главная / банк технологий / методы интенсификации добычи н... / заполярстройресурс

Опыт восстановление производительности водозаборных скважин месторождений углеводородов порощкообразными реагентами


При разработке месторождений нефти и газа на суше и на море в большинстве случаев основным источником водоснабжения для питьевых целей и хозяйственно-технологических нужд являются подземные воды. В процессе эксплуатации скважин происходит снижение их производительности по причине действия процессов химической кольматации, обусловленных гидродинамическим возмущением подземных вод в прифильтровой зоне. Как следствие, поровое пространство прифильтровой зоны и собственно фильтр скважины заполняются нерастворимыми в воде кольматирующими образованиями.
В скважинах, каптирующих песчаные водоносные горизонты, кольматирующие вещества по своему составу отличаются разнородностью и представлены неорганическими соединениями в аморфном и кристаллическом виде. В полиминеральном составе этих образований обычно преобладают соединения железа (около 70%). Кроме того, зачастую удельные дебиты скважин не соответствуют потенциальным возможностям водоносного пласта из-за кольматации порового пространства прифильтровой зоны глинистыми коллоидно-дисперсными частицами промывочной жидкости, проникающими в пласт при бурении скважин.
В промысловой практике для повышения производительности водозаборных скважин обычно используют кислотные составы минерального и органического происхождения. Кислотные составы органического происхождения обладают низкой растворяющей способностью по отножению к дегидратированным кольматическим образованиям. Растворы же соляной кислоты обладают высокой коррозионной активностью и агрессивностью, что обусловливает необходимость применения ингибиторов и принятия специальных мер по защите обслуживающего персонала. Жидкое состояние кислоты требует ее транспортировки и хранения в специальных емкостях.
Наша компания для обработки водозаборных скважин в песчанныхколлекторах применяют порошкообразные реагенты, при растворении которых в воде реакция среды составляет 0,95, 6,8 и 8,2, что позволяет охватить весь спектр устойчивости фильтров в технологических растворах. В технологическом процессе используются экологически безопасные порошкообразные реагенты, разрешенные органами здравоохранения к использованию в скважинах питьевого водоснабжения. Технологические растворы на основе порошкообразных реагентов эффективно удаляют из прифильтровой зоны скважины минеральные и глинистые кольматирующие образования. Сухие составы удобны в хранении, транспортировке и в приготовлении растворов непосредственно у скважин. Составы включает: базовые компоненты (растворители железистых и карбонатных образований и глинистых минералов); стабилизатор, предотвращающий вторичное осаждение продуктов реакции. Суммарная концентрация компонентов в технологическом растворе 8-10%.
При адаптации технологического раствора к геотехнологическим условиям конкретного месторождения подземных вод проводится детальное изучение химического и минералогического состава кольматирующих образований, оцениваются размеры зоны кольматации в зависимости от типа фильтра и устойчивость конструктивных элементов фильтра в растворе. При необходимости проводится корректировка состава компонентов раствора.
Достаточная продолжительность реагентной обработки каждой скважины контролируется в ходе обработки специальной операцией, совмещенной с технологической. Необходимое время прокачки скважины после обработки для удаления продуктов реакции и технологического раствора контролируется специальным экспресс-методом. Общее время обработки скважины «под ключ» не превышает двух-трех суток. Ввод скважины в эксплуатацию производится после получения заключения органов санитарного контроля о соответствии качественного состава подземных вод после обработки их исходному составу.
Технология реализуется со стандартным оборудованием, используемым при капитальном ремонте водозаборных скважин. Реагентная обработка скважин проводилась на водозаборах подземных вод Уренгойского газоконденсатного месторождения, месторождения нефти «Белый Тигр» на шельфе Вьетнама и городов Новый Уренгой, Чишма (Башкиртостан) и Сургут, находящихся на территориях деятельности нефтегазовых компаний.

В пределах Уренгойского газоконденсатного месторождения и водозабора г. Новый Уренгой для хозяйственно-питьевого водоснабжения вахтовых поселков газовых промыслов и городского водозабора и городского водозабора используют олигоцен-четвертичный водоносный комплекс, получивший повсеместное распространение и залегающий между двумя многолетнемерзлыми толщами на глубине от 50 до 190 м.
Напорные подземные воды приурочены к пескам различного гранулометрического состава мощностью до 60 м. По химическому составу подземные воды в основном гидрокарбонатные натриево-кальциевые, ультрапресные, минерализация 24–80 мг/л. Содержание двухвалентного железа составляет 2,5–6 мг/л, марганца 0,3 мг/л при пониженном содержании фтора (0,04–0,08 мг/л). Температура подземных вод 0,5 С.
Из-за действия процессов химического кольматажа при эксплуатации скважин городского водозабора и газовых промыслов в течение 5–14 лет их удельные дебиты снизились до 18–45% относительно первоначальных значений (т. е. зафиксированных при сдаче скважин в эксплуатацию).
На газовых промыслах по подготовке газа при обработке 22 скважин сухокислотным составом суммарная подача воды потребителю увеличилась с 187,53 до 309,92 м3/ч, т. е. на 60,5%. При этом средний удельный дебит возрос в 4,2 раза. Среднее увеличение дебита относительно первоначальных значений составило 110,4%, что объясняется растворением глинистых отложений в прифильтровой зоне, попавших в процессе фильтрации промывочной жидкости при бурении скважин.
В результате реагентной обработки 27 скважин городского водозабора сухокислотным составом их удельный дебит был увеличен в 2 раза и достиг в среднем 72,3 % относительно первоначального. При этом суммарная подача воды потребителю из обработанных скважин была увеличена с 628,7 до 940,3 м3/ч, т. е. на 49,6%.
На платформах месторождения нефти Белый Тигр (шельф юга Вьетнама) для хозяйственно-питьевых и технологических нужд используется неогеновый водоносный комплекс на глубине от 150 до 190 м. Водовмещающими породами являются мелко- и среднезернистые пески. По составу подземные воды гидрокарбонатно-кальциевые с минерализацией до 0,5 г/л и содержанием железа до 0,6 мг/л. Температура подземных вод 10 С.
В результате действия кольматационных процессов установлено существенное снижение дебита водозаборных скважин, что предопределило необходимость поставки пресных вод танкером на отдельные платформы. На двух морских платформах провели экспериментальную реагентную обработку сухокислотным составом двух водозаборных скважин. Время обработки каждой скважины не превышало двух суток. В результате суммарный дебит двух скважин был увеличен с 3,95 до 7,08 м3/ч, т. е. на 79,2%, и необходимость в поставке питьевой воды на платформы танкером отпала.
Водозабор подземных вод г. Нефтеюганска осу¬ществляется 24 скважинами, расположенными по пло¬щадной сетке 300X300 м и каптирующими атлымский напорный водоносный горизонт, расположенный под слоем многолетнемерзлых пород, подошва которого на¬ходится на глубине 300 м. Средняя толщина водо-насыщенных песков в районе водозабора 70 м. Кровля водоносного горизонта контактирует с толщей много¬летнемерзлых пород.
Подземные воды по составу гидрокарбонатно-хлорид-но-натриево-кальциевые минерализацией 0,2—0,5 г/л при содержании железа 0,9—1,5 мг/л. Температура пластовых вод 4 °С.
За девять лет эксплуатации скважин их удельный дебит практически не изменился, что свидетельствует об отсутствии на водозаборе химической кольматации в прифильтровых зонах скважин. Проведенные соляно-кислотные обработки скважин не дали положительного эффекта, поэтому были проделаны новые, на наш взгляд, прогрессивные экспериментальные работы по реагентной разглинизации скважин.
Так, для удаления глинистых кольматирующих об¬разований использовали порошкообразный реагент с щелочными свойствами, эффективно взаимодей¬ствующий с глинистыми образованиями вне зависи¬мости от их минералогического состава. Конечным продуктом взаимодействия реагента с глинистыми об¬разованиями является пелитовая тонкодисперсная фа¬за, микроагрегаты которой не слипаются меж¬ду собой и легко удаляются при прокачке. При этом степень растворения алюмосиликатов, слагающих решетки глинистых минералов, со¬ставляет— для монтмориллонитовой и каолинитовой глин соответственно 7,8 и 13,7 %. Оптимальная кон¬центрация раствора-8—10%, реакция среды 8,2. Реагент эффективно применяли для разглинизации неф-тяных скважин месторождений Прикарпатья, а также в скважинах газовых хранилищ Польши.
Обрабатывали водозаборные скважины термореагентным способом следующим образом. В автоцистерне паропередвижными установками ППУ нагревали 10м3 воды до температуры 86—93 °С, засыпали 1 т щелочного порошкообраз¬ного реагента и перемешивали до полного растворения его сжатым воздухом. Через агрегат ЦА-320М закачивали нагре¬тый раствор в нижнюю часть фильтра герметизированной скважины. Глубина про¬никновения нагретого раствора в прифильтровую зону в зависимости от длины фильтра (20 и 30 м) составила соответственно 0,71 и 0,57 м. Далее в течении 2-4 часов производили циклическю обработку скважины с попеременным задавливанием раствора за контур фильтра.
В результате разглинизации прискважинной зоны удельный дебит 9 скважины увеличился в среднем в 5,8 раза. При этом суммарная подача воды потреби¬телю от обработанных девяти скважин увеличилась от 163,5 до 389,5 мэ/ч, т. е на 137,6 %.
Скважины водозабор г. Чишма (Башкортостан) каптируют водоносный горизонт в аллювиальных четвертичных отложениях мощностью 8 - 13 м, слагающих пойму р. Демы. Водовмещающие породы представлены песчаными и галично-гравийными
отложениями с залеганием в верхней части разреза слоя мелкозернистых песков мощностью не более 3 м. Коэффициент фильтрации водоносного горизонта изменяется от 20 до 60 м/ сут. Верхнепермские глины служат водоупором пласта.
Скважины водозабора расположены на расстояниях от 240 до 900 м от уреза р. Демы. Расстояние между отдельными скважинами 140 - 200 м. Скважины пробурены на глубину 12 - 15 м роторным способом и оборудованы сетчатыми фильтрами на щелевом каркасе диаметром 300 мм. Длина рабочей части фильтра 7 м. За период эксплуатации скважин ( 4 - 12 лет ) в результате действия кольматационных процессов наблюдалось снижение их производительности на 32 - 65 %.
Ввиду того, что обсыпка фильтра представлена карбонатами, для обработки скважин использовали порошкообразный реагент с реакцией среды 6,8, обладающий восстановительными свойствами.
В результате обработок 15 скважин водозабора суммарный дебит был увеличен с 482,4 до 757,5 м 3/ час, т.е. на 57 %. При этом средний удельный дебит относительно первоначального составил 86,1 %, что свидетельствует о высокой степени растворения железистых кольматирующих соединений.

На водозаборе подземных вод г. Сургута была произведена экспериментальная обработка двух скважин, каптирующих подмерзлотный водоносный горизонт, приуроченный к отложениям мелко- и тонкозернистых песков атлымской свиты верхнего палеогена. В результате обработки удельный дебит скважин был увеличен в среднем в 4 раза и составил 84,4% относительно первоначальных значений. При этом суммарная подача воды потребителю увеличилась с 50 до 86,5 м3/ч, т. е. на 73%.
Эффективность обработок водозаборных скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов представлена в таблице.

Эффективность обработок водозаборных скважин порошкообразными реагентами


Водозабор подземных вод

Число

Скважин

Суммарный

Дебит до

Обработки, м3/час

Суммарный

Дебит после

Обработки, м3/час

Увеличение

Дебита, раз

1

Уренгойское ГКМ

22

187.53

309.92

1.65

2

Месторждение Белый Тигр

2

3.95

7.08

1.8

3

Новый Уренгой

27

628.7

940.3

1.5

4

Нефтеюганск

9

163,5

388,5

2,4

5

Чишма

15

482.4

757.5

1.6

6

Сургут

2

50.0

86.5

1.7

 

Итого:

77

1516,08

2489,8

1,:6

 



Таким образом, применение разработанных составов на основе порошкообразных реагентов для восстановления производительности водозаборных скважин при их эксплуатации в различных гидрогеологических условиях позволяет увеличить подачу воды потребителю на 60%. Особое внимание заслуживает технология термощелочной обработки водозаборных скажин.
 

 

Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015