться причиной выпадения осадков сульфата бария, растворимость которого существенно уменьшается с понижением температуры. Растворимость карбоната кальция существенно зависит от парциального давления двуокиси углерода СО2. Уменьшение содержания ее в воде вследствие дегазации воды при снижении давления ниже давления насыщения или вследствие растворения СО2 в нефти может явиться причиной образования осадка карбоната кальция в подъемных трубах и выкидных линиях скважин. Изменение термобарических условий при подъеме жидкости (и прежде всего снижение температуры) -- причина выпадения в осадок хлористого натрия (поваренной соли), двуокиси кремния (кремнезема), металлического свинца и ряда других веществ, встреченных при эксплуатации некоторых нефтяных месторождений.

Наконец, даже простое разбавление некоторых растворов пресной водой может быть причиной выпадения в осадок некоторых солей, в частности карбонатов кальция.

Таким образом, для понимания конкретных причин солеот-ложения и обоснованных прогнозов возможности образования нестабильных растворов, из которых могут выпадать твердые осадки, необходимо знать как химический состав промысловых вод, так и растворимость различных солей в этих водах. Определение химического состава промысловых вод в лабораториях не встречает затруднений, однако следует помнить, что в большинстве случаев определяют состав исходных вод (закачиваемой и пластовой) и попутной воды, из которой уже выделилось некоторое количество осадка. Фактический состав воды, формирующийся в нефтяном пласте в результате смешивания закачиваемой воды с пластовой и взаимодействия с породами и нефтью, достоверно не известен и может только прогнозироваться с той или иной долей вероятности. Большие затруднения возникают при определении равновесной концентрации (произведения растворимости) различных веществ в сложных промысловых водах. Растворимость солей зависит от химического состава и рН раствора, температуры, давления, газового состава и многих других факторов. Имеющиеся экспериментальные определения растворимости не охватывают всего диапазона изменений этих условий, присущих промысловым водам.

6. Существующие методы борьбы с солеотложениями

Общепринятой классификации способов предупреждения отложения неорганических солей нет.

В настоящее время находятся в стадии испытания и внедрения следующие способы борьбы с отложениями солей: технологические; химические; физические и комбинированные. К технологическим способам могут быть отнесены: выбор вод для заводнения продуктивных пластов совместимыми с пластовыми; селективная изоляция или ограничение притока воды в добывающих скважинах, регулирование профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации нарушений в цементном кольце и обсадной колонне, применение раздельного отбора и сбора жидкости, изменение направления фильтрационных потоков и т. д. При этом предупреждение отложения солей достигается за счет ограничения или исключения возможности смешения вод различного состава. Предупреждение отложения солей достигается обработкой воды различными ингибиторами солеотложения, реагентами.

Ингибиторы солеотложения делятся в основном на три типа в зависимости от механизма их действия.

Хелаты -- вещества, способные «связывать» ионы кальция, бария или железа и препятствовать их реакции с ионами сульфата и карбоната. Высокая эффективность от применения этих веществ может быть получена при дозировке их в стехиометрических количествах. При больших значениях перенасыщения применение этих ингибиторов экономически не оправдывается.

К физическим способам предупреждения отложения неорганических солей могут быть отнесены -- обработка воды магнитным полем, акустическое воздействие, применение защитных: покрытий и др.

Общепринятой классификации способов предупреждения отложения неорганических солей нет.

В настоящее время находятся в стадии испытания и внедрения следующие способы борьбы с отложениями солей: технологические; химические; физические и комбинированные.

7. Выбор метода борьбы с солями

Многолетний опыт борьбы с отложениями неорганических солей показал, что наиболее эффективны методы, основанные на предупреждении отложения солей. При этом правильный выбор метода может быть сделан лишь на основе тщательного изучения гидрохимической и термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам, с выявлением основных причин, вызывающих перенасыщение попутно добываемых вод солеобразующими ионами, поскольку выпадение и отложение неорганических солей зависит от условий, при которых нарушается химическое равновесие системы, т. е. при переходе водных растворов солей в состояние перенасыщения.

Перенасыщение системы может быть вызвано изменением температуры, давления, а также смешиванием растворов солей различного состава с образованием нового раствора, в котором содержание ионов слаборастворимых солей оказывается в избытке.

Формирование твердых отложений на поверхности оборудования зависит также от свойств подложки, электрокинетических и других физико-химических явлений, происходящих на поверхности раздела фаз.

В реальных условиях многие явления проявляются одновременно, что усложняет исследование процесса формирования отложений в целом.

Существенные затруднения в выявлении причин выпадения солей исследователи испытывают также из-за отсутствия систематической информации по гидрохимическим и гидрогеологическим изменениям по конкретным месторождениям, находящимся в разработке в течение уже длительного времени.

Особую важность имеет вопрос выбора источников водоснабжения и способов подготовки воды, используемой для заводнения с учетом особенностей взаимодействия закачиваемой воды с породами продуктивного пласта.

Устранение услажненых отложений методом изменения конфигурации скважинного оборудования.

Метод электровоздействия на продуктивный пласт основан на эффекте необратимой перестройки структуры порового пространства среды под действием электрического тока в специальных режимах, определяемых геолого-физическими условиями продуктивного пласта и насыщающих его флюидов. Этот метод применяется на скважинах где удаление отложений затруднено традиционными способами. На нефтяных скважинах технология применена уже на сотнях скважин различных месторождений не только России, но и стран СНГ (Азербайджан, Туркмения, Казахстан, Белоруссия) и дальнего зарубежья (Ливия, Италия, США и др.). Результаты проведенных исследований сводятся к следующему: дебит скважин по нефти увеличивается в 1,2 - 2,0 раза; обводненность скважин снижается на 20 - 50%. По своей физической сущности - работа электрического поля - метод будет эффективен при обработке глиносодержащих коллекторов, при интенсификации работы нагнетательных (водозаборных) скважин с целью повышения их продуктивности. Обработка скважин производится с использованием специальной установки, работающей либо от промысловой электросети (трансформатор или ЛЭП), либо от дизель-генератора, установленной либо на базе автомобиля, либо транспортируемой самостоятельным блоком (на прицепе). Время обработки одной скважины составляет 6-20 часов, потребляемая мощность - 100-400 кВт. Операция по электрообработке осуществляется без проведения спуско-подъемных операций (через обсадную колонну). Одна установка, обслуживаемая 2-3 специалистами, способна обрабатывать до 100 скважин в год, при этом, при необходимости, возможна повторная обработка скважины. Виброакустические методы предназначены для обработки (с использованием скважинного оборудования) как призабойной зоны нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин, так и отдаленных частей пласта, а также проведения ремонтно-профилактических работ на скважинах, оборудованных ШГН - расклинивания колонны штанг, разрушения «пробок» (асфальто-смолистых и парафиновых отложений) и восстановления циркуляции жидкости. Оборудование позволяет также вести обработку магистральных, распределительных и внутрипромысловых трубопроводных систем сбора, подготовки и транспорта жидких и газообразных углеводородов. Принцип действия установок основан на возбуждении в самом потоке и в трубопроводах мощных акустических полей, которые вызывают ряд физических эффектов взаимодействия объектов облучения с акустическими волнами. Повышение текучести происходит за счет изменения реологических и гидродинамических свойств как самого продукта (нефть, газ и др.), так и коллектора (пласт, трубопровод). Применяемое скважинное оборудование включает в себя излучатель и источник питания. Технология прошла апробацию на десятках скважин Западной Сибири. Обобщение результатов работ свидетельствует о повышении дебитов скважин на 20-40% и выше, восстановлении циркуляции и вызова притока, в том числе на газоконденсатных скважинах и скважинах с высоким газовым фактором.

Институтом "НИПИнефть" разработана технология удаления карбонатных и гипсовых солей с нефтепромыслового оборудования при ремонте скважин с использованием растворов бишофита с добавками соляной кислоты, 3 или 5% концентрации. Бишофит по своим физико-химическим свойствам является близким аналогом хлористого кальция, содержит в основном хлористый магний, поэтому полностью совместим о пластовой водой любой минерализации. Разработанные на основе бишофита составы обладают достаточно высокой растворяющей и диспергирующей способностью. Отложения неорганических солей в эксплуатационных скважинах представляет собой проблему, решение которой связано со значительными затратами. Эти отложения не только снижают дебиты скважин, но и ухудшают работу оборудования, ведут к. выходу его из строя. Применение хвостовиков, устанавливаемых ниже приема скважинного штангового насоса.

При эксплуатации скважин, оборудованных хвостовиками, в стволе скважины ниже приема насоса вода не скапливается, за счет этого снижается противодавление на пласт, улучшается приток жидкости к забою скважины и исключается возможность отложения неорганических солей на стенках обсадной колонны и в результате значительно уменьшаются затраты на восстановление режима работы скважины.

Предотвращение солеотложений методом ингибирования.

Ингибиторы солеотложения делятся в основном на три типа в зависимости от механизма их действия.

Хелаты -- вещества, способные «связывать» ионы кальция, бария или железа и препятствовать их реакции с ионами сульфата и карбоната. Высокая эффективность от применения этих веществ может быть получена при дозировке их в стехиометрических количествах. При больших значениях перенасыщения применение этих ингибиторов экономически не оправдывается.

Ингибиторы «порогового» действия -- вещества, добавление в минимальных количествах которых в раствор препятствуют зарождению и росту кристаллов солей и, следовательно, накоплению их на поверхности оборудования.

Кристаллоразрушающие ингибиторы не препятствуют кристаллизации солей, а лишь видоизменяют форму кристаллов.

Следует отметить, что такое деление ингибиторов по предполагаемому механизму действия весьма условное.

Независимо от механизма действия к ингибиторам отложения солей предъявляются требования, которые определились в ходе проведения опытно-промышленных работ и широкого внедрения химических реагентов в нефтепромысловой практике.

Ингибитор отложения солей не должен: повышать коррозионную активность среды -- пластовой, сточной, попутно добываемой и пресной вод;

способствовать повышению стойкости водонефтяной эмульсии и снижению эффективности применяемых деэмульгаторов; оказывать отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти, а также ухудшать качество продуктов переработки.

Ингибитор также должен:

быть безопасным при практическом использовании и не оказывать отрицательного влияния на окружающую среду;

количественно определяться в слабых растворах простыми, доступными для промысловых лабораторий, методами;

обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при малых дозировках;

сохранять стойкость и способность предупреждать отложение солей при температуре среды до 200--250 °С;

хорошо растворяться в высокоминерализованной воде с высоким содержанием кальция;

обладать универсальностью действия, т. е. иметь способность предупреждать отложение солей различного типа -- сульфатов кальция и бария, карбонатов кальция;

быть технологичным в практическом применении, в различных климатических условиях, т. е. должен иметь сравнительно низкую температуру застывания, желательно до --50 °С, и обладать текучестью при таких низких температурах.

Вполне понятно, что получение ингибитора солеотложения, полностью удовлетворяющего указанным требованиям, -- не простое дело, тем не менее при создании новых типов ингибиторов эти требования должны быть максимально учтены.

Не случайно поэтому многие ингибиторы, в том числе и выпускаемые в последние годы за рубежом, представляют собой сложные композиционные составы, состоящие из веществ, обладающих высокими ингибирующими свойствами, так называемого «активного начала», соответствующих растворителей и добавок, улучшающих технологичность в применении реагента.

Иногда в состав ингибитора вводят несколько типов веществ для получения универсального действия по отношению к неорганическим солям различного состава.

В качестве основного вещества используют большое число различных соединений, к наиболее распространенным из которых можно отнести неорганические фосфаты (гексаметафосфат натрия, триполифосфат натрия, полиметаллические фосфаты и т. д.), фосфорорганические соединения (кислоты и их соли), полимерные соединения и др.

По своей химической природе потенциальными ингибиторами солеотложений могут быть неионогенные полифосфаты, производные сульфокислот, органические производные фосфоновой и фосфорной кислот, низкомолекулярные поликарбоно-вые кислоты, полимеры и сополимеры карбонатных кислот типа акриловой или малеиновой, различные композиции перечисленных соединений.

Ассортимент ингибирующих соединений настолько велик, что в рамках данной работы не представляется возможным даже перечислить их. Предполагается выпуск справочной литературы по ассортименту химических продуктов, применяемых в нефтедобывающей промышленности. Первая систематизация известных структур ингибиторов отложения неорганических солей с учетом данных ведущих зарубежных фирм была сделана в работе [35].

На основе различий химического строения ингибиторы отложения неорганических солей были разделены на две большие группы:

однокомпонентные (подразделены на анионные и катионные), представленные определенным типом химического соединения;

многокомпонентные ингибирующие композиции (смеси различных ингибиторов, и когда один из компонентов смеси не является ингибитором).

Выбор того или иного ингибитора осуществляется экспериментальными исследованиями применительно к условиям, конкретных месторождений.

В процессе испытания устанавливается принадлежность реагента к классу ингибиторов солеотложений, его специфичность действия на определенный вид солевого осадка, концентрация рабочего раствора и его дозировка, а также другие технологические свойства.

Одновременно с этим необходимо апробировать методику контроля за содержанием ингибитора в водах конкретных нефтяных месторождений.

Положительные результаты всех видов лабораторных опытов в соответствии с требованиями, изложенными в приведенной схеме, являются основанием для проведения опытно-промысловых испытаний, по результатам которых дается окончательное заключение о целесообразности промышленного внедрения ингибитора по наиболее приемлемой технологии его применения.

При кислотных обработках скважин возможны опасные ситуации, обусловленные высоким давлением вытеснения кислоты и пласт, гидравлическими ударами, возникающими в обвязке агрегатов и оборудовании, значительной вибрацией линий.

Для обеспечения безопасности ведения работ при кислотной обработке скважин необходимо строго выполнять следующие правила.

Кислотная обработка должна осуществляться специально подготовленной бригадой под руководством мастера или другого инженерно-технического работника.

Работники бригады должны быть обеспечены защитными редствами, предусмотренными при работе с кислотой.

Емкости для хранения кислоты на базисных складах должны быть снабжены поплавковыми уровнемерами и переливными трубами для отвода избытка кислоты.

Емкости базисных складов должны быть оборудованы перекачивающими средствами для слива кислоты из цистерн и налива ее в передвижные емкости (автоцистерны).Соляная кислота должна храниться в стационарных емкостях с антикоррозийным покрытием.

Сальники насосов для перекачки должны быть закрыты специальными щитками, которые можно снимать только во время ' ремонта.

Слив кислот из бидонов в емкости (автоцистерны) должен быть механизирован.

Сосуды, предназначенные для хранения и транспортирования кислот, должны быть герметичными, а установленные на сосудах вентили -- кислотостойкими.

Бутыли с кислотами должны храниться, перевозиться и переноситься в плетеных корзинах или деревянных ящиках с ручками.

На крыше мерника, используемого для приготовления раствора кислоты, должно быть не менее двух отверстий: одно для залива кислоты, другое для отвода ее паров.

У отверстий должны иметься козырьки или защитные решетки.

Для выливания кислоты из бутылей в мерник должна быть оборудована удобная площадка, позволяющая работать на ней двум рабочим. Переносить бутыли необходимо по трапам с перилами.

При отсутствии насосов для закачки кислоты в мерник разрешается подавать кислоту в бутылях. При приготовлении солянокислотного раствора неразбавленную кислоту следует вливать в воду, а не наоборот.

До закачки раствора кислоты в скважину коммуникация от агрегата до заливочной головки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки раствора кислоты в скважину.

При необходимости ремонта коммуникаций следует прекратить закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а коммуникации промыть водой.

На месте работы с кислотой должен быть необходимый за- пас воды.

После окончания работ по закачке кислоты в пласт все оборудование и коммуникации следует тщательно промыть водой.

Кроме выполнения указанных правил необходимо иметь специальные кислотные склады, обеспечивающие безопасный прием, хранение и разлив кислоты, специальные автоцистерны для перевозки кислоты, оборудование для приготовления кислотных смесей.

Требования безопасности при работе с эмульгатором РХП-60.

· Эмульгатор РХП-60 является горючим веществом. По токсичности, в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76 продукт относится к 4 классу малоопасных веществ.

· Действие эмульгатора на организм человека: при многократном воздействии на кожу эмульгатор вызывает выраженный дерматит. Обладает кожно-резорбтивным действием.

· Чистота воздуха в рабочем помещении обеспечивается приточно-вытяжной вентиляцией, а в аварийных случаях - аварийной. > Индивидуальными средствами защиты кожи от раздражающего действия продукта служат резиновые перчатки, спецодежда, защитные очки. Лица, работающие с эмульгатором Синол ЭМ должны проходить предварительные и периодические медосмотры.

· В качестве средств пожаротушения при загорании эмульгатора РХП-60 необходимо использовать химическую пену, состав СЖБ, углекислый газ.

· Персонал, работающий с растворителями и эмульгаторами, должен пройти обучение, согласно требований «Единой системы управления охраной труда в нефтяной промышленности» и настоящей инструкции. > Закачка эмульсии производится под руководством ответственного лица из числа ИГР, по разработанному плану, утвержденному и согласованному с геологической службой и руководством НГДУ.

· Обязательным условием безопасного проведения работ является опрессовка нагнетательной линии на 1,5 кратное максимальное рабочее давление.

· Во время закачки эмульсии в скважину, на месте производства не должны находиться посторонние люди.

· Во время закачки эмульсии запрещается устранять утечку, производить ремонт насосов, агрегатов, автоцистерн и другого оборудования. Работы производить только в индивидуальных средствах защиты. Звено по закачке эмульсии должно быть обеспечено медицинской аптечкой и емкостью с чистой водой, не менее 10 литров. Обслуживающий персонал, имеющий контакт с растворителями и ингибиторами-эмульгаторами, должен подвергаться предварительным и периодическим медицинским осмотрам.

· ПДК эмульгатора в воздухе рабочей зоны составляет 100 мг/м3; ПДК для стабильного бензина - 300 мг/м3.

· При попадании эмульгатора или растворителя, удалить его ватным тампоном и обильно промыть водой.

· При отравлении парами ингибиторов или растворителей, пострадавшего необходимо вывести из загазованной атмосферы. При потере сознания необходимо придать пострадавшему горизонтальное положение с опущенной головой, дать понюхать ватный тампон, смоченный нашатырным спиртом.

· С целью охраны окружающей среды от загрязнения, необходимо особое внимание уделять вопросам герметизации устьевого оборудования и не допускать разлива реагентов, применяемых при обработке скважин, на поверхности около скважинного земельного участка.

· Для сбора отработанной жидкости необходимо иметь накопительные емкости.

· По окончании обработки скважин необходимо произвести рекультивацию нарушенного поверхностного слоя. Загрязненный реагентами слой грунта и отработанную жидкость вывозят в специально отведенное место для захоронения.

Сегодня на природоохранные мероприятия, в том числе и ликвидацию экологического ущерба, в округе ежегодно тратятся десятки и сотни миллионов рублей. Всерьез этим занялись только в 90-е годы, когда ХМАО добился значительной самостоятельности, благодаря чему две трети доходов от нефте- и газодобычи сегодня остаются в округе.

Однако за десятки лет выкачивания из здешних недр углеводородов скопилось обширное и во многом обременительное наследство. Только эксплуатационных нефтескважин в ХМАО пробурено больше 62 тыс. По его территории тянется почти 64 тыс. километров трубопроводов (в том числе магистральных). Вдобавок у нефтяников скопилось несколько миллионов тонн неутилизированных отходов.

К тому же треть трубопроводов изношена, то же самое можно сказать и почти о половине нефтепромыслового оборудования. Из-за этого мелких аварий каждый год в ХМАО происходит тысячи, но бывают и крупные: например, в 1996 г. вылилось сразу 12 тыс. тонн сырой нефти. Убыток (в тех ценах) составил 100 млрд. руб., и до сих пор ведутся очистные и восстановительные работы.

Технологии освоения месторождений изначально не отвечали требованиям экологии, а в горячке рекордов и погони за прибылью нарушали даже те несовершенные нормативы, потому-то сегодня у тех нефтяных компаний, которые хозяйствуют по устаревшим технологиям, утечки нефти неизбежны. По некоторым подсчетам, потери от них составляют 1,5-2 млн. тонн в год.

Нефтяные компании пытаются рекультивировать земли, утилизировать отходы, модернизировать свои технические системы. Некоторые из них обзаводятся турбинными электростанциями, работающими на попутном газе, чтобы не жечь его попусту в факелах. Стремятся нефтяники вводить и технологии, повышающие при добыче нефтеотдачу, что немаловажно и с точки зрения экологии.

Модернизация, однако, требует весьма значительных средств. Экологические проекты тоже не относятся к разряду дешевых. Так, в начале 1997 г. одна из крупнейших нефтяных компаний рассчитывала потратить на них в течение трех лет (включая рекультивацию земель) 200 млн. долл. Такие расходы, разумеется, могут осилить только считанные гиганты. Однако в 1999 г. на территории ХМАО вели деятельность 36 нефтегазодобывающих предприятий.

В целом уровень нефтяного загрязнения в округе оценить сегодня сложно, а отследить происходящие аварии на столь обширной площади можно только с использованием аэрокосмических съемок. С этой целью Межрегиональная ассоциация "Сибирское соглашение" создала Координационный совет по космическому мониторингу Сибири. В Ханты-Мансийске и некоторых других городах уже создаются центры дистанционного зондирования земли. Положено начало и специализированному банку данных.

На основе сведений, полученных из космоса, можно быстро выявить утечку нефти из магистральных трубопроводов, а также очаги лесных пожаров, наводнения и различные аварии. Правда, система космического мониторинга Сибири разворачивается пока слишком медленно. ХМАО и другие сибирские регионы даже настаивают на создании в "Росавиакосмосе" для этого специального подразделения и готовы вкладывать деньги в его становление.

В окружающую среду Ханты-Мансийского автономного округа ежегодно выбрасывается огромное количество загрязняющих веществ. Главным источником загрязнения природной среды являются аварийные порывы трубопроводов, обусловленные в основном физическим износом технического оборудования; за 1997 год официально зарегистрировано 2014 аварий. Остаточное содержание загрязнителя в почвах, вследствие неудовлетворительного качества сбора нефти в местах аварийных разливов, по результатам обследований исчисляется десятками тонн на каждый гектар замазученных земель.

Наиболее негативными факторами воздействия на лес округа остаются пожары и нефтедобыча. При обустройстве месторождений, строительстве дорог, ЛЭП, трубопроводов, вырубаются леса, значительное количество древесины не вывозится, нарушая санитарное состояние лесов. Изменение гидрологического режима территории вследствие промышленного строительства, разливы нефти и подтоварных вод приводят к гибели лесов. Общая площадь погибших за 1997 год лесов составила 2,9 тысяч гектар; сгорело и повреждено на корню 61361 кубических метров на площади 2163 гектар.

Вследствие воздействия антропогенных факторов происходит трансформация естественных природных комплексов, видовое обеднение флоры и фауны, снижение био продуктивности.

Неблагоприятную экологическую обстановку в округе обостряет проблемы сбора, размещения, обезвреживания и утилизации токсичных отходов, являющихся вторым по значимости источником загрязнения окружающей среды.

Сложившаяся в округе экологическая ситуация требует регулирования техногенного воздействия на окружающую среду, учитывающего не только экономические потребности, но и состояние природных ресурсов. Решение проблем сохранения слабоустойчивой к антропогенному воздействию окружающей среды территории Ханты-Мансийского автономного округа возможно только на основе внедрения в практику эффективного хозяйственного механизма рационального природопользования.

Одним из приоритетных направлений оптимизации природоохранной деятельности является ускоренное внедрение экологического мониторинга в технологические схемы производственно-хозяйственных комплексов, деятельность природоохранных подразделений и ведомств.

Литература

1. Зайцев Ю.В. Балакиров Ю.А. Добыча нефти и газа . - М.: Недра,

1981 год.

2. Кащавцев В.Е., Гаттенберг Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. - М.; Недра, 1985 год.

3. Рагулин В.В., Шавалеев Н.М., Латыпов О.А., Смолянец Е. Ф. Закачка ингибиторов на Усть-Балыкском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» Модуль 15. г. Нефтеюганск 2001 год.

4. Закон ХМАО «Об охране окружающей природной среды и экологической защите населения автономного округа» от 23.01.98 г. Обзор «О состоянии окружающей среды ХМАО в 1997 году», Х-М: 1998 г. «Государственный комитет по охране окружающей среды ХМАО»