Борьба с солеотложением, Schlumberger by Андрей Гурьянов

Борьба с солеотложениями — удаление и предотвращение их образования

Вы можете представить угрозу нефтяному месторождению, способную остановить его работу всего за 24 часа? Именно таковой и является образование солеотложений внутри скважин, причем ежегодно это приносит убытки, оцениваемые в миллионы долларов. Новейшие представления о процессах накопления солеотложений позволяют инженерам предсказывать периоды их образования, и дают, таким образом, возможность препятствовать формированию нежелательных условий путем применения методик ингибирования. Также в распоряжении инженеров имеются специальные инструменты для удаления солевых наростов в эксплуатационных и обсадных колоннах.

Майк Крабтри Абердин, Шотландия Дэвид Эслингер Тулса, Оклахома, США Фил Флетчер Мэтт Миллер Шугар Лэнд, Техас, США Эшли Джонсон Рошарон, Техас Джордж Кинг БиПи Амоко Корпорейшн Хьюстон, Техас За помощь при подготовке статьи авторы выражают благодарность: Эндрю Экок, Хьюстон, Техас, США; Уиллем ван Адричем и Уоррен Зимлек, Шугар Лэнд, Техас; Майк Бэрритт, Стив Дэйвис, Игорь Дьяконов и Джон Элфик, Кембридж, Англия; Лео Бардило, Шугар Лэнд, Техас; Ингрид Халдел и Реймонд Джасински, Абердин, Шотландия; Скотт Джейкобсен, Хьюстон, Техас. Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Ойлфилд Ревью», осень 1999. Blaster Services, Bridge Blaster, CoilCADE, CoilLIMIT, Jet Advisor, Jet Blaster, NODAL, ScaleFRAC, Sterling Beads и StimCADE являются товарными знаками компании «Шлюмберже». Hipp Tripper является товарным знаком компании Baker Oil Tools; Hydroblast является товарным знаком компании Halliburton; RotoJet является товарным знаком компании BJ-NOWSCO. 1. Brown M: “Full Scale Attack,” REview, 30 The BP Technology Magazine (October-December 1998): 30-32.

Некоторые проблемы, способные породить солеобразование, вселяют страх в сердца инженеров. Солеобразования представляют собой отложения, закупоривающие перфорационные каналы, обсадные и эксплуатационные колонны НКТ, клапаны, насосы, а также внутреннюю поверхность скважинного оборудования, засоряя, таким образом, скважину и препятствуя потоку жидкости. Подобно накипи на поверхности домашних чайников, солеотложения образуются во всех местах течения воды — от насосного оборудования до оборудования, находящегося на поверхности. Большинство обнаруживаемых в нефтяных месторождениях солевых образований формируется либо путем прямого осаждения из той воды, что обычно находится в пустотах пород, либо как результат пересыщения потоков пластовых вод солевыми компонентами, возникающего при контакте двух несовместимых вод на забое скважин. Вероятность образования солеотложений существует независимо от того, используется ли пластовая вода нефтегазовых скважин или же закачиваемая нагнетаемая вода. В некоторых районах, таких как Северное море и Канада, территории которых изобилуют

солеотложениями, это является одной из самых главных проблем, связанных с добычей. Солеобразования могут развиваться в порах пород призабойной зоны, снижая их пористость и проницаемость. Это может перекрыть поток путем закупоривания перфорационных каналов или образования узкого зазора в эксплуатационной колонне НКТ (рис. 1). Также это может закрыть и привести к повреждению скважинного оборудования для заканчивания, такого как клапаны-отсекатели и газлифтные мандрели. Эффект, производимый солеотложениями, может быть сильным и внезапным: так, в одной из скважин в Северном море месторождения Миллера инженеры были поражены, увидев падение добычи с 30 000 барр/день (4770 м3/день) до нуля за 24 часа!1 Соответствующие денежные затраты также были огромны. Устранение образования солеотложений ежегодно обходится производству в миллионы долларов в виде потерянной продукции. До недавнего времени пути решения этой проблемы были немногочисленны и порой малоэффективны. При образовании солевого слоя необходима быстрая и эффективная методика его удаления. Методы удаления солеобразований включают в себя как химические, так

Нефтегазовое Обозрение

Рис. 1. Солеобразование в эксплуатационных колоннах. Рост отложений карбоната кальция блокирует более 40% проточной области и предотвращает тем самым доступ в прилегающее к внутренней поверхности труб пространство.

и механические методы, в зависимости от положения солевых отложений и их физических свойств. Некоторые минеральные соли, такие как карбонат кальция (CaCO3) способны растворяться в кислотах, в то время как другие — нет. Иногда солевые отложения предохраняют от химического растворения смолообразные или парафиновые пленки углеводородов. Накапливающиеся твердые слои непроницаемого слоя удаляются путем больших усилий и могут постепенно сужать диаметр эксплуатационных колонн НКТ, иногда полностью перекрывая их. В данном случае для удаления скоплений солевых образований традиционно используют механические методы или химическую обработку. Тем не менее, некоторые твердые образования, такие как сульфат бария (BaSO4) крайне устойчивы как к химическим, так и к механическим воздействиям. Незадолго до появления новейших разработок в области удаления солевых образова-

Осень 2002

ний, операторы, работающие над этой проблемой, были часто вынуждены свернуть производство, извлекать с помощью специальной аппаратуры поврежденные трубы из скважины, а затем обрабатывать их на поверхности или же полностью заменять. В данной статье мы обобщим физические причины образования солевого нароста при нефтедобыче. Знание причин, ведущих к солеобразованию, а также мест, где это конкретно происходит, поможет нам понять, как нужно удалять солевые налеты и проектировать специальные средства для восстановления долгосрочной производительности скважины. Затем мы обобщим химические и физические методики, используемые при удалении солевых образований, включая новейшие разработки в области методов закачки под давлением, а затем оценим плюсы и минусы каждого из методов. В заключение мы посмотрим на новые результаты в облас-

ти обработки воды и новых ингибиторов, которые помогают поддерживать точный химический баланс с целью предотвращения осаждения солей из потоков. Источники солеобразования При солеобразовании главную роль играет вода, поскольку она сама и является его источником. Вода представляет собой хороший растворитель для многих веществ и способна при этом переносить большие количества растворенных минеральных солей. Все природные воды содержат растворенные компоненты, увлекаемые ввиду их контакта со средой. Это приводит к образованию сложных растворов, богатых ионами, некоторые из которых находятся на пределе насыщения для определенных минеральных фаз. Морская вода, как правило, содержит большое количество ионов, являющихся продуктами морской жизнедеятельности и водяного испарения. Грунтовые

Борьба с солеотложениями — удаление и предотвращение их образования

Нефтегазовое Обозрение

Осень 2002

воды и воды неглубокого залегания часто разбавлены и отличаются по химическому составу от глубоких подземных вод, сопутствующих газу и нефти. Глубокие подземные воды насыщаются ионами ввиду обмена ими с осадочными породами. Вода, находящаяся в породах из карбоната или известковистого песчаника обычно содержит избыток катионов двухвалентного кальция (Ca2+) и магния (Mg2+). Пластовые воды в песчанике обычно содержат катионы бария (Ba2+) и стронция (Sr2+). Общее

содержание растворенных солей в породах может достигать 400 000 мг/л (3,34 ppg). Точный состав имеет сложную зависимость от диагенезиса минерала и других типов обмена в процессе течения флюидов пласта и перемешиваний за геологическую эпоху. Солеобразование начинается в тот момент, когда состояние любого природного раствора нарушено путем превышения растворимости одного или более компонентов. Растворимость же самих минералов имеет сложную зависимость от температуры и дав-

Зависимость растворимости минеральных солей от температуры

Растворимость, фунт/барр

1000 100

Галит

10 Гипс

1 Сульфат стронция

0,1 0,01

Ангидрит

Кальцит Барит

0,001

Сидерит 120 170 210 Температура, °F

0,0001 77

260

300

Растворенный BaSO4, фунт/барр

Зависимость растворимости минеральных солей от давления

0.004 0.0035

14 000 psi

0.003 0.0025

7000 psi

0.002

1500 psi

0.0015

14,5 psi

0.001 0.0005 0 70

120

170 220 Температура, °F

270

Растворимость сульфата стронция, моль/л

Зависимость растворимости минеральных солей от солености

-3

5 x 10

25° C

-3

4 x 10

150° C

-3

3 x 10

-3

2 x 10

250° C -3

1 x 10

0 1 Морская вода

3 4 NaCl, моль/л

Рис. 2. Растворимость минеральных веществ имеет сложную зависимость от многих параметров, таких как температура (верхний график), давление (в центре) и соленость (нижний график).

ления. Как правило, увеличение температуры приводит к увеличению водной растворимости минерала. Больше ионов растворимо при высоких температурах (рис. 2). Аналогично, уменьшение давления приводит к уменьшению растворимости и, в качестве эмпирического правила — растворимость большинства минералов уменьшается в два раза на каждые 7000 psi (48 МPa) уменьшения давления. Но не все минералы подчиняются типичной температурной зависимости. Например, карбонат кальция имеет прямо противоположную зависимость в виде увеличения растворимости с уменьшением температуры. Растворимость сульфата бария увеличивается в 2 раза в температурном диапазоне от 25°С до 100°С [77°F до 212°F] и далее во столько же раз уменьшается по мере приближения к 200°C [392°F]. В данном случае вещество влияет на свою же растворимость путем увеличения фоновых концентраций ионов. Дополнительная сложность — растворимость карбонатных минералов в присутствии кислых газов, таких как диоксид углерода (СO2) или сероводород (H2S). Растворимость карбоната увеличивается по мере увеличения кислотности, а СO2 и H2S при высоком давлении обеспечивают существенную кислотность. Следовательно, пластовые воды при контакте с карбонатными породами и растворенными газами могут насыщаться растворенным карбонатом. График растворимости имеет сложную нелинейную зависимость от состава раствора, температуры и давления газа над жидкостью, причем эффект от влияния давления на растворимость газа выражается большей величиной, чем эффект влияния давления на растворимость минерала. В общем, с понижением давления СO2 высвобождается из водной фазы, вызывая рост pH, что и приводит к образованию осадка кальцита. Процесс формирования солевых отложений Хотя движущей силой образования солеотложений может быть изменение температуры или давления, наличие сторонних газов, сдвиг pH или контакт с несовместимой жидкостью, нередко пластовые воды даже в пересыщенном солями состоянии не дают солевого осадка. Для формирования последнего ему нужно постепенно «вырастать» из раствора. Первая стадия его развития начинается с насыщенного раствора в виде образования нестабильных кластеров атомов, а сам процесс называется гомогенной нуклеацией (рис. 3). Далее, под

Нефтегазовое Обозрение

воздействием локальных флуктуаций ионов пересыщенного раствора, атомные кластеры образуют маленькие кристаллы-зародыши. Эти кристаллы постепенно растут за счет адсорбции ионов на дефектных участках поверхности кристаллов, увеличивая свой размер. Причина роста зародышевых кристаллов обусловлена уменьшением свободной поверхностной энергии кристалла, которая стремительно уменьшается с увеличением радиуса частиц после того, как достигнут критический размер. Это означает, что большие кристаллы будут

Гомогенная нуклеация

Пересыщение

Ионные пары

Кластер/ядро Неустойчивое равновесие Несовершенные кристаллы

Ba2+

продолжать свой рост, а также то, что малые могут раствориться2 снова. Таким образом, при достаточно большой степени пересыщения, формирование зародышевых кристаллов будет вызывать увеличение роста солевых отложений. В данном случае зародышевые кристаллы играют роль своего рода катализаторов в образовании солевых осадков. Рост кристаллов также имеет тенденцию к инициированию на уже имеющейся границе между твердым телом и жидкостью процесса, называемого гетерогенной нуклеацией. Местами возникновения гетерогенной нуклеации являются такие дефекты поверхности, как неровности поверхностей труб, перфорационные отверстия эксплуатационных колонн, а также стыки и сварочные швы труб. Высокая степень турбулентности также способна катализировать процесс солеотложения. Таким образом, накопление осадка может произойти под воздействием давления насыщения в потоке. Это и объясняет столь быстрое накопление осадка на скважинном оборудовании для заканчивания. Исходя из представлений о явлении нуклеации, были разработаны ингибиторы соле2. Richardson SM and McSween HY: Geochemistry: Pathways and Processes. Englewood Cliffs, New Jersey, USA: Prentice-Hall, Inc., 1989.

отложения (подробно описаны ниже), которые используют химические реагенты, тормозящие процесс нуклеации и стадии роста солевых отложений, снижая почти до нуля скорость образования осадка. Идентификация солевых отложений Идентификация местоположения и состава солевых отложений — первый шаг в разработке экономичных методов их устранения. Эксплуатационные колонны НКТ и наземное оборудование — солевой осадок в эксплуатационных колоннах НКТ может встречаться в виде толстого слоя, плотно прилегающего к их внутренней поверхности. Зачастую он имеет толщину в несколько сантиметров и имеет кристаллы диаметром до 1 см и более. Первичный эффект роста солевых отложений заключается в том, что скорость добычи снижается за счет увеличения неровности поверхности труб, при этом в них снижается диаметр протока. Следовательно, давление растет, а добыча падает. По мере увеличения роста кристаллов становится невозможным доступ к нижним секциям скважины, при этом поток через трубы стремительно падает (рис. 4). Солеотложения на трубах различается по химическому составу и состоят при этом

Дальнейший рост на неровностях кристаллов

SO42-

Отложения солей в трубах

Гетерогенная нуклеация Стальная труба Пересыщение

Ионные пары

Дефекты поверхности

Изменения давления в клапанахотсекателях Газлифт

Слой FeS2 Слой BaSO4 Коррозионный слой под отложениями Слой асфальтенов

Потерянный инструмент

Коррозия под действием H2S

Переходник НКТ

Потерянный инструмент, прихваченный CaCO3

CaCO3

Слой CaCO3

Поток жидкости

Парафиновый слой BaSO4 в перфораци

Стенка трубы

Рис. 3. Процессы нуклеации. Образование солеосаждений начинается в пересыщенных растворах с ионных пар, образующих одиночные кристаллы — процесс гомогенной нуклеации (вверху). Солеотложения также способны накапливаться на уже существующих дефектах поверхности, таких как неоднородности на поверхности жидкость/труба — процесс гетерогенной нуклеации (внизу).

Осень 2002

CaCO3

Приток добываемого флюида

Рис. 4. Солеотложения внутри труб. Расположение солевых отложений на трубах может меняться от перфорационных отверстий до устья, где они сдерживают добычу за счет уменьшенной пропускной способности труб, забитых патрубков, упущенного инструмента, клапанов-отсекателей и газлифтных мандрелей. Солевой налет обычно располагается слоями и иногда бывает покрыт парафиновым или битуминозным покрытием (вставка). Изъязвления и коррозия стали могут развиваться под слоем солевых накоплений благодаря бактериям и кислому газу, нарушая целостность стали.

Зависимость растворимости минеральных солей от температуры

Растворимость, фунт/барр

1000 100

Галит

10 Гипс

1 Сульфат стронция

0,1 0,01

Ангидрит

Кальцит Барит

0,001

Сидерит 120 170 210 Температура, °F

0,0001 77

260

300

Растворенный BaSO4, фунт/барр

Зависимость растворимости минеральных солей от давления

0.004 0.0035

14 000 psi

0.003 0.0025

7000 psi

0.002

1500 psi

0.0015

14,5 psi

0.001 0.0005 0 70

120

170 220 Температура, °F

270

Растворимость сульфата стронция, моль/л

Зависимость растворимости минеральных солей от солености

-3

5 x 10

25° C

-3

4 x 10

150° C

-3

3 x 10

-3

2 x 10

250° C -3

1 x 10

0 1 Морская вода

3 4 NaCl, моль/л

Нефтегазовое Обозрение

Гомогенная нуклеация

Пересыщение

Ионные пары

Кластер/ядро Неустойчивое равновесие Несовершенные кристаллы

Ba2+

Дальнейший рост на неровностях кристаллов

SO42-

Отложения солей в трубах

Гетерогенная нуклеация Стальная труба Пересыщение

Ионные пары

Дефекты поверхности

Изменения давления в клапанахотсекателях Газлифт

Слой FeS2 Слой BaSO4 Коррозионный слой под отложениями Слой асфальтенов

Потерянный инструмент

Коррозия под действием H2S

Переходник НКТ

Потерянный инструмент, прихваченный CaCO3

CaCO3

Слой CaCO3

Поток жидкости

Парафиновый слой BaSO4 в перфораци

Стенка трубы

Осень 2002

CaCO3

Приток добываемого флюида

зить проницаемость пласта и тем самым снизить эффективность стратегии нагнетания. Обнаружение солевых отложений — Существуют физические доказательства существования отложений, которые могут быть в виде отдельных фрагментов или обнаружены рентгенографически. Исследования при помощи γ-излучений показывают наличие сульфата бария, поскольку вместе с ним3 осаждается природный изотоп Ra226. Во многих случаях было замечено увеличение активности γ-излучения примерно в 500 API сверх фонового значения. Оценка добычи с использованием NODALанализа способна показать солеотложения в трубах, если в скважине внезапно возникает ограничение проходимости труб, которое не отмечается на ранних стадиях добычи. Согласно теории, NODAL-анализ способен определять солевые отложения в пластах при уменьшении добычи, хотя в данном случае трудно найти отличия от других форм негативных воздействий на пласт. Резкое увеличение добычи воды часто является сигналом потенциальной проблемы солеотложения, особенно когда это совпадает с одновременным падением добычи нефти. Обычно операторы отслеживают химический состав воды и, в частности, содержание растворенных ионов в пластовых водах. Резкие изменения в концентрациях осадкообразующих ионов, таких как Ba2+ или сульфат [SO42-], которые соответствуют уменьшению добычи нефти и увеличенной обводненности, может показывать, что нагнетаемая вода прорвалась, и процесс солеотложения начал-

Солевые отложения Поток воды Нефть

Рис. 5. Воздействие на материнскую породу. Солеотложения ограничивают поток флюида через пласт, приводя к потере проницаемости.

Закачиваемая вода Область, подвергшаяся воздействию солеотложений

Нагнетаемый поток

Перфорационные каналы

Рис. 6. Повреждения нагнетательных скважин. Автоосаждение из закачиваемых вод может спровоцировать рост солеобразования, сужая при этом пропускную способность труб. Карбонат кальция может осаждаться в результате увеличения температуры и давления, приводя к осаждению и изменениям вблизи скважины, особенно в скважинах с высоким давлением и температурой. Несовместимые смешения закачиваемой и пластовой воды также приводят к аналогичным негативным последствиям.

ся. Проверка реакции на предыдущее химическое воздействие, такое как кислотная обработка, может дать повод для таких предположений. Раннее предупреждение условий солевых отложений было бы очень ценным для операторов, поскольку в скважинах процесс отложений может идти в течение всего 24 часов или даже быстрее. Скважины с высококачественным оборудованием и постоянной системой контроля тщательно спроектированы для контроля химического состава воды. Внутренние датчики и системы постоянного мониторинга солеотложений являются областями активных исследований. Например, BP Amoco разработала интегрированную систему контроля над солевыми отложениями, которая использует внутренний электрохимический датчик, чувствительный к pH и концентрации хлорид-иона наряду с температурой, давлением и многофазным измерителем потока, способным к детектированию потенциального образования карбоната и помощи в регулировании химического дозирования с целью контроля над солевыми отложениями.4

Нефтегазовое Обозрение

Химическое моделирование — Химические модели созданы с целью предсказания природы и степени солеотложения в зависимости от условий. Эти модели предсказывают фазовое равновесие, используя термодинамические принципы и геохимические базы данных. Все зависит от базового набора данных, таких как элементно-количественный анализ, температура, давление и состав газовой фазы. Данные программы разработаны для предсказания влияния отклонений, таких как несовместимое смешение или изменения температуры и давления. Многие программы, предсказывающие процесс солеобразования, сейчас легко доступны в качестве бесплатного программного обеспечения и лишь ограниченная часть коммерческого программного обеспечения предназначена для описания химии рассолов. Эти программы распространяются как на простейшие модели, так и на комплексные геохимические модели, разработанные для моделирования флюида и химического транспорта в пористых пластах.5 Такие модели могут быть использованы в течение длительного срока для предсказания проблем солевых отложений, используя различные значения параметров пласта и ожидаемого прорыва закачиваемой воды. На деле, для новых пластов, не имеющих тенденции к солеобразованию, только химические модели являются доступным инструментом предсказания. Поэтому они требуют точных сведений о химическом составе для пластовых флюидов и закачиваемых вод. Такое редко доступно на практике, но информация может быть накоплена для обеспечения более точных предсказаний процесса солевых отложений. Общие сценарии процесса солевых отложений В производстве углеводородов обычно фигурируют четыре основных события, приводящие к солеобразованию: Несовместимое смешение — Смешение несовместимых нагнетаемых вод и пластовых вод может вызвать образование солевых отложений. Морская вода часто вводится в пласты при использовании вторичных методов повышения нефтеотдачи с использованием завод3. Bamforth S, Besson C, Stephenson K, Whittaker C, Brown G, Catala G, Rouault G, Thйron B, Conort G, Lenn C and Roscoe B: “Revitalizing Production Logging,” Oilfield Review 8, no. 4 (Winter 1996): 44-60. 4. Snieckus D: “Tipping the Scales,” Offshore Engineer (September 1999): 117. 5. Oddo JE and Tomson MB: “Why Scale Forms and How to Predict It,” SPE Production & Facilities 9, no. 1 (February 1994): 47-54.

Осень 2002

нения. В морской воде обычно содержится большое количество ионов SO42-, с концентрациями зачастую превышающими 2000 мг/л (0,02 ppg), в то время как пластовые воды содержат двухвалентные катионы Ca2+ и Ba2+. Смешение жидкостей в породах вокруг скважины дает новые жидкости с комбинированными концентрациями ионов, которые явно выше предельных растворимостей для сульфатных минералов. Отложения сульфата кальция (CaSO4) образуются в пластах известняка, а отложения сульфата бария (BaSO4) и стронция (SrSO4) — в пластах песчаника (рис. 7). Если данные отложения присутствуют в пласте, то их трудно удалить химическим или механическим путем. Смешение несовместимых вод также может происходить в трубах, при этом образуются солевые отложения, которые вполне могут быть удалены как химическим, так и механическим способом. Автоосаждение — Пластовая жидкость по мере продвижения подвергается изменени-

ям температуры и давления. Если такие влияния затрагивают жидкость с составом, превышающим пределы растворимости для данного минерала, то он будет выделятся в виде осадка — это явление называют автоосаждением или самоосаждением. Сульфатные и карбонатные осадки могут образоваться в результате изменения давления внутри скважины или же любого другого изолированного оборудования. Осадок хлорида натрия (галит) образуется аналогичным образом из высококонцентрированных рассолов, подверженных сильным падениям температуры. Вода может содержать 100 фунт/барр [218 кг/м3] галита при температуре 200°С, но только 80 фунт/барр [174 кг/м3] при температуре окружающей среды. Галит способен осаждаться со скоростью 20 фунт/барр добываемой воды, что приводит к образованию многих тонн осадка ежедневно в одной скважине, приводя при этом к добыче воды со скоростью 1000 барр/день [159 м3/день].

Солевой состав двух различных вод Тип иона

Рис. 7. Солеотложения из несовместимых вод. Таблица (сверху) показывает типичные различия в концентрациях ионов, найденных в пластовых водах и морской воде. График (внизу) показывает количество солевого осадка, которое получается из различных смесей морской воды и пластовой воды.

Пластовая вода, ppm Морская вода, ppm

Натрий

31 275

Калий

654

10 890 460

Магний

379

1368

Барий

269

Стронций

771

Сульфат

2960

Хлорид

60 412

19 766

Кальций

5038

428

600

500 SrSO4 Масса солевого осадка, мг/л

из слоев солей, отложенных на протяжении истории скважины. Зачастую солеотложения содержат асфальтеновые или парафиновые слои, а также слои солей, прилегающие к трубам, которые содержат сульфиды железа, карбонаты или продукты коррозии. Породы приствольной зоны — Карбонатные или сульфидные отложения (типичные для участков вблизи скважин) имеют меньший размер частиц, чем отложения, находящиеся внутри труб, т. е. размер их имеет величину порядка микрон, а не сантиметров. Это приводит к закупориванию гравийной набивки и фильтров, а также пор в материнской породе. Солевые отложения, прилегающие к стволу скважины, обычно формируются в течение продолжительных остановок скважины ввиду смешений несовместимых вод из разных слоев. Полагают, что такой солевой налет играет роль покрытия (рис. 5). Удаление путем химического растворения или при помощи кислот способно резко поднять добычу. Нагнетательные скважины — Негативное воздействие солеотложений в нагнетательных скважинах обычно обусловлено ускоряемыми температурой отложениями из нагнетаемых вод. Вдобавок к этому, несовместимые взаимодействия могут произойти вблизи скважин, в случае, если закачиваемые воды контактируют либо с пластовыми водами, либо с рассолами для заканчивания (рис. 6). Данная проблема распространяется на ранние стадии процесса нагнетания, когда закачиваемые воды контактируют с несовместимыми водами в зоне, прилегающей к скважине. Образовавшиеся здесь солевые накопления могут сни-

400

300

200 BaSO4 100

0 0

100

Морская вода, %

Солевые отложения Поток воды Нефть

Закачиваемая вода Область, подвергшаяся воздействию солеотложений

Нагнетаемый поток

Перфорационные каналы

Нефтегазовое Обозрение

Осень 2002

Солевой состав двух различных вод Тип иона

Пластовая вода, ppm Морская вода, ppm

Натрий

31 275

Калий

654

10 890 460

Магний

379

1368

Барий

269

Стронций

771

Сульфат

2960

Хлорид

60 412

19 766

Кальций

5038

428

600

500 SrSO4 Масса солевого осадка, мг/л

400

300

200 BaSO4 100

0 0

100

Морская вода, %

Зона падения давления 4 фута прилегающего слоя Нагнетаемая морская вода Солеотложения

Поток жидкости Солеотложения

Пластовая вода Осаждение карбоната кальция обуславливает дальнейшее уменьшение давления, приводя к дальнейшему осаждению.

Рис. 8. Повреждение эксплуатационных скважин. Автоосаждение может привести к проблемам в эксплуатационных скважинах (справа), когда солеотложения формируются возле входов каналов перфорации (правая вставка). Падение давления над породами вблизи ствола скважины может привести к растворению осажденного CaCO3. Смешение несовместимых нагнетаемых и пластовых вод может привести к осаждению солей в породах пласта (слева).

Удаление солевого налета Методы удаления солевого слоя должны быть быстрыми, недеструктивными по отношению к скважине, трубам и среде пласта, а также эффективными в плане предотвращения повторного осаждения. При интенсификации пласта часто используют растворители с тем, чтоб предотвратить падение добычи. Лучшие методы по удалению солевых осадков зависят от знания типа, количества и физического состава и структуры осадка. Малый выбор методов очистки может действительно способствовать быстрому возобновлению солеосаждения. В трубах устойчивость и структура солевого слоя играют заметную роль в выборе методов удаления. Устойчивость и структура варьируется от очень тонкого налета, хрупких нитей или кристаллов с большим количеством микропор до каменнотвердых малопроницаемых и непористых слоев. Чистота солевых отложений непосредственно связана с их устойчивостью к удалению. Солеотложения могут встречаться в виде фаз, состоящих из одного минерала, но существенно чаще они являются смесью схожих по строению совместимых соединений. Чистый сульфат бария обычно имеет низкую пористость и крайне устойчив к химическим методам удаления, а также крайне тяжело удаляется большинством известных механических методов. Смеси же сульфата бария, зачастую с сульфатом стронция, сульфатом кальция и даже карбонатом кальция дают возможность использования разнообразных методов очистки, как химических, так и механических. Химические методы — Удаление солевых отложений химическим путем зачастую является первым, самым дешевым методом, особенно в случае, когда применение механических методов затруднено, а также неэффективно или дорого. Например, карбонатные минералы легко растворимы в соляной кислоте и могут быть, таким образом, легко удалены. Тяжелый сульфатный осадок — более сложный случай, поскольку в кислотах он почти нерастворим. В породах пластов его можно обработать сильными хелатообразующими реагентами, т. е. соединениями, способными разрушить устойчивую к кислотам структуру путем изоляции и связывания ионов металлов в прочную кольцевидную структуру.6 Большинство химических обработок контролируют по степени доступа реагентов к поверхности солевых отложений. Следовательно, отношение общей площади поверхности к объему или отношение общей площади поверхности к массе является важным парамет-

Нефтегазовое Обозрение

ром скорости и эффективности процесса удаления осадка. Большие площади реакционного контакта как в пористых материалах, глинистых частицах крайне тонких пластин и нитевидных образований реагируют быстро, поскольку объем кислоты, окружающей поверхность, большой. Малые соотношения общей площади поверхности к объему в толстых, непористых накоплениях солеобразований реагируют медленно с любыми, даже очень сильными химическими реагентами. Солевые осадки в трубах, где мы имеем малую общую площадь на большую массу отложений, реагируют слишком медленно, чтобы серьезно рассматривать методы химической очистки. Очень часто высокопроницаемые зоны в пласте (предполагающие малое сопротивление) отменяют направление обрабатывающей жидкости и препятствуют растворителю осадка проникать в другие поврежденные солеотложениями места. Новейшие методы используют растворители и разбавители, содержащие вязкоупругие поверхностно-активные вещества (ПАВ), способные улучшить растворяющую силу растворителя. Вязкоупругие ПАВ образуют сверхвязкие гели при смешении с некоторыми составами рассолов, но при этом деструктурируются и становятся водянистыми в присутствии нефти или углеводородного газа. Следовательно, данные вязкоупругие ПАВ помогают направить растворители солевых отложений в продуктивную нефтеносную зону, избегая при этом непродуктивные водонасыщенные области. Хотя соляную кислоту чаще всего выбирают для обработки отложений карбоната кальция, быстрая кислотная реакция имеет и отрицательную сторону: истощенный кислотный раствор, содержащий растворенные солевые отложения, является отличным инициатором для повторного их выделения. Например, промысловое испытание стимуляции пласта кислотой позволило оператору в Северном море объяснить падение добычи (рис. 9).7 Путем сравнения информации о производительности скважин на месторождениях Gullfaks перед стимуляцией и после нее, инженеры использовали анализ NODAL для того, чтобы определить изменения в поверхностных отложениях. Затем влияние каждого вида обработки на 6. Martel AE and Calvin M: Chemistry of Metal Chelate Compounds. New York, New York, USA: Prentice-Hall, Inc., 1952. 7. Kotlar HK, Karlstad S, Jacobsen S, and Vollen E: “An Integrated Approach for Evaluating Matrix Stimulation Effectiveness and Improving Future Design in the Gullfaks Field,” paper SPE 50616, presented at the 1998 SPE European Petroleum Conference, The Hague, The Netherlands, October 20-22, 1998.

Осень 2002

Нормализованный поток

250

6 200 5 150

4 3

100

2 Поток нефти

Поток воды

Ноябрь 1993

Март 1994

1 0 Октябрь Январь 1993 1992

Март 1993

Август 1993

Устьевое давление скважины

Сенябрь Октябрь 1994 1994

Входное давление скважины, бар

(влажный газ). По мере уменьшения гидростатического давления в трубах увеличивается объем углеводородного газа и все еще остающаяся горячей фаза рассола испаряется. Это обусловливает концентрирование растворенных ионов и превышение растворимости минералов в оставшейся воде. Это является типичной причиной выделения галита в скважинах с высокой температурой и давлением, но таким образом могут формироваться также и другие осадки. Закачка газа — Заполнение пласта газообразным CO2, проводимое с целью вторичного повышения нефтеотдачи, также может привести к солевым выделениям. Вода при контакте с CO2 становится слабой кислотой и растворяет кальцит в пласте. Последовательное падение давления в пласте, окружающем эксплуатационную скважину, может заставить CO2 выделяться из раствора и вызвать осаждение карбоната на перфорационных каналах и в порах пласта возле скважины. Образование солевых отложений в области скважин может снова вызвать уменьшение давления и дальнейшее осаждение (рис. 8). Подобно автоосаждению этот самоускоряемый процесс может полностью перекрыть перфорационные каналы или создать непроницаемый заслон между скважиной и пластом на несколько дней, полностью остановив добычу.

Поток жидкости, тыс. м3/день

Другая серьезная проблема встречается, когда карбонатные отложения образуются из пластовых жидкостей, содержащих кислые газы. Понижение давления в процессе добычи флюида приводит к высвобождению газов, которые увеличивают pH и вызывают солеотложения. Осаждение карбоната может простираться от пород вокруг ствола скважины и далее по трубам до наземного оборудования, по мере того как пластовые воды будут постепенно изменять свою температуру и давление. В случае карбонатных осадков температурные эффекты зачастую работают против эффектов давления. Например, давление падает на устье скважины, что может привести к появлению солевых отложений в породах. По мере подъема жидкости вверх по трубам к температурам на дневной поверхности и наружному давлению, падение результирующей температуры может опередить эффект давления, снижая при этом солеотложение внутри труб. С другой стороны, постепенное уменьшение давления от устья скважины к поверхности может привести к интенсивному выделению осадка в трубах и наземном оборудовании. Солевыделение, вызванное испарением — Образование солевых отложений также связано с параллельно идущей добычей углеводородных газов и пластовых рассолов

0 Январь 1995

Даты кислотной промывки

Рис. 9. Пилообразный профиль добычи. Часть информации о добыче с одной из богатых скважин в месторождении Gullfaks показывает снижение добычи. Нормализованный поток (красная кривая) хороший показатель изменений, обусловленных указанными воздействиями, поскольку это устраняет эффект подавления добычи, вызванный ограничениями наземного оборудования. Нормализованная кривая показывает большое и мгновенное воздействие кислотной обработки (голубая кривая) и связанные с этим потери производительности скважины в течение одного-трех месяцев (повторяющееся солеосаждение).

разные типы солевых отложений в каждой скважине было смоделировано с использованием сопряженной модели «скважина-пласт» (см. «Программный комплекс для моделирования размещения химикатов» на странице 64). Сравнение эффекта, связанного с удалением отложений в поверхностном слое с изменениями добычи, позволило определить тип отложений и положение. Промысловые испытания подтверждают, что повторное осаждение карбоната в гравийной набивке является главным механизмом, вызывающим текущее падение добычи. Этот цикл повторного осаждения способны остановить химические реагенты, растворяющие и связывающие карбонат кальция в хелатные комплексы. Этилендиаминтетрауксусная кислота (ЭДТА) была одним из первых подходящих веществ для улучшенной химической очистки, и она до сих пор используется во многих формах (рис. 10 на стр. 60). Хотя обработка с помощью ЭДТА более медленная и дорогая, чем обработка соляной кислотой, она хорошо работает в случае отложений, требующих химического подхода. ЭДТА и ее структурные разновидности эффективны также при удалении некарбонатных солевых отложений, имея неплохие перспективы в технологии удаления сульфата кальция и его смесей с сульфатом бария.

Недавно компания «Шлюмберже» разработала на основе ЭДТА улучшенный растворитель, называемый U105, в качестве удешевленной альтернативы для стимуляции карбонатных пород. Этот растворитель разрабатывался специально для карбоната кальция, но он также оказался эффективен против отложений карбонатов и оксидов железа. Он растворяет карбонаты медленнее, чем соляная кислота, и имеет при этом большую растворяющую емкость, чем традиционные органические кислоты, такие как муравьиная и уксусная. После хелатообразующего растворения отложений они уже не способны к повторному осаждению. Сохраняя свою стабильность при температуре до 250°С [482°F], U105 представляет собой растворитель умеренной токсичности, который к тому же не является коррозионно-опасным для многих сталей, что делает обработку еще более безопасной. Другие хелатообразующие реагенты были оптимизированы специально для солевых отложений сульфатов бария и стронция. Например, U104, основанный на структуре ЭДТА, содержащей химические активаторы, увеличивающие скорость растворения осадков. Он рекомендован для широкого класса солевых отложений как содержащих сульфат и карбонат, так и для различных смесей. Обычно

Зона падения давления 4 фута прилегающего слоя Нагнетаемая морская вода Солеотложения

Поток жидкости Солеотложения

Нефтегазовое Обозрение

Осень 2002

Нормализованный поток

250

6 200 5 150

4 3

100

2 Поток нефти

Поток воды

Ноябрь 1993

Март 1994

1 0 Октябрь Январь 1993 1992

Март 1993

Август 1993

Устьевое давление скважины

Сенябрь Октябрь 1994 1994

Входное давление скважины, бар

Поток жидкости, тыс. м3/день

0 Январь 1995

Даты кислотной промывки

CO O CH2 CO

CH2 N

CH2

Ba N

O CO

CH2 CH2 O CO

SO4-2 Ba+2

Раствор комплекса Ba-ЭДТА

ЭДТА

Поверхностный комплекс

Рис. 10. Хелатные комплексы с ЭДТА. Хелатные реагенты используются для перевода нежелательных ионов в растворимое состояние. Молекула ЭДТА делит электронные пары атомов кислорода и азота с атомами бария, образуя хелатный комплекс барий-ЭДТА (вверху). Процесс хелатообразования способствует растворению отложений сульфата бария (внизу). 1600 1400

Нефть Вода

Обработка растворителем солеотложений 1150 барр

Добываемый флюид, барр

1200 1000

Средний прирост добычи нефти за 147 дней — 450 барр 700 барр

800 600 400 200 0 Время, дни

147 дней

Рис. 11. Данные о производительности скважин Северного моря. Были приняты меры против сильных повреждений скважин за счет отложения BaSO4 и CaCO3 в перфорационных каналах и породах вблизи ствола скважин. В результате этого объем добычи нефти вырос на 64% в течение 147 дней.

перед применением эти растворы разбавляют свежей водой, и оставляют на период от 6 до 24 часов. Эффективность этого нового растворителя была продемонстрирована на месторождениях Северного моря, которые имеют существенные солеотложения в породах вокруг ствола скважины и перфорационных каналах. Тип солеотложений определили как смесь сульфата бария и карбоната кальция. Обработка с помощью U104 осуществлялась в результате его продавливания или закачки под давлением для достижения среднего радиального смещения в 3 фута (1 метр). Указанная обработка была завершена полным замещением ингибированной морской воды, и затем скважина была остановлена на 18 часов перед возобновлением добычи (рис. 11). Добыча увеличилась на 450 барр/день [72 м3/день], окупив стоимость всех материалов, стоимость прокачивания и производственные потери за 12 дней. Традиционные механические методы — механические способы удаления солевых отложений предлагают нам большой ассортимент инструментов и методов, применимых для обработки внутритрубного пространства и внешней поверхности труб (рис. 12). Подобно химическим методам, многие механические методы имеют ограниченную область применения, так что выбор подходящего метода напрямую зависит от конкретной скважины и типа солевого отложения. Несмотря на свое разнообразие, механические подходы являются одними из самых успешных в практике очистки труб от солеотложений. Один из наиболее ранних методов удаления солевых отложений был разработан на основе применения взрывчатых веществ для встряхивания трубы и разрушения хрупких солевых отложений. Взрывчатые вещества обеспечивали ударные нагрузки с высокой энергией, которые могли удалять отложения, но зачастую повреждали трубы и цементный камень. Для ослабления действия взрывчатки требовалось изменение ее типа или уменьшение массы заряда взрывчатого вещества. Опыт показал, что для этого достаточно одной или двух жил детонирующего шнура, получивших наименование линейного заряда. Сегодня линейные заряды еще используются, особенно в качестве простого диагностического средства, когда быстрый ввод на канате и детонация в период выхода флюида позволяют установить тип и местонахождение солевых отложений. Опыт показал, что с помощью нескольких жил шнура, детонирующих от

Нефтегазовое Обозрение

Инструмент

Описание

Чистые твердые перемычки

Двигатель объемного типа и фрезер

Двигатель с приводом от потока жидкости «Moineau» и фрезер. Фрезер удаляет отложения путем шлифовки.

Ударный молоток

Ударный молоток с приводом от потока жидкости. Высокие ударные силы дробят хрупкие отложения.

Чистая внутренность трубы

Прочие преимущества

Прочие недостатки

Да. Скорость очистки может быть весьма низкой.

Четкая индикация очистки на поверхности. Малые размеры обломков облегчают очистку ствола скважины.

Статор двигателя и фрезер являются дорогостоящими расходными элементами. Предельная температура ~300°F [150°C]. Несовместим с растворителями солевых отложений. Фрезер может повреждать трубы.

Да. Скорость очистки может быть весьма низкой.

Четкая индикация очистки на поверхности. Простой, надежный инструмент.

Большие размеры обломков затрудняют очистку ствола скважины. Несовместим с растворителями солевых отложений.

Механическая очистка

Химическая очистка Фиксированный промывочный инструмент

Фиксированный инструмент со множеством сопел большого диаметра. Обычно используется только с химическими растворителями.

Да, если отложения растворимы.

Простой, надежный инструмент.

Большинство мощности потока жидкости затрачивается на преодоление трения при циркуляции. Низкое давление в соплах; не способен удалять инертные отложения.

Вращательноструйный инструмент

Вращательный момент обеспечивается смещением сопел относительно оси инструмента. Отсутствие регулирования скорости.

Да, если отложения растворимы.

Простой инструмент. Охват всего ствола скважины вращающимися форсунками.

Неэффективное размывание из-за высокой частоты вращения (>5000).

Позиционноструйный инструмент

Сопловая головка поворачивается на ~90° при циклическом изменении давления в колонне гибких НКТ. В головке имеется много сопел малого диаметра, что улучшает промывание ствола скважины.

Турбоприводный струйный инструмент

Гидравлическая турбина вращает головку с двумя соплами. Частота вращения регулируется индукционным тормозом.

Ультразвуковые инструменты

Используются для создания высокочастотных импульсов давления, удаляющих отложения ударными волнами или кавитацией.

Требуется несколько СПО для очистки, что увеличивает продолжительность операции и износ гибких НКТ. Отсутствие индикации очистки на поверхности. Малый радиус очистки из-за малого диаметра сопел.

Да, если отложения растворимы.

Промывание всего ствола скважины с большим радиусом очистки.

Через турбину нельзя закачивать абразивы. Сложный инструмент.

Простота.

Гидростатическое давление подавляет кавитацию. Инструменты не смогли эффективно удалять твердые отложения при лабораторных испытаниях.

Инструменты Jet Blaster Метод Scale Blasting

Сопловая головка, вращаемая двумя соплами, смещенными относительно оси инструмента. Регулирование частоты вращения посредством вязкостного тормоза.

Промывание всего ствола скважины с большим радиусом очистки. Четкая индикация очистки на поверхности.

Метод Bridge Blasting

Двигатель с приводом от потока жидкости "Moineau" и струйная фрезерная головка. Радиальные форсунки следуют за направляющим фрезером.

Четкая индикация очистки на поверхности.

Статор двигателя и фрезер являются дорогостоящими расходными элементами. Предельная температура ~300°F [150°C].

Рис. 12. Механические методы удаления солевых отложений.

Осень 2002

CO O CH2 CO

CH2 N

CH2

Ba N

O CO

CH2 CH2 O CO

SO4-2 Ba+2

Раствор комплекса Ba-ЭДТА

ЭДТА

Поверхностный комплекс

Нефть Вода

Обработка растворителем солеотложений 1150 барр

Добываемый флюид, барр

1200 1000

Средний прирост добычи нефти за 147 дней — 450 барр 700 барр

800 600 400 200 0 Время, дни

147 дней

Нефтегазовое Обозрение

Инструмент

Описание

Чистые твердые перемычки

Двигатель объемного типа и фрезер

Двигатель с приводом от потока жидкости «Moineau» и фрезер. Фрезер удаляет отложения путем шлифовки.

Ударный молоток

Ударный молоток с приводом от потока жидкости. Высокие ударные силы дробят хрупкие отложения.

Чистая внутренность трубы

Прочие преимущества

Прочие недостатки

Да. Скорость очистки может быть весьма низкой.

Четкая индикация очистки на поверхности. Малые размеры обломков облегчают очистку ствола скважины.

Да. Скорость очистки может быть весьма низкой.

Четкая индикация очистки на поверхности. Простой, надежный инструмент.

Механическая очистка

Химическая очистка Фиксированный промывочный инструмент

Да, если отложения растворимы.

Простой, надежный инструмент.

Вращательноструйный инструмент

Да, если отложения растворимы.

Простой инструмент. Охват всего ствола скважины вращающимися форсунками.

Неэффективное размывание из-за высокой частоты вращения (>5000).

Позиционноструйный инструмент

Турбоприводный струйный инструмент

Ультразвуковые инструменты

Да, если отложения растворимы.

Промывание всего ствола скважины с большим радиусом очистки.

Через турбину нельзя закачивать абразивы. Сложный инструмент.

Простота.

Инструменты Jet Blaster Метод Scale Blasting

Промывание всего ствола скважины с большим радиусом очистки. Четкая индикация очистки на поверхности.

Метод Bridge Blasting

Четкая индикация очистки на поверхности.

Статор двигателя и фрезер являются дорогостоящими расходными элементами. Предельная температура ~300°F [150°C].

Рис. 12. Механические методы удаления солевых отложений.

Осень 2002

электродетонатора и достаточно длинных для охвата интересующей зоны, можно эффективно удалять солевые отложения, закупоривающие перфорационные отверстия, и тонкие слои отложений в трубах. Отложения большой толщины, особенно в трубах, часто бывают слишком прочными для безопасного взрывного удаления и обладают слишком малой пористостью для эффективной химической обработки в приемлемые сроки. Для удаления таких отложений обычно требуется применение методов, разработанных для бурения горных пород и фрезерования стали. Разработаны долота ударного действия и технологии фрезерования для спуска на гибких НКТ внутрь трубы с использованием различных долот скалывающего типа и конфигураций фрез. В качестве забойного источника мощности обычно применяется гидравлический двигатель или ударный инструмент молоткового типа. Двигатели приводятся в движение потоком жидкости, и в них используются сочетания статора и ротора, вращающие долото. Их мощность зависит от скорости подачи жидкости и размеров двигателя; небольшие двигатели, удаляющие отложения в НКТ, обычно имеют диаметр от 111/16 до 13/4 дюйма, обеспечивая момент силы от 100 до 130 фунто-футов. Поскольку отложения редко равномерно осаждаются на стенке трубы, требуемая мощность фрезерования меняется в огромных пределах. Если двигатель не может развивать мощность, необходимую для резания отложений фрезером, двигатель тормозится, и процесс фрезерования останавливается. В результате, скорость удаления отложений меняется в зависимости от типа отложений и условий применения, но обычно составляет от 5 до более 30 линейных футов (от 1,5 до более 9 м) удаляемых отложений с трубы за час фрезерования. Изменение скорости фрезерования зависит от согласования между типом отложений и сочетания двигателя и фрезера. Опыт свидетельствует о том, что небольшие маломоментные двигатели обычно бывают эффективнее при спуске в скважину вместе с фрезерами с небольшими зубьями. Фрезеры с большими зубьями, хотя и действуют более интенсивно, не вращаются удовлетворительно на пересеченных поверхностях отложений, вызывая торможение небольших двигателей. Поэтому фрезеры с небольшими зубьями менее интенсивного действия осуществляют резание быстрее, поскольку реже возникает торможение двигателя.

BJ-NOWSCO, существуют много лет для удаления солевых отложений из эксплуатационных НКТ и перфораций. В подобных инструментах для обеспечения охвата всего ствола скважины используются несколько струйных отверстий или позиционно-струйная головка. Эти инструменты можно использовать вместе с химическими промывками для воздействия на растворимые отложения, если это необходимо для предотвращения потерь реагентов,

Рис. 13. Удаление струей воды отложений карбоната кальция. Труба обрабатывалась одной водяной форсункой со скоростью 2,4 дюйма/мин (1 мм/с). Несмотря на удаление карбонатных отложений, значительная их часть осталась на месте.

Рис. 14. Удаление струей воды с абразивом отложений карбоната кальция. Труба обрабатывалась одной водяной форсункой с использованием абразивного песка со скоростью 2,4 дюйма/мин (1 мм/с). В ходе испытания форсунка оставалась неподвижной 3 минуты, в результате чего струя песка прорезала стенку трубы примерно на 80%, что является неприемлемым уровнем повреждения.

Ударные инструменты, такие как инструмент Hipp Tripper компании Baker Oil Tools, представляют собой инструменты возвратнопоступательного действия, которые работают во многом аналогично пневматическому бурильному молотку с вращающимся долотом. Они наносят удары по отложениям от 300 до 600 раз в минуту и вращаются с частотой примерно 20 об/мин, как правило, с использованием плоского дробящего или крестообразного долота. С такими инструментами нельзя использовать фрезеры, так как удары вызывают повышенное повреждение поверхности фрезера. Наиболее эффективны такие инструменты на хрупких солевых отложениях, обеспечивая быстрое удаление отложений со скоростью от 10 до 100 линейных футов (от 3 до 30 м) в час. Когда полнопроходному доступу к солевым отложениям частично препятствуют физические ограничения, такие как уменьшенный диаметр трубы и вводимое оборудование для заканчивания скважины, для удаления отложений после ограничения требуются инструменты, способные изменять диаметр. В случае отсутствия такого оборудования для обеспечения повышенного расхода обычно

сверлят небольшое отверстие через отложения диаметром менее полного диаметра трубы. Тем не менее наличие в трубе остаточной поверхности с отложениями провоцирует рост новых отложений и значительно затрудняет обработку ингибиторами для предотвращения образования центров кристаллизации. Более эффективной для предотвращения роста новых отложений является чистая, обнаженная стальная поверхность. Для применения ударных инструментов, подобных двигателям с фрезерами, обычно необходим полнопроходной доступ, и они редко полностью удаляют солевые отложения до стальной стенки. В таких ситуациях частичного доступа расширительные фрезеры могут увеличить эффективный диаметр посредством выдвижения фрезерных резцов в зависимости от давления и подачи насоса. Расширительные фрезеры эффективны, но удаляют отложения примерно лишь с половинной скоростью по сравнению с обычными фрезерами. Гидромеханические струйные методы — Забойные гидравлические струйные системы, такие как система Hydroblast компании Halliburton и система RotoJet компании

Нефтегазовое Обозрение

Электронная аппаратура синхронизации и измерения скорости Мишень

Удары отдельными частицами Скорость 200 м/с Угол удара от 30 до 90°

Цилиндр

Частицы песка

нагнетаемых под давлением. Водоструйное воздействие может быть эффективным в отношении мягких отложений, таких как галит, однако, опыт показал, что оно менее эффективно по отношению к отложениям средней-высокой твердости, таким как кальцит и сульфат бария (рис. 13). Под давлением струя воды удаляет отложения на поверхности путем кавитации, при которой в струе гидравлической форсунки

Частицы известняка

Газовый баллон

Стеклянная дробь

Частицы «серебряного бисера»

Рис. 15. Стенд для испытания ударного воздействия частиц. Предназначен для изучения и оценки механизма повреждений от воздействия абразивных материалов на стальные трубы и поверхность с отложениями (вверху). Устройство обеспечивает выброс отдельных частиц со скоростью свыше 450 миль/час (200 м/c, после чего они соударяются с поверхностью под углом от 30° до прямого. На фотографиях (внизу) показаны повреждения от различных частиц. Имеющие острые углы частицы песка и частицы кальцита, как правило, выдалбливают сталь, вызывая вязкое разрушение. Округлые частицы отскакивают от стальной поверхности. Стеклянная дробь создает большие глубокие ударные кратеры, которые, в конечном счете, прорезают трубу насквозь. Частицы «серебряного бисера» разбиваются при соударении со сталью, создавая лишь небольшие ямки, которые оставляют сталь неповрежденной.

Осень 2002

формируются микропузырьки. Эти пузырьки создаются в процессе выброса под высоким давлением, когда жидкость проходит через сопло форсунки. При столкновении с отложениями пузырьки разрушаются, вызывая мощное — почти взрывное — воздействие. Проведенные компанией Schlumberger Cambridge Research, Англия, исследования показали, что в скважине под гидростатическим давлением в стволе скважины этот процесс в значительной степени подавляется. Скорость резания, как правило, снижается в четыре и более раз. Ограничения по давлению нагнетания с поверхности с использованием струйных инструментов, спускаемых на НКТ, не позволяют увеличить давление жидкости в степени, достаточной для преодоления перепада давления в скважине. Абразивные суспензии — Добавление к водяной струе твердой фазы в небольшой концентрации — от 1 до 5% по массе — может значительно усилить ее способность прорезать отложения. Водяные форсунки с использованием абразивного песка широко применяются в строительстве для резания железобетона и даже в процессе разоружения для резки заряженных боеприпасов без риска возникновения источника тепла или возгорания. Данный метод также превосходно себя зарекомендовал при резке кальцийкарбонатных отложений по сравнению с одним только водоструйным воздействием (рис. 14). К сожалению, использование абразивов типа песка может вызывать повреждение стальных труб. После полного удаления отложений с поверхности трубы абразивная струя разрушает сталь так же эффективно, как и отложения. В случае торможения струйного инструмента существует большая опасность перфорирования абразивной струей стальной трубы. Для получения абразивной струи, которая режет отложения, не повреждая трубы, должна использоваться разница в твердости между отложениями в стволе скважины и подстилающей сталью. Одним из основных различий между отложениями в стволе скважины и сталью труб является то, что тогда как отложения являются хрупкими, сталь подвержена вязкому разрушению (рис. 15). Остроугольная частица песка разрушает поверхность вязкого материала путем режущего и пропахивающего воздействия. С другой стороны, твердая округлая частица отскакивает от поверхности, удаляя лишь небольшой объем стали и оставляя ударный кратер. Отложения демонстрируют хрупкое разрушение, поэтому

Нефтегазовое Обозрение

Электронная аппаратура синхронизации и измерения скорости Мишень

Удары отдельными частицами Скорость 200 м/с Угол удара от 30 до 90°

Цилиндр

Частицы песка

Частицы известняка

Газовый баллон

Стеклянная дробь

Частицы «серебряного бисера»

Осень 2002

Нефтегазовое Обозрение

Электронная аппаратура синхронизации и измерения скорости Мишень

Удары отдельными частицами Скорость 200 м/с Угол удара от 30 до 90°

Цилиндр

Частицы песка

Частицы известняка

Газовый баллон

Стеклянная дробь

Частицы «серебряного бисера»

Осень 2002

Программный комплекс для моделирования размещения химикатов

Моделирующая программа может помочь при проектировании эффективной обработки. К примеру, программное обеспечение StimCADE представляет собой объединенную программу моделирования ствола скважины и коллектора, включающую модель ствола скважины, модель коллектора и модель хи! мических реакций, предназначенную для прогнозирования солеобразования. Входные параметры включают всесторонний перечень описаний ствола скважины, пласта, флюидов и химических обработок. Модель ствола сква! жины обеспечивает решение уравнений кон! векции!диффузии относительно потока флю! идов вниз по колонне для обработки

Рис. 16. Труба, очищенная абразивной стеклянной дробью. Труба обрабатывалась одной водяной форсункой с использованием стеклянной дроби со скоростью 2,4 дюйма/мин (1 мм/с). Карбонатные отложения были удалены. В ходе испытания форсунка оставалась неподвижной 3 минуты, в результате чего стеклянная дробь прорезала стенку трубы примерно на 30%.

(эксплуатационной колонне НКТ, колонне гибких НКТ или обсадной колонне) с целью оценки потерь давления на трение в процессе нагнетания. При оценке вторжения флюидов для обра! ботки в пласт, окружающий ствол скважины, модель коллектора отслеживает местоположе! ние фронтов различных флюидов в коллекто! ре. Модель химических реакций позволяет оценивать скорость растворения минералов согласно законам кинетики для используе! мых растворителей и минеральных веществ, присутствующих на литологическом участке пласта. Нетто!значение растворения минера! лов преобразуется в величину уменьшения

Рис. 17. Удаление отложений в трубе с использованием абразива «серебряный бисер». Труба обрабатывалась одной водяной форсункой с использованием «серебряного бисера» со скоростью 2,4 дюйма/мин (1 мм/с) для удаления карбонатных отложений. В ходе испытания форсунка оставалась неподвижной 3 минуты, в результате чего со стенки трубы было удалено менее 2% стали.

толщины верхнего слоя пласта для каждой кислотной обработки. К числу дополнительных функций отно! сятся возможность моделирования наклона ствола скважины, прогнозирования влияния добавок в буровой раствор для избирательной закупорки на профили вторжения флюидов и моделирования одновременного потока в скважину двух флюидов — одного вниз по колонне НКТ или колонне гибких НКТ и дру! гого вниз по затрубному пространству. Эти функции позволяют прогнозировать эффек! тивность подачи в скважину различных хи! микатов для обработки.

удары твердых частиц приводят к растрескиванию отложений и в конечном счете вызывают дробление субстрата. Разрушение отложений не зависит от формы частиц. Выбор округлых, а не остроугольных частиц способствует эрозии отложений, в то же время уменьшая повреждение стальных труб. К примеру, компания Adams Coiled Tubing поставляет абразивно-гидравлическую систему с использованием стеклянной дроби. В струйном инструменте имеются восемь фиксированных сопел, обеспечивающих полный охват в радиальном направлении, и форсунки, направленные вниз. Система совместима с пенообразующими жидкостями и эффективно удаляет отложения всех типов. С другой стороны, кратеры, образующиеся при повторяющихся ударах стеклянных частиц, могут в конечном счете привести к усталости и разрушению стальной поверхности (рис. 16). Абразивы типа «серебряный бисер» — Стеклянная дробь значительно тверже стальных труб и вызывает повышенную эрозию труб. Однако слишком значительное снижение твердости абразивных частиц делает их неэффективными. Поэтому необходимая

Нефтегазовое Обозрение

твердость выбирается в результате компромисса между сведением к минимуму повреждения стали и обеспечением максимальной эффективности резания отложений. Важное значение имеют и другие параметры, такие как хрупкость абразивного материала. Хотя имеется много видов сферических частиц надлежащей твердости, как правило, они обладают низкой долговечностью и при ударе раскалываются, передавая субстрату недостаточную разрушительную энергию для удаления отложений. На основе экспериментального и теоретического изучения физических взаимодействий между абразивными частицами и типовыми материалами труб, проведенного в компании Schlumberger Cambridge Research, был предложен новый абразивный материал, получивший наименование «серебряный бисер».8 Этот материал обладает эрозионными характеристиками песка на твердых и хрупких материалах отложений, одновременно являясь в 20 раз менее эрозионным по отношению к стали, и не повреждает скважину, если возникает длительное струйное воздействие в одной точке (рис. 17). Абразивные частицы имеют сферическую форму, высокую стойкость к растрескиванию и низкую хрупкость (рис. 18). Бисер растворим в кислотах, не токсичен, что упрощает операции очистки. Универсальная система удаления солевых отложений — Инженеры Центра по заканчиванию скважин компании «Шлюмберже» из Рошарона, шт. Техас, США, разработали струйный инструмент с вращающейся головкой с подачей регулируемого потока вязкой жидкости Jet Blaster, характеристики форсунок и сопел которого оптимизированы для использования с абразивом «серебряный бисер» (рис. 19). Этот новый инструмент с вращающейся головкой в сочетании с абразивами «серебряный бисер» служит основой новой системы воздействия, доставляемой на гибких НКТ и предназначенной для удаления солевых отложений из скважинных труб. В системе Blaster Services применяются три метода удаления отложений, которые могут использоваться для решения широкого спектра проблем в связи с отложениями: • Метод Scale Blasting (размыва отложений) предусматривает использование абразива «серебряный бисер» вместе с новой струйной головкой для удаления твердых отложений. 8. Johnson A, Eslinger D and Larsen H: “An Abrasive jetting Removal System,” paper SPE 46026, presented at the 1998 SPE/IcoTA Coiled Tubing Roundtable, Houston, Texas, USA, April 15-16, 1998.

Осень 2002

Рис. 18. Вид под микроскопом абразива «серебряный бисер».

0,75 мм

Соединит. головки с гибкими НКТ, обратные клапаны и разъединитель Циркуляционный клапан двойного действия

Модуль фильтра Сопловая головка

Вертлюг

Кольцевая насадка

Двигатель объемного Модуль типа двига«Moineau» теля Кольцевая насадка Модуль головки

Рис. 19. Инструмент Jet Blaster. На фотографии (вверху) показан инструментальный ящик с абразивно-струйной системой, доставленной на буровую. Скважинный инструмент Jet Blaster (слева в середине) включает соединения для гибких НКТ, обратные клапаны и разъединительные приспособления, циркуляционную установку двойного действия и фильтр, который предотвращает засорение струйных сопел посторонними частицами, содержащимися в жидкости для струйной обработки. Инструмент обеспечивает преобразование гидравлической мощности во вращение с постоянной частотой вертлюга при подаче вязкой режущей жидкости для удаления отложений с внутренней поверхности стенок труб (вставка справа в середине). Силы реакции от двух эксцентриситетных струйных сопел обеспечивают момент силы около 5 фунто-футов для вращения головки вертлюга с частотой не выше 200 об/мин. Струйная головка состоит из соплодержателя и кольцевой насадки. При использовании методов Jet Blasting и Scale Blasting соплодержатель монтируется с двумя противостоящими тангенциальными форсунками (слева внизу). Эксцентриситетные струйные сопла обеспечивают подачу в ствол скважины максимальной гидродинамической энергии. Кольцевая насадка позволяет подавать на инструмент нагрузку, чтобы он продвигался только после очистки всего минимального диаметра отверстия. При работе по методу Bridge Blasting можно использовать двигатель объемного типа «Moineau» (внизу в центре и справа) для разбуривания перемычек отложений в трубе. Этот двигатель может передавать момент силы 150 фунто-футов на модуль головки с частотой 300 об/мин.

Головка СтруйноГоловка с радиаль- с радиаль- бурильная ной головка ной форсункой форсункой и направляющий фрезер Метод Scale Blasting

Метод Bridge Blasting

Программный комплекс для моделирования размещения химикатов

Нефтегазовое Обозрение

Осень 2002

Рис. 18. Вид под микроскопом абразива «серебряный бисер».

0,75 мм

Соединит. головки с гибкими НКТ, обратные клапаны и разъединитель Циркуляционный клапан двойного действия

Модуль фильтра Сопловая головка

Вертлюг

Кольцевая насадка

Двигатель объемного Модуль типа двига«Moineau» теля Кольцевая насадка Модуль головки

Метод Bridge Blasting

Удаление твердых отложений — Для удаления твердых отложений типа сульфатов железа, стронция и бария недостаточно неабразивного струйного воздействия и химических обработок. Регулируемое эрозионное воздействие абразива «серебряный бисер» хорошо себя проявило при удалении отложений любого типа из труб, включая наиболее трудноудалимые отложения сульфата бария, со скоростями до 100 футов/ч (30 м/ч) и более. Метод Scale Blasting наиболее эффективен, когда обнаруженные в скважине отложения являются нерастворимыми, неизвестного состава или переменной твердости. Система также обеспечивает безопасный метод удаления отложений из скважинного оборудования для заканчивания скважины. Скорость проходки регулируется посредством кольцевой насадки, которая обеспечивает очистку всего диаметра при минимальном повреждении стальной поверхности. Метод Scale Blasting использовался на промыслах Северного моря для удаления твердых отложений сульфата бария на двух газлифтных клапанах, обнаруженных при

анализе кавернограмм многоножечного каверномера, в газлифтной скважине, законченной с использованием нескольких мандрелей (рис. 20).9 По мере нагнетания воды давление фонтанирования скважины понижалось, и существовала возможность того, что давления газа будет недостаточно для достижения единственного оставшегося действующим клапана, который находился в мандрели для съемного клапана. Неудача при извлечении и замене второго поврежденного клапана привела бы к прекращению фонтанирования скважины, так как обводненность росла и вызывала необходимость проведения дорогостоящего ремонта. Растворители не помогли удалить отложения в степени, достаточной для того, чтобы позволить ориентирующим инструментам зацепить и захватить клапаны.10 Новая технология абразивно-струйного воздействия с использованием оборудования, спускаемого на гибких НКТ, использовалась в этой скважине впервые на промыслах Северного моря. Программное обеспечение Jet Advisor позволило определить оптимальные

Номинальный диаметр НКТ

Диаметр по состоянию на апрель 1997 г. Диаметр по состоянию на август 1997 г.

6,0 дюймов

X526

Глубина, футы

X527

X528

X529

Рис. 20. Накапливание солевых отложений в период с апреля 1996 г. по август 1997 г. На кавернограммах многоножечного каверномера показано скопление отложений (заштриховано) в верхней мандрели для съемного клапана.

700

Oilfield Review

Апрель 1997 г.

600

Май 1998 г.

500 400 300 200 100 0 X860

X870

X880 Глубина, м

X890

X900

Рис. 21. Подтверждение устранения отложений. Можно использовать диаграммы гамма-каротажа для определения количества отложений, удаленных на очищенном интервале в 22 м (84 фута) с центром в точке расположения мандрели для съемного клапана. На диаграмме каротажа 1997 г. показано относительное накопление отложений на нижней мандрели для съемного клапана за год до обработки. Диаграмма 1998 г. была получена после удаления отложений из зоны между отметками Х872 м и Х894 м.

9. Tailby RJ, Amor CB and McDonough A: “Scale Removal from the Recesses of Side-Pocket Mandrels,” paper SPE 54477, presented at the 1999 SPE/IcoTA Coiled Tubing Roundtable, Houston, Texas, USA, May 25-26, 1999. 10. Применение ориентирующих инструментов для демонтажа извлекаемых газлифтных клапанов, установленных в мандрелях для съемных клапанов, см. в: Fleshman R, Harryson and Lekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,” Oilfield Review 11, no. 1 (Spring 1999): 49-63.

X530

Участок удаления отложений

800

размеры кольцевой насадки, а также размеры сопла и конфигурацию сопла и головки для эффективного удаления твердых отложений. Это программное обеспечение позволило также определить оптимальную концентрацию абразива и спрогнозировать скорости удаления отложений. Сначала была очищена мандрель для съемного клапана со скоростью 100 футов/ч (0,5 м/мин). Затем в том же порядке была очищена вторая мандрель для съемного клапана. Была произведена оценка результатов всей операции путем спуска в скважину ориентирующего инструмента и проверки возможности замены газлифтных клапанов в очищенных мандрелях. Кроме того, был выполнен гаммакаротаж для оценки оставшихся солевых отложений в законченной скважине (рис. 21). Поврежденный клапан был успешно извлечен и заменен. С помощью абразивно-струйного

Диаметр по состоянию на апрель 1996 г.

4,0 дюйма

900

Гамма-каротаж, единиц API

• Метод Bridge Blasting (размыва перемычек) предусматривает использование механизированной фрезерной головки и абразивной струйной обработки в тех случаях, когда отложения полностью закупоривают трубу. • Метод Jet Blasting (струйного размыва) предусматривает использование нового струйного инструмента с неабразивными жидкостями для удаления мягких отложений. Система удаления отложений включает также программу проектирования удаления отложений Jet Advisor, которая позволяет оператору оптимизировать конфигурацию струйного инструмента и диаметр сопел на основе условий в скважине для обеспечения максимальных мощности струи и скорости продвижения головки. Она также помогает при выборе абразивных или неабразивных — с использованием только жидкости — методов удаления солевых отложений. Программа Jet Advisor предупреждает оператора об опасности повреждения труб из-за торможения головки на основе результатов анализа повреждения стали и прихвата-проскальзывания гибких НКТ.

Осень 2002

воздействия удалось эффективно очистить скважину от отложений, не повредив мандрель. В качестве примера можно также привести ситуацию, когда отложения сульфата бария толщиной до 0,38 дюйма (1 см) мешали компании-оператору на промысле в Габоне, Западная Африка, получить доступ и заменить пять газлифтных оправок в скважине, законченной с использованием колонны НКТ переменного диаметра. Из скважины не велась добыча с 1994 г. Спуски калибрующей шарошки показали, что НКТ закупорены перемычками отложений, препятствующими доступу к нижнему участку скважины. В ходе ремонта требовалось удалить отложения из НКТ, заменить газлифтные мандрели и обеспечить доступ в скважину ниже НКТ. Предшествующие попытки применения традиционных методов устранения отложений, включая несколько спусков в скважину двигателей объемного типа и фрезеров, ударно-молотковой и еще одной струйной системы после обработок растворителем, оказались безуспешными. Способность удаления твердых отложений сульфата бария в широком диапазоне условий сделала метод Scale Blasting привлекательной альтернативой. Ввиду закан-

чивания скважины с использованием НКТ переменного диаметра требовались калиброванные кольца и сопловые головки нескольких размеров. В рецептуре жидкости для обработки использовались стандартные концентрации полимера и абразивов «серебряный бисер» для обеспечения оптимальной очистки скважины и скорости проходки. Программное обеспечение Jet Advisor позволило оптимизировать момент вращающейся струйной головки и эффективность абразивного резания с использованием в качестве переменных подачи насоса, давления и вязкости в стволе скважины с отклонением от вертикали на 56°. Наиболее эффективные подачи насоса и давления на поверхности были определены посредством программного обеспечения CoilCADE, а программа CoilLIMIT использовалась при определении безопасных предельных эксплуатационных параметров для гибких НКТ. В результате обработки было очищено 6500 футов (1981 м) НКТ при общем времени струйного воздействия 25,5 ч. Средние скорости проходки составили от 600 до 900 футов/ч (от 3 до 5 м/мин) в НКТ 31/2 дюйма и от 40 до 100 футов/ч (от 0,2 до 0,5 м/мин) на участке расположения газлифтных оправок

Номинальный диаметр НКТ

Диаметр по состоянию на апрель 1997 г. Диаметр по состоянию на август 1997 г.

6,0 дюймов

X526

Глубина, футы

X527

X528

X529

700

Oilfield Review

Апрель 1997 г.

600

Май 1998 г.

500 400 300 200 100 0 X860

X870

X880 Глубина, м

X890

X900

X530

Участок удаления отложений

800

Диаметр по состоянию на апрель 1996 г.

4,0 дюйма

900

Гамма-каротаж, единиц API

Осень 2002

Рис. 22. Фрезерная головка Bridge Blaster. Систему Bridge Blaster можно скомпоновать с радиальной струйной головкой, кольцевой насадкой и фрезером Reed-Hycalog (слева) или с обращенными вниз абразивно-струйными соплами (справа), разбуривающими скважину через перемычки из отложений, которые нельзя прорезать фрезерами с пластинами из карбида вольфрама.

и в НКТ 27/8 дюйма. Успешная обработка позволила компании-оператору заменить газлифтные мандрели, и теперь дебит скважины составляет 2000 барр/день (320 м3/день). Снятые газлифтные мандрели были очищены по всем поверхностям, открытым в ствол скважины, а клапаны повреждены не были. Удаление из труб перемычек из отложений — Солевые отложения, которые полностью перекрывают трубы, можно удалить путем специальной доработки абразивно-струйного инструмента Jet Blaster с использованием метода Bridge Blasting. Метод Bridge Blasting предусматривает применение двигателя объемного типа диаметром 1,69 дюйма, специально доработанного для предотвращения засорения абразивом «серебряный бисер» лабиринтного торце-

вого уплотнения двигателя для высокого давления. Двигатель объемного типа приводит в движение комбинированную струйно-фрезерную головку, в которой алмазный фрезер компании Reed-Hycalog используется для прорезания в отложениях небольшого начального отверстия (рис. 22). Завершают очистку радиальные форсунки. Поскольку фрезер удаляет лишь часть общего объема перемычки из отложений, скорость очистки и общая надежность фрезера и двигателя значительно превышают аналогичные показатели для обычных методов очистки фрезерованием с использованием двигателя объемного типа. Кольцевая насадка центрирует инструмент и предотвращает повреждение труб фрезером, что зачастую вызывает осложнения при

использовании традиционных методов фрезерования. Для удаления перемычек из твердых отложений применяется другая струйно-бурильная головка, если направляющий фрезер не обеспечивает приемлемых скоростей очистки. В струйно-бурильной головке четыре точно ориентированные струйные сопла используются для проходки через перемычку из отложений с помощью суспензии «серебряного бисера». Обычно требуется последующий спуск в скважину вертлюга Jet Blaster с использованием абразива «серебряный бисер» для завершения очистки до полного диаметра труб. Отложения сульфида железа [FeS2] вызывали особую озабоченность компании BP Amoco на южном месторождении Кэйбоб в пласте Би-

Вид струйной обработки

Время обработки, ч

Длина участка с удаленными отложениями, м

НД мандрели инструмента, мм

Скважина 1

Метод Scale Blasting

1,5

1023

Скважина 2

Метод Scale Blasting

46,7

Скважина 3

Метод Bridge Blasting

162

46,7

Скважина 4

Метод Scale Blasting

1108

46,7

Скважина 5

Метод Scale Blasting

2,5

Скважина 6

Метод Bridge Blasting

270

54/45

Скважина 7

Метод Scale Blasting

511

Скважина 8

Метод Scale Blasting

1,5

46,7

верхилл-лейк в Канаде. Кристаллики сульфида железа образуются непосредственно на стальных трубах, прочно с ними соединяются и способствуют развитию биметаллической или щелевой коррозии под кристалликами. В этих скважинах, из которых добывается конденсат с кислым газом [H2S], на кристалликах сульфида железа, находящихся в трубах, осаждаются высокомолекулярные соединения, такие как асфальтены.11 Такие необычные отложения нельзя удалить соляной кислотой, ПАВ или хелатообразующими реагентами, поскольку асфальтены защищают отложения от растворителей отложений. Отложения можно устранить или механическими методами или сначала удалив слои асфальтенов химическим способом. Предшествующий опыт применения традиционных методов удаления отложений, в том числе с использованием вспененной кислоты, кислотной струйной обработки в сочетании с органическими растворителями, такими как ксилол, а также бурения, фрезерования и использования встряхивателей труб, оказался неудачным. В восьми скважинах прошли оценку новые абразивно-струйные методы с использованием абразива «серебряный бисер». Для снижения трения и улучшения переноса шлама использовался гелеобразный водный раствор, содержащий добавку биополимера ксантана. 11. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC, Melbourne G and Mullins O: “Innovations in Wireline Fluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Autumn 1998): 26-41.

При обработке этих скважин концентрация «серебряного бисера» составляла 2,5%. Время обработки варьировалось от 1 до 4 часов в шести скважинах с использованием метода Scale Blasting и до 13 часов в одной из двух скважин, содержащих перемычки из отложений, которые обрабатывались по методу Bridge Blasting (рис. 23). Скорости проходки менялись в зависимости от мандрели инструмента, характера отложений, наличия перемычек при использовании метода Scale Blasting и ограничений в стволе скважины. В целом из восьми скважин было успешно удалено 10 400 футов (3170 м) отложений за 32,5 часа общего времени струйной обработки. Удаление песчаных пробок — Если отложения в стволе скважины являются мягкими, кислоторастворимыми или химически активными, наиболее экономичным и эффективным оказывается метод Jet Blasting без применения абразива. Повышенная эффективность гидравлической форсунки благодаря оптимизированной конструкции струйной головки обеспечивает максимальную эффективность удаления мягких отложений, свежего цемента и глинистой корки. На другие места повреждений при бурении и на нерастворимые отложения хорошо действует комбинированная химическая и струйно-очищающая обработка. В Южном Техасе компания-оператор столкнулась с трудностями при удалении песчаных пробок в скважине с тремя зонами, стимулированными гидроразрывом пласта, которые бы-

ли изолированы посредством песчаных пробок. Каждая песчаная пробка перекрывалась слоем кварцевой муки для обеспечения лучшего уплотнения при повышенном давлении. При попытке удаления песчаных пробок использовались двигатель перфоратора с фрезером. Первая пробка была удалена успешно, но фрезер полностью сработался после проходки 2 футов (0,6 м) второй пробки. С помощью второго фрезера удалось пробурить лишь еще 5 футов (1,5 м) пробки, прежде чем он полностью сработался (рис. 24). Пробка со слоем кварцевой муки по верхней части размололась и уплотнилась благодаря воздействовавшему сверху давлению гидроразрыва, создав твердый столб в скважине. Программное обеспечение Jet Advisor использовалось для выбора надлежащего размера сопла при использовании метода Jet Blasting на основе условий в скважине. Состав и размеры компонентов головки выбирались с учетом схемы заканчивания скважины и материала закупоривающего столба. В качестве жидкости для струйной обработки применялся 2%-ный водный раствор хлорида калия [KCl] с понизителем трения, пенообразующим средством и азотом [N2]. Обработка позволила достичь скорости очистки от 400 до 600 футов/ч (от 2 до 3 м/мин). Пробки и кварцевая мука были удалены из скважины менее чем за сутки, сэкономив компании-оператору затраты на установку для ремонта скважин и потерю добычи за пять суток простоя.

Рис. 24. Износ фрезы под действием кварцевой муки.

Рис. 23. Результаты удаления отложений из скважин пласта Биверхилл-лейк.

Нефтегазовое Обозрение

Осень 2002

Вид струйной обработки

Время обработки, ч

Длина участка с удаленными отложениями, м

НД мандрели инструмента, мм

Скважина 1

Метод Scale Blasting

1,5

1023

Скважина 2

Метод Scale Blasting

46,7

Скважина 3

Метод Bridge Blasting

162

46,7

Скважина 4

Метод Scale Blasting

1108

46,7

Скважина 5

Метод Scale Blasting

2,5

Скважина 6

Метод Bridge Blasting

270

54/45

Скважина 7

Метод Scale Blasting

511

Скважина 8

Метод Scale Blasting

1,5

46,7

Рис. 24. Износ фрезы под действием кварцевой муки.

Рис. 23. Результаты удаления отложений из скважин пласта Биверхилл-лейк.

Нефтегазовое Обозрение

Осень 2002

Предотвращение солеобразования Прямые затраты на удаление солевых отложений из одной скважины могут достигать 2,5 млн долл., а затраты в связи с задержкой добычи — еще больше.12 Точно так же, как в медицине, профилактика лучше лечения, сохранение работающей скважины в удовлетворительном состоянии в конечном счете является самым эффективным способом добычи углеводородов. В большинстве случаев предотвращение солеобразования путем химического ингибирования служит предпочтительным методом поддержания продуктивности скважины. Методы ингибирования могут варьироваться от основных методов разбавления до наиболее передовых и экономичных методов с использованием пороговых ингибиторов солеобразования. Разбавление широко используется для регулирования осаждения галита в скважинах с высокосоленой средой. При разбавлении производится понижение насыщенности содержимого ствола скважины путем непрерывной подачи пресной воды на вскрытую поверхность, и это служит простейшим методом предотвращения образования солевых отложений в эксплуатационных НКТ. Для этого требуется установить колонну ГНКТ мало-

го диаметра через эксплуатационные НКТ (рис. 25). Диаметр такой колонны обычно не превышает 11/2 дюйма. В дополнение к разбавлению существуют буквально тысячи ингибиторов солеобразования для различных условий применения от нагревательных котлов до нефтяных скважин. Большинство этих химикатов препятствует росту частиц отложений, подавляя рост центров солеосаждения. Некоторые химические реагенты хелатируют или связывают реагирующие вещества в растворимой форме. Оба подхода могут быть эффективными, но каждый требует осторожности при применении, поскольку обработки плохо переносят изменение эксплуатационной системы. Хелатообразующие ингибиторы блокируют осаждение или рост солевых отложений только для определенного ограниченного уровня пересыщения. Случаются нарушения равновесия, причем даже в защищенных системах, вызывающие осаждение солевых отложений. Поскольку хелатообразующие реагенты поглощают ионы отложений в стехиометрических отношениях, эффективность и экономичность хелатообразующих реагентов в качестве ингибиторов солеобразования невелика.

Пресная вода

Колонна ГНКТ малого диаметра Закачка химического реагента под давлением

A Добыча соленой жидкости

Рис. 25. Колонна ГНКТ малого диаметра. Через колонну ГНКТ малого диаметра, или капиллярную колонну, в эксплуатационные скважины подаются жидкости и химические реагенты. Через нее химические реагенты подаются поблизости от интервала, как показано на виде А, из которого добывается жидкость, нуждающаяся в обработке. На виде В показано периодическое нагнетание ингибитора в пласт под давлением.

Напротив, пороговые ингибиторы солеобразования химически взаимодействуют с центрами кристаллизации и значительно снижают скорость роста кристаллов. Пороговые ингибиторы солеобразования эффективно ингибируют образование минеральных отложений при концентрациях примерно в 1000 раз меньших, чем стехиометрические количества.13 Это позволяет значительно сократить затраты на обработку. Большинство ингибиторов солеобразования являются фосфорными соединениями: неорганическими полифосфатами, органическими фосфатными эфирами, органическими фосфонатами, органическими аминофосфатами и органическими полимерами. Эти химические соединения сводят к минимуму осаждение солевых отложений посредством сочетания диспергирования кристаллов и стабилизации отложений (рис. 26).14 Срок службы ингибиторов — Ингибиторы солеобразования сохраняются в пласте в результате адсорбции к стенкам пор или осаждения в поровом пространстве. Адсорбция наиболее эффективна в песчаниковых пластах (рис. 27). Срок службы реагентов для обработки в основном зависит от химического состава поверхности, температуры и рН жидкости, контактирующей с пластом, и иногда бывает аномально коротким (от 3 до 6 месяцев), поскольку адсорбционная способность пород коллектора при существующих в пласте условиях ограничена.15 В особых условиях, например, в пластах с высокой адсорбционной способностью и при низких дебитах воды, срок службы может достигать двух лет.

Диспергирование

Стабилизация

Центр кристаллизации пространственно стабилизируется, что предотвращает дальнейший рост.

Ингибитор поглощен в активных центрах растущих кристаллов, что предотвращает дальнейший рост.

Рис. 26. Диспергирование и стабилизация. Диспергирование (слева) предотвращает прилипание небольших затравочных кристаллов солевых отложений к стенкам труб и другим частицам кристаллов. Стабилизирующие химические реагенты изменяют структуру осажденных отложений, предотвращая присоединение дополнительных кристаллов.

Обычно сроки службы реагентов для обработки превышают один год в случае проведения надлежащим образом разработанных обработок, когда осаждение является механизмом сохранения ингибитора, причем даже при наличии высоких дебитов воды.16 К примеру, известно, что ингибиторы на основе фосфатов и фосфинокарбоксиловой кислоты относятся к числу веществ, предотвращающих образование отложений карбоната кальция. При закачке ингибиторов в карбо-

12. Wigg H and Fletcher M: “Establishing the True Cost of Downhole Scale Control,” paper presented at the International Conference on Solving Oilfield Scaling, Aberdeen, Scotland, November 20-21, 1995. 13. Rosenstein L: “Process of Treating Water,” U.S. Patent No. 2,038,316 (April 21, 1936). Это одно из первых упоминаний пороговых ингибиторов. 14. Nancollas GH, Kazmierczak TF and Schuttringer E: “A Controlled Composition Study of Calcium Carbonate Growth: The Influence of Scale Inhibitors,” CorrosionNACE 37, no. 2 (1981): 76-81. 15. Browning FH and Fogler HS: “Precipitation and Dissolution of Calcium Phosphonates for the Enhancement of Squeeze Lifetimes,” SPE Production & Facilities 10, no. 3 (August 1995): 144-150. Meyers KO, Skillman HL and Herring GD: “Control of Formation Damage at Prudhoe Bay, Alaska, by Inhibitor Squeeze Treatment,” paper SPE 12472, presented at the Formation Design Control Symposium, Bakersfield, California, USA, February 13-14, 1984. 16. Martins JP, Kelly R, Lane RH, Olson JB and Brannon HD: “Scale Inhibition of Hydraulic Fractures in Prudhoe Bay,” paper SPE 23809, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 26-27, 1992. 17. См. Meyers et al, ссылка 15.

Нефтегазовое Обозрение

натные пласты часто высвобождаются ионы кальция, и осаждение служит доминирующим механизмом долгосрочного сохранения ингибитора в карбонатных пластах. Часто производится чрезмерная промывка раствором хлорида кальция в целях снижения осаждения ингибитора солеобразования и продления срока службы реагентов для обработки в коллекторах, которые в естественном состоянии не содержат достаточного количества растворимого кальция для осаждения ингибитора.17

Осаждение ингибитора с разделением фаз

Адсорбция ингибитора

Ингибитор Глина или иная в фазовой ловушке заряженная поверхность

Длительного срока службы ингибитора можно также достичь, закачав большие количества ингибитора глубоко в пласт с тем, чтобы ингибитор воздействовал на большую площадь поверхности и поглощался ею. Это не всегда удается обеспечить, так как нагнетание под давлением ингибиторов на водной основе в нефтесодержащие зоны может приводить к временному изменению смачиваемости породы пласта. Это вызывает неприемлемо высокие значения времени восстановления добычи. Необходимы альтернативные нефтерастворимые ингибиторы, которые не заставляют пластовые породы становиться смачиваемыми водой. Для улучшения свойств ингибиторов испытываются новые жидкости с учетом критического угла смачивания породы. Они делают породу коллектора «сверхсмачиваемой», обеспечивая высокую степень сохранения ингибитора и увеличенное время защиты. Имеющееся на рынке программное обеспечение, такое как программа Squeeze-V, разработанная в Университете Хэриот-Уотт из Эдинбурга, Шотландия, моделирует сохранение и высвобождение ингибиторов солеобразования путем адсорбции или осаждения. Данная программа используется для оптимизации концентраций ингибитора, а также объемов обработки и чрезмерной промывки с целью достижения максимального срока службы ингибитора. Она также может применяться для сверки с опытом предшествующих обработок в рамках общей стратегии непрерывного совершенствования управления отложениями.

Адсорбированный ингибитор

Глина или иная заряженная поверхность

Растворенный ингибитор

Ингибитор с разделением по фазам

Рис. 27. Адсорбция и осаждение. Наибольшие сроки службы ингибиторов солеобразования достигаются, когда они сохраняются в пласте путем адсорбции на поверхности пор (слева) или путем осаждения в поровом пространстве (справа).

Осень 2002

Пресная вода

Колонна ГНКТ малого диаметра Закачка химического реагента под давлением

A Добыча соленой жидкости

Диспергирование

Стабилизация

Центр кристаллизации пространственно стабилизируется, что предотвращает дальнейший рост.

Ингибитор поглощен в активных центрах растущих кристаллов, что предотвращает дальнейший рост.

Нефтегазовое Обозрение

Осаждение ингибитора с разделением фаз

Адсорбция ингибитора

Ингибитор Глина или иная в фазовой ловушке заряженная поверхность

Адсорбированный ингибитор

Глина или иная заряженная поверхность

Растворенный ингибитор

Ингибитор с разделением по фазам

Осень 2002

степени зависит от надлежащего размещения ингибитора. Участки трещины, оставленные необработанными ингибитором, могут получить неустранимые повреждения ввиду неэффективности воздействия растворителей отложений на минеральные отложения, находящиеся в массе проппанта. В результате предпринимаются усилия с целью закачки ингибиторов солеобразования в жидкость гидроразрыва, что гарантирует воздействие на массу проппанта.19 Компания «Шлюмберже» разработала альтернативную систему доставки ингибиторов ScaleFRAC, объединяющую обработку ингибитором солеобразования и гидроразрыв пласта в одноэтапный процесс с использованием нового жидкого ингибитора, совместимого с жидкостями гидроразрыва. Этот ингибитор эффективно размещается в любом месте расклиненной трещины путем закачки ингибитора солеобразования на стадиях создания подушки и закачки песка в ходе операции гидроразрыва (рис. 28). Новая технология устраняет обработку отложений под давлением непосредственно после гидроразрыва пласта и не создает проблемы медленного восстановления добычи нефти из-за изменений смачиваемости, вызываемых обычными обработками отложений под давлением.

Новая система доставки ингибиторов широко используется на промыслах Северного склона Аляски и нашла применение на промыслах Северного моря и Пермского бассейна. К примеру, результаты, достигнутые в Пермском бассейне, показывают, что концентрации ингибитора в добываемой воде остаются выше пороговых значений, необходимых для предотвращения солеобразования, значительно дольше, чем при традиционных обработках (рис. 29). Новая комбинированная обработка ингибитором вместе с гидроразрывом обеспечивает стабильную продуктивность трещины благодаря улучшению размещения ингибитора. Она также упрощает материально-техническое обеспечение буровой ввиду объединения закачки под давлением и обработки ингибитором. Кроме того, скважина быстрее возвращается к эксплуатации, поскольку не производится остановка скважины для обеспечения адсорбирования или осаждения ингибитора в пласте. Недавно английская компания AEA Technology разработала новый пористый керамический проппант, который пропитывается ингибитором солеобразования для использования при гидроразрыве пласта. 20 Новым свойством ингибитора солеобразования АЕА является то, что соль, содержащая-

Приток жидкости через зону адсорбции

Фазоинвертированный ингибитор в проппанте или пропитанные проппанты в проппанте

Рис. 28. Гидроразрыв пласта с размещением ингибитора. Высокоэффективное размещение ингибитора солеобразования достигается закачкой ингибитора в жидкость гидроразрыва в ходе операции гидроразрыва. Ингибитор сохраняется путем адсорбции на пласте в зоне поглощения или путем осаждения на проппанте. По мере прохождения пластовой воды через зону адсорбции ингибитора она растворяет достаточное количество ингибитора для предотвращения скапливания воды в трещинах и стволе скважины.

Нефтегазовое Обозрение

Концентрация ингибитора солеобразования, ppm

Улучшение размещения ингибиторов — В конечном счете действие обработки основано на предотвращении солеобразования, а не на сроке службы ингибитора. Надлежащее размещение ингибитора служит основным фактором, определяющим эффективность обработки с закачкой ингибитора под давлением. Закачка ингибитора под давлением в пласт может приводить к чрезмерной обработке зон низкого давления и высокой проницаемости, равно как и к недостаточной обработке зон высокого давления и низкой проницаемости. Поэтому считается целесообразным размещать ингибиторы солеобразования в однородных пластах с использованием тех же методик размещения, которые практикуются для регулирования размещения кислоты. На самом деле сочетание обработок кислотой и ингибитором солеобразования обладает значительными достоинствами благодаря обеспечению регулирования уровня ингибитора солеобразования наряду с кислотой. Необходимо следить за тем, чтобы рН кислоты не превышал значения, требуемого для осаждения ингибитора.18 Объединение обработки ингибитором солеобразования с гидроразрывом пласта — Защита расклиненных трещин от загрязнения минеральными отложениями в большой

100

Минимальный диапазон концентрации ингибитора 1 ScaleFRAC в скважине А ScaleFRAC в скважине В Обычная обработка 0.1 50

100

150

200

Общий объем испытанной воды, барр

Рис. 29. Сохранение ингибитора. Данные по вымыванию ингибитора, полученные в двух скважинах, которые были обработаны системой ScaleFRAC, свидетельствуют, что концентрация ингибитора в добытой воде оставалась выше порогового значения — обычно от 1 до 5 ppm — для предотвращения осаждения и роста солевых отложений. Из скважин А и В, обработанных по новому методу размещения ингибитора, вода, не содержащая солевых отложений, добывалась значительно дольше, чем из скважин, обработанных по обычной технологии.

ся в обычно используемом на нефтепромыслах ингибиторе солеобразования, осаждается таким образом, что она заполняет поры легкого керамического проппанта. Затем пропитанный керамический проппант может быть заменен частью первоначального проппанта в процессе гидроразрыва пласта. После начала эксплуатации любая вода, протекающая над поверхностью пропитанного проппанта, будет вызывать растворение ингибитора солеобразования, защищая стенки от осаждения солей из воды. Ингибитор высвобождается в результате его растворения во внутренних порах отдельных гранул проппанта. Тем самым предотвращаются потери ингибитора посредством фазовых ловушек. После полного растворения ингибитора керамический субстрат остается и продолжает служить расклинивающим агентом.

Заключение В последние годы наблюдается много важных достижений в области регулирования и устранения солевых отложений. В настоящее время в распоряжении компаний-операторов находится ряд химических продуктов и механических средств, предназначенных для удаления и предотвращения роста отложений. Совершенствование технологии размещения, способов воздействия на химический состав коллекторов и высокоэффективных растворов обеспечивает более экономичные варианты для химического ингибирования и удаления солевых отложений из пластов. Достижения в методах удаления отложений с использованием новых абразивных материалов предлагают быстрые и надежные способы удаления отложений во внутритрубном пространстве без риска повреждения стальных труб.

18. Crowe C, McConnell SB, Hinkel JJ and Chapman K: “Scale Inhibition in Wellbores,” paper SPE 27996, presented at the University of Tulsa Centennial Petroleum Engineering Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, August 29-31, 1994. 19. Powell RJ, Fischer AR, Gdanski RD, McCabe MA and Pelley SD: “Encapsulated Scale Inhibitor for Use in Fracturing Treatments,” paper SPE 30700, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 22-25, 1995. См. также Martins et al, ссылка 16.

20. Webb P, Nistad TA, Knapstad B, Ravenscroft PD and Collins IR: “Economic and Technical Features of a Revolutionary Chemical Scale Inhibitor Delivery Method for Fractured and Gravel Packed Wells: Comparative Analysis of Onshore and Offshore Subsea Applications,” paper SPE 39451, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 18-19, 1998.

Осень 2002

Каждая новая технология позволяет улучшить один из аспектов борьбы с отложениями в стволе скважины. В сочетании эти новые технологии становятся частью процесса управления отложениями, при котором можно применять методы контроля для выявления начальных условий солеобразования и разработки оптимальной стратегии снижения потерь добычи в связи с солеобразованием и сокращения расходов на их устранение. Стратегия должна включать мероприятия по предотвращению образования отложений и их периодическому устранению. Инженеры, работающие с коллекторами, склонными к солеобразованию, благодарны за каждое улучшение технологий, используемых для решения проблем солеобразования, с которыми они сталкиваются.

Приток жидкости через зону адсорбции

Фазоинвертированный ингибитор в проппанте или пропитанные проппанты в проппанте

Нефтегазовое Обозрение

Концентрация ингибитора солеобразования, ppm

100

Минимальный диапазон концентрации ингибитора 1 ScaleFRAC в скважине А ScaleFRAC в скважине В Обычная обработка 0.1 50

100

150

200

Общий объем испытанной воды, барр

Осень 2002