Особенности разработки малых месторождений (на примере газоконденсатных месторождений Северного Кавказа)

Р.АГасумов DOI 10.18454/PMI.2016.4.556

Особенности разработки малых, месторождений...

Нефтегазовое дело

УДК 622.279.3+622.276.72

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МАЛЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Р.А.ГАСУМОВ

ОАО «СевКавНИПИгаз», Ставрополь, Россия

Одним из важнейших направлений повышения производительности скважин в процессе добычи углеводородного сырья является борьба с солеобразованием и солеотложением. Особую актуальность решение проблемы приобретает при разработке месторождений, находящихся на заключительной стадии эксплуатации и в сложных горно-геологических условиях, сопровождающихся выпадением солей в призабой-ной зоне пласта, подземном и наземном оборудовании, провоцирующих снижение производительности добывающих скважин и приводящих к внеплановым ремонтным работам.

Рассмотрены особенности разработки малых месторождений (на примере газоконденсатных месторождений Северного Кавказа), эксплуатирующихся в сложных горно-геологических условиях с наличием аномально высоких пластовых давлений, высоких температур, больших депрессий на пласт и поступлением минерализованных вод из водонасыщенных пластов.

Изучены процессы выпадения солей и тяжелых углеводородов на забое и в призабойной зоне пласта.

Результаты анализа проб воды из разных скважин показали, что поставщиком солей является попутная вода, основным осадкообразователем выступают продукты коррозии, что подтверждено результатами микроскопического исследования.

Приведена динамика выпадения солей в системе «забой - устье - сепаратор», установленная по результатам исследования продуктов реакций в призабойной зоне пласта.

Показано, что эффективность мер борьбы с отложением солей при добыче углеводородов зависит от комплексного подхода к решению проблемы и основным направлением должно быть их предупреждение.

Рассмотрены возможные пути предотвращения выпадения соединений железа в осадок при эксплуатации газоконденсатных скважин, предложен способ интенсификации притока газа.

Ключевые слова: малые газоконденсатные месторождения, солеобразование, солеотложения, кислые компоненты, попутная вода, продукты коррозии.

Как цитировать эту статью: Гасумов Р.А. Особенности разработки малых месторождений (на примере газоконденсатных месторождений Северного Кавказа) // Записки Горного института. 2016. Т.220. С.556-563. DOI 10.18454/PMI.2016.4.556

Повышение степени извлечения газа, газового конденсата и нефти из недр - одна из важнейших проблем в области рациональной разработки малых месторождений углеводородов. Освоение малых месторождений Северного Кавказа имеет свои особенности, связанные со спецификой эксплуатации скважин и геолого-промысловыми условиями разрабатываемого объекта. Одной из проблем является солеобразование и солеотложение при эксплуатации газоконденсатных скважин.

Образование осадков, происходящее в эксплуатационных газоконденсатных скважинах малых месторождений, при транспортировке пластовых флюидов на дневную поверхность значительно осложняет и удорожает их добычу. Уменьшается сечение труб, увеличиваются потери давления, нарушается температурный режим, становится невозможным прохождение в скважину приборов и инструментов. Проблема солеобразования и солеотложения в промысловом оборудовании является общей для многих малых месторождений, особенно находящихся на заключительной стадии эксплуатации.

Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации месторождений нефти и газа показывает, что солеотложения отмечаются на всех стадиях добычи, транспорта, переработки углеводородных флюидов [6-8, 13, 19, 21].

В мировой практике считается предпочтительным прогноз и предотвращение образования солей, чем борьба с солеотложением, когда оно уже произошло. Рассмотрим данную проблему на примере малых месторождений Северного Кавказа, а именно Кошехабльского газоконденсатного месторождения (ГКМ).

Возможными причинами снижения производительности эксплуатационных скважин Коше-хабльского ГКМ является образование осадков в наземном и подземном промысловом оборудовании, возможно, на забое скважины и в призабойной зоне [5, 7, 11, 14-16].

Рассмотрим основные факторы, определяющие физико-химические процессы солеотложения.

• Сложные геолого-промысловые условия залегания пласта: аномально высокие пластовые давления; высокая температура; большие депрессии на пласт; выдавливание в призабойную зону пласта минерализованных вод из водонасыщенных пропластков.

ёР.А.Гасумов

Особенности разработки малых месторождений.

При нарушении термодинамического равновесия на забое и в призабойной зоне пласта выпадают соли и тяжелые углеводороды.

• Содержание в составе газа месторождений «кислых» компонентов: сероводорода (до 2,0 % по объему); диоксида углерода (до 6,0 % по объему).

Высокая растворимость «кислых» компонентов в конденсационной воде (рН 5,1-5,9) создает условия для протекания электрохимической сероводородной и углекислотной коррозии. Совместное присутствие сероводорода и диоксида углерода приводит к синергическому эффекту, увеличивая коррозионную активность примерно в 4 раза. Продуктом сероводородной коррозии является сульфид железа, выпадающий в осадок; углекислотной - растворимый гидрокарбонат железа, переходящий в нерастворимый карбонат железа.

• Наличие в продукции скважин тяжелого газоконденсата: плотностью 0,84-0,85 г/см3; с содержанием смол, парафинов.

Нефтяные смолы - высокомолекулярные вещества темно-бурого цвета, коллоидно распределенные в углеводородах. При перегонке не переходят в дистилляты, остаются в неперегоняющемся остатке. Остаток после разгонки Кошехабльского газоконденсата составляет более 4 %.

Парафины хорошо растворяются в углеводородах при температурах выше 40 °С. Температура плавления парафинов зависит от их молекулярного веса и изменяется от 18 °С (низкомолекулярные) до 137 °С (высокомолекулярные). Парафины отложения представляют смесь нескольких углеводородов и поэтому не имеют четкой температуры плавления. Четкая кристаллизация парафинов отмечена в дистиллятах, где отсутствуют смолистые вещества, препятствующие кристаллизации парафинов.

В процессе подъема флюида в насосно-компрессорных трубах (НКТ) происходят фазовые превращения газового конденсата, выпадают смолы, парафины, которые осаждаются на стенках труб.

• Воды, добываемые вместе с УВ, содержат в своем составе осадкообразующие ионы, которые при нарушении термодинамического равновесия (снижение давления, температуры, несовместимость) переходят в состояние пресыщения и образуют нерастворимые соединения. Практически это все соли шестикомпонентной системы: СаС12, MgCl2, Na2SO4 - хорошо растворимые в воде; СаС03, CaSO4•2H2O, CaSO4, BaSO4 - малорастворимые образования.

• Несовместимость ингибиторов коррозии с попутными водами.

В табл.1-3 приведены составы газа и добываемой воды и характеристики газоконденсата. Рассмотрим изменение компонентов газового потока на примере отдельно взятой скважины.

Таблица 1

Состав газа скважины А газоконденсатного месторождения Северного Кавказа

Параметр Год эксплуатации

1-й 2-й 3-й 4-й

Условия отбора:

Рсеп, кгс/см2 19,6 22,6 23,4 29,07

¿сед? ^ 16 7 9 14

Состав газа, % по объему:

Водород 0,00 0,00 0,00 0,00

Метан 90,63 90,45 89,77 90,16

Этан 2,01 1,89 2,28 2,26

Пропан 0,42 0,34 0,37 0,42

г'-Бутан 0,08 0,27 0,08 0,08

и-Бутан 0,06 0,07 0,07 0,07

г'-Пентан 0,03 0,03 0,03 0,03

и-Пентан 0,01 0,01 0,02 0,01

Х1С6 2,31 2,32 2,31 2,305

иС6 0,01 0,00 0,01 0,005

Гептан 0,00 0,00 0,00 0,00

Азот + редкие элементы 0,19 0,20 0,20 0,21

Двуокись углерода 6,47 6,64 7,08 6,70

Гелий 0,00 0,00 0,00 0,00

Сероводород 0,08 0,08 0,08 0,05

Относительная плотность по пикнометру 0,639 0,643 0,640 0,634

Ж Р.А.Гасумов й01 10.18454/РМ1.2016.4.556

Особенности разработки малых месторождений...

Таблица 2

Характеристика газоконденсата эксплуатационных скважин А (в числителе) и Б (в знаменателе) газоконденсатного месторождения Северного Кавказа

Условия отбора Год эксплуатации

1-й 2-й 3-й 4-й 5-й

Плотность, кг/м3 0,842/0,8388 0,8285/0,8385 0,8378/0,8351 0,8375/0,8402 0,8381/0,8420

Температура, °С:

начала кипения 100/95 85/100 100/99 94/102 110/99

отгона фракции:

10 % 117/115 106/118 113/120 114/130 125/121

30 % 135/137 125/141 133/150 141/155 151/147

50 % 170/175 153/182 156/188 165/179 180/198

70 % 223/239 218/238 213/236 248/245 241/256

90 % 313/299 292/302 286/308 332/345 340/347

Выход, % 95,0/98,0 96,0/98,0 98,0/98,0 96,0/94,0 93,0/93,0

Остаток, % 4,0/1,0 3,0/1,0 1,0/1,0 3,0/5,0 6,0/6,0

Парафины:

Содержание, % по массе Не обнаружено 2,8/3,1

Температура плавления, °С 45,0/44,0

Примечания: 1. Интервал перфорации в скв.А равен 5111-5064 м, в скв.Б - 4992-5015 м. 2. Потери газоконденсата составляют 1 %.

Таблица 3

Состав воды газоконденсатного месторождения Северного Кавказа

Л ю о рН ,20 d 4 Массовая концентрация, мг/дм3; мг-экв/дм3 %-экв.

& с & ^ 8 о К + К+ 2+ Са 2+ Mg С1- БО^ НСО3 2 ионов Содержание агрессивных компонентов, мг/дм3

1 4,2 1,001 639 27,80 27,05 160 8,00 7,79 Не обн. 141 3,48 3,39 2299 47,90 46,61 Отс. 3675 102,76 100,00 Н2Б + НБ- - 30,0; СО2 - 1 60,6; Fe - 435

2 5,1 0,999 377 16,39 38,67 64 3,20 7,55 20 1,60 3,78 699 19,72 46,53 13 0,27 0,64 73 1,20 2,83 1246 42,38 100,00 Н2Б + НБ- - 3,54; СО2агр - 52,80; Fe2+ - 103

3 5,3 0,998 127 5,54 29,03 56 2,80 14,68 15 1,20 6,29 300 8,47 44,39 13 0,27 1,42 49 0,80 4,19 560 19,08 100,00 Н2Б + НБ- - 59,87; СО2шр - 140,80; Fe2+ - 28

4 6,0 0,998 11 0,47 24,23 10 0,50 25,77 Не обн. Не обн. 13 0,27 13,92 43 0,70 36,08 77 1,94 100,00 Н2Б + НБ- - не обн.; СО+2агр - 44,0; Fe2+ - не обн.

5 7,9 1,001 580 25,23 36,64 128 6,40 9,29 34 2,80 4,07 Не обн. 1076 22,43 32,57 732 12,00 17,43 2550 68,86 100,00 Н2Б + НБ- - 73,95; СО+2агр - 16,0; Fe2+ - не обн.

Примечание. Ион !ЫН4 не обнаружен, ион СО^ - отсутствует; ^420 - плотность нефтепродуктов при 20 °С по отношению к плотности воды при 4 °С.

В составе газа (табл.1) снизилось содержание метана, идентифицированы тяжелые изомеры (2С6 2,31 %), и-гексан, гептан, которых раньше в газе не было. Подобные изменения отмечены и в других скважинах.

В составе газоконденсата также отмечается тенденция к утяжелению. По результатам анализов газоконденсата (табл.2) 90 %-ная фракция отгоняется при температуре 340 °С (в предыдущие годы -при t < 300 °С), содержание парафинов - 2,8 % с температурой плавления 45 °С; до 6 % повысился остаток после разгонки газоконденсата.

При использовании этого конденсата в качестве основы для приготовления ингибитора коррозии происходит его вторичная дистилляция. При этом следует учесть, что в поверхностных условиях газоконденсат теряет легкие фракции, окисляется, обогащается смолами.

ёР.А.Гасумов

Особенности разработки малых месторождений.

Одним из поставщиков соле-отложений является попутная вода. Поскольку разработка оксфордской залежи Кошехабльского месторождения происходит без внедрения пластовых (законтурных) вод, вода, добываемая вместе с газом («попутная»), представляет собой смесь конденсационной и «выжатой» из неколлекторов за счет создания высоких депрессий. При нарушении термодинамического равновесия солеобразующие ионы переходят в состояние пересыщения и выпадают в осадок. Вода содержит также коррозион-но-агрессивные компоненты.

В течение всех лет эксплуатации анализ попутных вод, отбираемых при газогидродинамических исследованиях из сепаратора индивидуального отбора, производился с целью контроля за обводнением залежи. Воды конденсационные, мало отражают какие-либо изменения, состав зависит от количества выпавшей в сепараторе влаги (табл.3). Однако кислый характер вод (рН 4,2-6,1) свидетельствует об их высокой коррозионной активности.

Результаты анализов проб воды, отобранных в разных точках скважины (табл.3, пробы 1-3), показывают, что их состав отличается. Наиболее информативными являются пробы, отобранные на устье скважины и перед входом в сепаратор индивидуального отбора.

Верхний слой пробы - газоконденсат коричневого цвета плотностью 0,8420 г/см3, 90 %-ная фракция отгоняется при ^ = 347 °С (в предыдущие годы - ^ = 302^308 °С), от 1 до 6 % увеличился остаток после разгонки (см.табл.2).

Нижний слой пробы - вода светло-коричневого цвета, мутная, минерализация 2,6 г/дм3, содержит повышенные концентрации кальция, сульфатов, гидрокарбонатов, сероводорода (до 74 мг/дм3), железо не обнаружено (табл.3, проба 5). Возможно, это единственная информация о забойной воде. Используя ее и ранее полученные данные по скважине Б, можно проследить динамику изменения концентраций солеобразующих ионов в разных точках скважины (см. рисунок).

Прогноз образования солеотложений рассмотрен нами на примере попутной воды из скважин Кошехабльского ГКМ (табл.3, проба 2). Вода, отобранная с устья, имеет рН 5,1, содержит агрессивные компоненты (СО2 агр- 53 мг/дм3, H2S + Ж - 3,5 мг/дм3).

Прогноз осаждения карбонатов кальция проведен расчетным путем по методике Стиффа - Девиса [10]. Согласно полученным результатам, индекс насыщения К = -2,5, индекс стабильности ^ = 10,1, вода оценивается как очень агрессивная, способная растворять СаС03.

Процесс образования гипса в водных системах контролируется присутствием Са2+, $02~ и других ионов и зависит от дефицита насыщения растворов CaS04, который определен по расчетным формулам и номограммам [10]. Дефицит насыщения составил 21516 мг/дм3. Таким образом, в рассматриваемой системе образование карбоната и сульфата кальция не прогнозируется.

Теоретически вероятность образования осадков на глубине определяется более высоким содержанием осадкообразующих ионов при более жестких условиях (рН, содержание агрессивных и солеобра-зующих компонентов). Основными осадкообразователями являются продукты коррозии, о чем свидетельствуют и результаты микроскопических исследований отложений из скважины (табл.4) [1, 17].

При взаимодействии сероводорода, который находится в диссоциированном состоянии, с металлом труб на аноде протекает процесс разрушения металла, при котором железо переходит в ионное состояние. Катодный процесс сопровождается водородной деполяризацией, результатом которой является появление водорода в атомарной, затем молекулярной формах, вызывающих коррозионное растрескивание металла. В общем процесс сероводородной коррозии описывается уравнением

Fe0 + H2S ^ FeS¿ +

образующийся сульфид железа выпадает в осадок.

При углекислотной коррозии образуется растворимый в воде гидрокарбонат железа:

Fe + 2Н2СО3 ^ Fe(HC0з)2 +

Забой Устье Сепаратор

Динамика изменения концентраций осадкообразующих ионов в системе «забой - устье - сепаратор»

Р.А.Гасумов

Особенности разработки малых, месторождений...

Результаты микроскопических исследований отложений из скважины

Таблица 4

Л ю о рН ,20 4 4 Макрокомпонентный состав водной фазы, мг/дм3 Агрессивные компоненты в пульпе, мг/дм3

& с & ^ 8 о К Макроскопическое описание пробы С1" НСО3 вО^ Са2+ NH4+ 2 ионов Н2$ + Ш Fe3+ Fe2+

2 Вода, на поверхности 4,6 1251 20 36704 521 97 1558 63329 5525 4259 18919

черная взвесь ~ 40 % 1,058

3 Вода, на поверхности 4,8 1876 31 16336 689 214 645 19791 4420 1117 21782

черная взвесь ~ 50 % 1,060

4 Вода, осадок ~10 % 4,4 2988 12 13661 681 97 580 18019 1190 1117 16197

1,055

5 Вода, на поверхности маслянистая взвесь черного цвета 4,0 6323 Отс. 29709 481 97 625 37235 1400 3630 21782

1,048

Примечание. Проба 1 - осадок после обработки сульфаминовой кислотой - серо-зеленая паста с высоким содержанием парафинов. Органическая составляющая: осадок в спирто-бензольном экстракте (1:1) представлен парафинами; содержание в хлороформе органического вещества 3,2 %; остаток после экстракции органики гексаном представлен железом, проявляющим магнитные свойства (~100 % притягивается магнитом).

По концентрациям в воде Fe и НС03 можно судить о углекислотной коррозии. Конечным продуктом реакции является нерастворимый карбонат железа. На стенках труб выпадают также смолы, парафины.

Вода с устья (см. табл.3, проба 2), как указано выше, содержит агрессивные компоненты ^е - 103 мг/дм3), в слое конденсата - сульфид железа.

Отобранная в тот же день вода из сепаратора индивидуального отбора (табл.3, проба 3) значительно отличается от пробы с устья: на фоне снижения минерализации (примерно в 2,3 раза) произошло увеличение содержания агрессивных компонентов: СО2агр - 141 мг/дм3, Н^ + Ж - 60 мг/дм3, Fe2+ - 28 мг/дм3; в слое конденсата сульфид железа не обнаружен.

По значительному падению давления (на устье 34 кгс/см2, перед входом в сепаратор 30 кгс/см2) и составу вод можно предположить, что в шлейфе происходит отложение осадков, изменение среды. В поверхностных коррозионных изъязвлениях (ямках) может образовываться застойная коррозионная среда, которая благодаря автокаталитическому процессу становится кислой, вследствие чего коррозионные процессы могут усиливаться [12, 23].

При конденсации влаги и углеводородов на поверхности металла образуется двухфазная система «электролит - углеводород» [9], в которой процесс коррозии при наличии сероводорода приобретает специфический характер, заключающийся в образовании сульфида железа - стимулятора коррозии.

В паре с железом трубы сульфид железа образует гальванический элемент, в котором труба является анодом и быстро разрушается. Значимую роль при этом играют явления избирательного смачивания: в зоне углеводородов образуется тонкая пленка воды, которая способствует более быстрому проникновению H2S к аноду (железо трубы). Создаются условия для быстрого накопления продуктов коррозии. На наш взгляд, такие явления характерны и для шлейфов [24].

В пробе из скважины (место отбора - перед входом в сепаратор) получена кислая вода (рН 4,2) с высоким содержанием сульфатов (2299 мг/дм3), железа двухвалентного (435 мг/дм3), агрессивных компонентов. Такой вариант возможен при наличии кислорода, когда сульфиды, окисляясь, переходят в сульфатные соли. Последние за счет процессов сульфатредукции снова образуют СО2 и H2S. Возникает цепная реакция, состоящая из процессов, возобновляющих и усиливающих коррозионные разрушения.

Исследования растворения осадков в надземном и скважинном промысловом оборудовании показали, что осадки (после обработки в горячей воде, под микроскопом) представлены прозрачными бесцветными кристаллами призматической формы размером 0,05 мм с коэффициентом преломления 1,59. Вероятно, это техногенная масса сульфат-фосфатных солей кальция (ангидрит, гипс, фосфаты).

Основной недостаток полифосфатов как ингибиторов солеотложений - малая термостабильность. При Т > 50 °С они гидролизуются и переходят в ортофосфаты, которые образуют с ионами кальция труднорастворимые осадки [22]. Химическим и микроскопическим методами определены фосфаты в жидкой фазе и в осадке в виде кальциевых солей.

Р.АГасумов DOI 10.18454Ш1.2016.4.556

Особенности разработки малых, месторождений...

Таблица 5

Состав осадков из насосно-компрессионных труб скважины Кошехабльского ГМК

Параметр Номер пробы

1 2 3

Влажность, % 13,48 1,00 20,82

рН 7,7 4,8 7,4

Состав водной вытяжки

в пересчете на сухой остаток, %:

НСО3 0,1 0,01 0,07

Са2+ 0,03 0,18 0,05

Mg2+ Не обн. Не обн. Не обн.

С1- 0,01 0,02 0,03

0,02 2,04 0,06

КН+ 0,007 0,03 0,013

Fe2+ Не обн. 1,19 Не обн.

Е солей 0,16 3,47 0,21

Нерастворимый в Н2О осадок, Мельчайшие частицы черно- Табачно-серые агрегаты сме- Серые агрегаты смеси, ~ 10 %

микроскопическое описание го магнитного железа си, 5 % магнитного железа, магнитного железа и мелкие

(0,005-0,01 мм) мелкие изометрические не- изометрические двупрелом-

идентифицируемые двупре- ляемые неидентифицируемые

ломляемые частицы частицы

Органическая составляющая, %:

ХБА 0,01 0,005 0,02

СБА 0,0025 0,0013 0,0025

Карбонатность, % 16,3 34,2 28,0

Состав нерастворимого в воде

осадка, %:

Н2Б + НБ 1,04 0,07 0,30

Fe3+ 15,56 29,92 17,45

Fe2+ 38,30 26,43 31,03

2 Fe 53,86 56,35 48,48

Нерастворимый в НС1 (1:1) 66,44 63,99 74,39

остаток,%

Положительные результаты по растворению вторичных осадков получены при использовании растворов щелочи КаОН (2-5 %). Осадки представлены, в основном, карбонатами и сульфидами железа (табл.5).

Таким образом, при исследовании вторичных осадков установлено следующее:

1. Основными осадкообразователями при эксплуатации скважин Кошехабльского ГКМ являются продукты коррозии: сульфиды и карбонаты железа, магнитное железо. Их содержание составляет более 80 %. Присутствуют хлориды, сульфаты, органические компоненты (смолы, парафины).

2. При обработке НКТ сульфаминовой кислотой производится удаление солеотложений в пастообразной форме (парафины, железо магнитное, сульфид железа и др.) и жидкой (хлориды, карбонаты). В связи с отсутствием качественной промывки от продуктов коррозии по стволу НКТ осаждаются глобулы парафинов и вторичные осадки, которые являются центрами кристаллизации новообразований [2, 4].

3. Применение ингибитора солеотложений НТФ при высоких температурах (Т > 50 °С) приводит к гидролизу ингибитора до ортофосфатов и образованию нерастворимых в воде сульфат-фосфатных кальциевых солей. Это подтверждено результатами химических и микроскопических исследований.

4. Солеотложения образуются также в шлейфах.

5. При обработке скважин реагентами по удалению солеотложений промывка их технической водой от продуктов реакций проводилась недостаточно.

Проведена серия опытов, в которых переменной величиной была навеска осадка (1-10 г). При соотношении «осадок - объем реагента» 1:10 получены удовлетворительные результаты по растворимости осадка (до 40 %) при скорости коррозии 40-47 г/(м2-ч). Свободная кислотность при этом составила от 36 до 80 мг-экв/100 см3 реагента.

ёР.А.Гасумов

Особенности разработки малых месторождений.

Следует отметить, что состав осадка, с которым проводились опыты, с течением времени претерпел значительные изменения - сульфиды окислились до сульфатов. При проведении первых опытов при реакции интенсивно выделялся сероводород, коррозия на образцах имела вид желобков, в последних опытах - запах сероводорода был мало ощутим, что не отражает реального состояния осадка в скважине.

Солеотложения в НКТ и шлейфах эксплуатационных скважин Кошехабльского ГКМ представлены органическими соединениями (парафины, смолы), хлоридами, карбонатами, сульфатами натрия, кальция, магния, которые составляют 10-15 %. Основная часть осадка (> 80 %) состоит из продуктов коррозии: сульфиды и карбонаты железа, магнитное железо. По результатом исследований выявлено следующее.

• На основании химического состава призабойной жидкости из скважин можно предположить, что в призабойных зонах скважин с открытым забоем присутствуют в основном гипсоорганические отложения, карбонаты и хлориды. При обработке таких скважин необходимо предусматривать, в том числе, применение щелочи.

• Применение сульфаминовой (САК) и нитрилотриметиленфосфоновой (НТФ) кислот с целью удаления солеотложений из скважин Кошехабльского ГКМ не рекомендуется из-за образования в жидкой фазе продуктов высоких концентраций сульфатов, сульфитов, аммония, кальция, хлоридов и др., которые в случае недостаточной промывки скважин от продуктов реакции способствуют быстрому накоплению осадков.

• Процесс растворения общего осадка и железа в нем неингибированной соляной кислотой (от 5 до 20 %) практически не зависел от концентрации кислоты.

• Добавление к реагенту ингибитора «Додиген» уменьшает скорость как коррозии, так и растворения осадка.

• Добавление к реагенту органических кислот (уксусной, муравьиной) малоэффективно, не способствует снижению скорости коррозии и не улучшает растворение осадконакопления.

Положительные результаты получены при применении реагента, состоящего из 5 %-ного раствора HCl с добавлением в качестве ингибитора 1 % раствора уротропина. Скорость коррозии образцов составила 40-50 г/(м ч), растворяется 40-69 % осадка. Свободная кислотность реагента в зависимости от количества осадка составляет 13-33 г/дм3 при начальной свободной кислотности 41 г/дм3.

В связи с наличием в осадках большого количества продуктов коррозии и, согласно исследованиям, высокими скоростями коррозии при промывке скважин для удаления солеотложений необходимо акцентировать внимание на:

- совместимость ингибитора с выносимой водой;

- постоянную подачу ингибитора на забой скважины;

- контроль за выносом ингибитора;

- постановку контрольных образцов на коррозию на устье скважины;

- систематический мониторинг жидкой фазы выносимого флюида в цепи «устье - вход из скважины в групповую установку (конец шлейфа) - сепаратор индивидуального отбора», включающий определение характера среды и агрессивных компонентов, железа, исследование осадков;

- анализ газоконденсата (плотность, фракционный состав, содержание и температура плавления парафинов) [4].

• В зависимости от получаемых результатов следует корректировать сроки шаблонирования НКТ (для определения глубины солеотложений) и, соответственно, промывок скважин для удаления солеотложений. Очистка шлейфа должна предварять работы по очистке НКТ [3, 20].

• Интенсификация притока флюидов из высокотемпературных скважин с АВПД, низкой проницаемостью карбонатного коллектора и наличием агрессивных компонентов (сероводорода и углекислого газа) в добываемом флюиде требует особо серьезного подхода и всестороннего анализа при обосновании метода обработки и состава реагентного раствора.

Исследования показали, что для предотвращения выпадения соединений железа в осадок используются различные комплексообразователи и комплексоны [5, 18], а для интенсификации притока газа на скважинах Кошехабльского месторождения лучше всего использовать раствор соляной кислоты с добавкой стабилизатора ионов железа с учетом забойных осадков и эффективного ингибитора коррозии. Оптимальная концентрация соляной кислоты определяется по ходу коррозионных испытаний ингибиторов коррозии в кислотном растворе при пластовой температуре. За основу взяты 12- и 15 %-ные растворы соляной кислоты.

J\ Р.А.Гасумов DO! 10.18454/PMI.2016.4.556

Особенности разработки малых месторождений...

ЛИТЕРАТУРА

1. Борьба с отложением гипса при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений / В.Е.Кащавцев, Л.Т.Дытюк,

A.С.Злобин и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1967. С.26-27.

2. Гасумов Р.А. Внутрипластовые обработки для интенсификации притока пластовых флюидов // Технологии нефти и газа. 2015. № 2. С.38-40.

3. Гасумов Р.А. Использование энергии пласта при очистке забоя газовых скважин / Р.А.Гасумов, Э.Р.Гасумов // Технологии нефти и газа. 2011. № 4. С.56-59.

4. Гасумов Р.А. Исследования эффективности применения пенообразователей для выноса воды из скважин на поздней стадии разработки месторождений // Вестник СКФУ. 2014. № 6 (45). С.27-37.

5. Гасумов Р.А. Применение кислотных обработок для улучшения фильтрационной характеристики призабойной зоны продуктивного пласта / Р.А.Гасумов, Ю.С.Тенишев, Т.А.Липчанская // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2005. № 4. С.27-32.

6. Гасумов Р.А. Солеотложения при эксплуатации газоконденсатных скважин / Р.А.Гасумов, А.А.Климов, Э.Р.Гасумов // Вестник СевКавГТУ. 2010. № 2 (23). С.12-16.

7. Гасумов Р.А. Техника и технология ремонта скважин: В 2-х т. / Р.А.Гасумов, В.З.Минликаев. М.: ООО «Газпром экспо», 2013. Т.1, 360 с., т.2, 267 с.

8. Гасумов Р.А. Технология воздействия на продуктивный пласт с целью интенсификации притока флюидов из высокотемпературных скважин / Р.А.Гасумов, А.А.Климов, Э.Р.Гасумов // Вестник СевКавГТУ. 2010. № 2 (23). С.19-22.

9. Гоник А.А. Сероводородная коррозия и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1966.176 с.

10. ЗверевВ.П. Гидрогеохимические исследования системы гипсы - подземные воды. М.: Наука, 1967. 148 с.

11. Исследование процессов коррозии в растворах бисульфата натрия / Р.А.Гасумов, А.К.Колосов, К.А.Романова и др. // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии: Сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2002. С. 302-306.

12. Кащавцев В.Е. Оценка влияния методов увеличения нефтеотдачи на отложение солей // Нефтяное хозяйство. 1988. № 5. С.38-43.

13. Кащавцев В.Е. Предупреждение солеобразования при добыче нефти / В.Е.Кащавцев, Ю.П.Геттенберг, С.Ф.Люшин. М.: Недра, 1985. 215 с.

14. К вопросу гидратообразования и фазового состояния флюидов при разработке газовых залежей Западной Сибири / Р.А.Гасумов, Н.В.Михайлов, В.З.Минликаев и др. // Нефть и газ: Сб. науч. тр. Северо-Кавказского государственного технического университета. Ставрополь: СевКавГТУ, 2000. Вып.3. С. 116-123.

15. Коррозия и защита углеродистой стали в кислотных растворах при высокой температуре / Р.А.Гасумов, С.В.Долгов, Т.А.Липчанская, Н.Б.Козлов // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Тез. докл. междунар. науч.-практ. конф. Кисловодск, 22-26 сент. 2003 г. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2003. С. 87-89.

16. КристианМ. Увеличение производительности скважин / М.Кристиан, С.Сокол, А.Константинеску. М.: Недра, 1985. 256 с.

17. Обухова З.П. Определение солевого состава продуктов коррозии / З.П.Обухова, А.А.Кутовая, Н.Е.Кирильченко // Газовая промышленность, 1982. № 4. С.35-36.

18. Предотвращение образования вторичных осадков при кислотных обработках скважин / Р.Р.Назыров, А.В.Саунин, Р.Г.Самокаев и др. М.: ВНИИЭгазпром, 1989. 31 с. (обзорная информация. Сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Вып.11).

19. Рылов Е.Н. Противокоррозионная защита скважин и газопромыслового оборудования на Астраханском газокон-денсатном месторождении // Газовая промышленность. 2001. № 11. С.19-21.

20. Среднесуточный прогноз дебитов добывающих скважин в среде MS Excel / Р.А.Гасумов, К.С.Ахмедов,

B.А.Толпаев, И.А.Винниченко // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2012. № 7. С.32-36.

21. Токунов В.И. Применение инвертных кислотных эмульсий для интенсификации притока газа на АГКМ /

B.И.Токунов, А.З.Саушин, И.Г.Поляков // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1999. № 6. С.17-28.

22. Englunder H.E. Conductometric measurement of carbonate scale deposition and scale inhibitor effectiveness // J.Petrol. Technol. 1975. № 7. Vol.27. P.827-834.

23. Vetter O.J.G. Oilfield scale Can we handle it? // J. Petrol. Technol. 1976. № 12. Vol. 23. P. 1402-1408.

24. Use of inhibitors for scale control in brine-producing gas and oil wells / L.A.Rogers, K.Varughese, S.M.Prestwich,

C.Q.Waggeot, M.H.Salmf, J.H.Oddo, E.H.Street, M.B.Tomson // SPH Prod. Eng. 1990. № 1. Vol.5. P.77-82

Автор Р.АГасумов, д-р техн. наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ, Priemnaya@scnipigaz.ru (ОАО «СевКавНИПИгаз», Ставрополь, Россия).

Статья принята к публикации 10.04.2016.