Повышение эффективности эксплуатации осложненного фонда скважин Соровского месторождения — снижение количества преждевременных отказов по причине солеотложения, увеличение наработки на отказ внутрискважинного оборудования.

Процесс извлечения нефти на поверхность неизбежно сопровождается добычей значительных объемов попутных вод — как пластовых, так и закачиваемых в залежь для поддержания пластового давления. В результате по мере обводнения добываемой продукции зачастую происходит образование солевых осадков, что приводит к большим материальным затратам и значительным потерям в добыче нефти. Особенностью Соровского месторождения является проблема солеотложения в горизонтальных скважинах, имеющих, как правило, протяженные интервалы перфорации и зачастую трещины гидроразрыва пласта (ГРП) в призабойной зоне (ПЗП). Авторами статьи был предложен и опробован в промысловых условиях Соровского месторождения комплексный подход к проведению работ по предупреждению солеотложения на скважинах данного типа.
Действующий нефтяной фонд Соровского месторождения составляет порядка 130 скважин. Основными объектами разработки являются пласты группы БС, средняя обводненность скважинной продукции составляет 62 %. Более 80 % скважин месторождения эксплуатируется установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Осложненный солеотложением фонд составляет 55 скважин. Химические технологии являются преобладающим методом борьбы с солеобразованием на месторождении, наиболее распространенные технологии — постоянное и периодическое дозирование ингибитора солеотложения (ИСО) в затрубное пространство скважины. Однако данные технологии не предотвращают образование солей в ПЗП, что может приводить, в частности, к снижению продуктивности добывающих скважин. Для комплексной защиты скважин от отложений солей, начиная с ПЗП, может успешно использоваться технология задавки ингибитора солеотложения в пласт (Squeeze) [1–3], которая может являться элементом комплексной защиты погружного оборудования от отложений солей [4]. Данная технология достаточно широко реализуется в мировой нефтяной промышленности [5–7] и зарекомендовала себя как эффективный способ борьбы с отложением минеральных солей на добывающих нефтяных скважинах.
Технология Squeeze, как правило, включает следующие основные стадии:
• предоторочка (preflush) — отделение основного объема закачиваемого ИСО от пластовой жидкости для снижения рисков проявления несовместимости;
• основная обработка (main slug) — введение основного объема ингибитора в пласт, как правило, в виде водного раствора 3–10 % концентрации;
• продавка (overflush) — доведение раствора ингибитора на требуемую глубину в пласте для расширения зоны его адсорбции;
• выдержка (shut-in) — закрепление ингибитора в пласте для прохождения адсорбции реагента на породу пласта (обычно от 6 до 48 часов).
Однако к ингибиторам солеотложения, которые планируются к применению по технологии задавки в пласт, предъявляются более широкие требования. Помимо основных физико-химических свойств и ингибирующей эффективности необходимо проведение комплекса исследований, связанных с определением адсорбционно-десорбционных свойств реагента для конкретной породы пласта-коллектора. В проведенной работе были выполнены все необходимые исследования.
Необходимо отметить, что до настоящей работы технология задавки ингибитора солеотложения в пласт в условиях Соровского месторождения не применялась.

Основным солевым риском на скважинах Соровского месторождения является образование карбоната кальция (CaCO3, кальцит). Для оценки риска образования кальцита на добывающих скважинах был проанализирован состав попутно-добываемых вод различных пластов и рассчитан прогноз солеотложения по методике, предложенной Дж.Е. Оддо и М.Б. Томсоном [8, 9]. В качестве исходных данных для проведения расчетов использована следующая информация:
• данные многокомпонентного химического анализа воды (концентрации ионов Na⁺+K⁺, Ca²⁺, Mg²⁺, Ba²⁺, Sr²⁺, Cl^–, SO4^2– и HCO^3– в мг/л);
• данные мольного состава газа (мольные доли CO₂, CH₄, N₂);
• давление (Р, атм), температура (Т, °C) на забое скважины;
• дебит жидкости Q_{жидкости} (м³/сут), обводненность (%), газовый фактор (м³/т) и плотность нефти (кг/м³).
Результаты расчета индекса насыщения представлены в таблице 1.

По результатам моделирования установлено, что 113 проанализированных скважин характеризуются индексом насыщения более 1,5, то есть риск образования кальцита в условиях забоя этих скважин оценивается как сверхвысокий. На 8 скважинах риск образования кальцита высокий, на 2 скважинах — средний.

С целью повышения эффективности защиты осложненного солеотложением фонда скважин Соровского месторождения была инициирована работа по подбору, обоснованию и испытанию технологии задавки ИСО в призабойную зону пласта (Squeeze).
В рамках лабораторных исследований была проведена оценка адсорбционно-десорбционной способности двух ИСО на водонасыщенной керновой модели пластов БС8 и
БС9(1-2) Соровского месторождения (табл. 2).

Проницаемость моделей пластов подбиралась в соответствии с расчетом по актуальным текущим эксплуатационным данным скважин осложненного фонда с учетом притоков воды и обобщенных относительных фазовых проницаемостей соответствующих пластов. В ходе эксперимента через модель пласта был профильтрован стационарный поток модели пластовой воды (МПВ, табл. 3) с линейной скоростью фильтрации 200–600 м/год,
тем самым сформировав начальные условия. Затем через модель пласта был профильтрован 10 %-ный раствор ИСО в МПВ при неизменном режиме прокачки. На выходном конце модели пласта непрерывно отбирались пробы исходящего флюида, которые анализировались на содержание ИСО фотометрическим методом. Отбор проб и их анализ проводился до момента достижения концентрации ИСО в выходящем флюиде, равной концентрации во входящем потоке. Затем прокачка останавливалась — и керн, насыщенный раствором ИСО, выдерживался в течение 17 часов для адсорбции ингибитора на поверхности порового пространства породы.

Для оценки десорбционной способности после выдержки было произведено переключение входного потока на стационарную фильтрацию МПВ. На выходном конце непрерывно отбирались пробы исходящего флюида, которые анализировались на содержание ИСО фотометрическим методом. Отбор и анализ проб проводились до достижения в выходном потоке концентрации ИСО равной порогу определения (менее 1 мг/л).
Для проведения фильтрационных экспериментов использовалась модель пластовой воды с параметрами, соответствующими параметрам вод пластов группы БС Соровского месторождения (табл. 3). Графическое представление результатов фильтрационных экспериментов по оценке адсорбционно-десорбционной способности ИСО в условиях водонасыщенной модели пласта приведено на рисунке 1.

В результате фильтрационных экспериментов были получены численные значения и динамика зависимости концентрации тестируемого ИСО в выходящем из порового пространства флюиде от объема прокачанной жидкости, выраженной как в абсолютных единицах, так и в количестве поровых объемов.
Кроме того, с целью оценки рисков снижения проницаемости продуктивных пластов после закачивания ИСО в ПЗП был определен коэффициент восстановления проницаемости. Фильтрационные эксперименты проводились на керновых моделях терригенных пластов с остаточной водонасыщенностью при пластовой температуре (86 °С). Коэффициент восстановления проницаемости определялся как соотношение фазовой проницаемости по нефти после обработки образца ИСО/МПВ и фазовой проницаемости по нефти до обработки. В соответствии с принятыми в компании ПАО «НК «Роснефть» требованиями коэффициент восстановления проницаемости породы после обработки ИСО не должен снижаться более чем на 8 % по сравнению с проницаемостью породы при обработке моделью пластовой воды.
Результаты фильтрационных экспериментов по определению коэффициента восстановления проницаемости по нефти после воздействия МПВ и растворов ИСО приведены в сводной таблице 4.

Результаты экспериментов позволяют констатировать, что коэффициент восстановления проницаемости керновой модели по нефти после прокачки раствора ИСО находится в рамках нормативных значений.
Следующим этапом была определена минимально-рабочая концентрация (МРК), необходимая для дальнейшего моделирования процесса задавки ИСО в пласт. МРК ингибиторов определялась методом динамического тестирования по блокированию капилляра при прокачивании МПВ через капилляр без ингибитора (холостой опыт) и с ингибитором.
По результатам динамического тестирования (рисунок 2) в качестве МРК была принята дозировка 10 мг/л, обеспечивающая достаточный уровень ингибиторной защиты по данной технологии.

На основании проведенных экспериментов была произведена оценка адсорбционно-десорбционной способности ИСО на образцах керна двух пластов Соровского месторождения. Полученные данные проведенных фильтрационных экспериментов выноса реагентов обработаны с использованием программного комплекса SQUEEZE V (Heriot-Watt University) [10], подпрограммой «ADSORPTION ISOTHERM DERIVATION MODEL».
На рисунке 3 приведена в качестве примера изотерма адсорбции ИСО на породу пласта БС8 в виде зависимости равновесной адсорбции на породе от текущей концентрации реагента в растворе, описываемой уравнением Фрейндлиха [11]:

где Г — равновесная адсорбция реагента на породе; К, n — постоянные, полученные на основе экспериментальных данных; С — равновесная концентрация вещества, мг/л.
Для опытно-промышленных испытаний технологии были рассчитаны дизайны задавки реагентов в ПЗП выбранных скважин на программном комплексе SQUEEZE V в подпрограмме
«SINGLE-LAYER RADIAL NEAR-WELL MODEL», включая расчетные объемы ИСО, буферной пачки и продавки в зависимости от планового времени защиты (180 или 365 суток). Моделирование выноса реагента в течение заданного промежутка времени также проводилось с помощью программы SQUEEZE V.

В соответствии с разработанными дизайнами было проведено две операции задавки ИСО в пласты добывающих скважин Соровского месторождения. Обе скважины являются горизонтальными, во всех ранее проводились многостадийные ГРП. Плановый срок защиты от солеотложения согласно дизайнам — 365 суток. Планируемые параметры работы скважин и расчетные объемы технологических жидкостей для операций задавок приведены в таблице 5. Фактические данные после обработок приведены в таблице 6.

По приведенным данным можно констатировать, что фактическая задавка проведена в точном соответствии с разработанными дизайнами в части объемов применяемых технологических жидкостей.
Дополнительной особенностью описываемых случаев реализации технологии Squeeze является тот факт, что в течение запланированного срока защиты данные скважины были остановлены по причине ограничений добычи. Остановки на обеих скважинах произошли через 200–220 суток после задавки ИСО и продолжались в течение 80–100 суток, за которые на скважинах не проводились какие-либо геолого-технические мероприятия. После снятия ограничений скважины были успешно запущены в работу.
В итоге наработка по скважинам № 1 и 2 составила запланированные 365 суток (без учета времени простоя). Проблем, связанных с образованием и отложением солей, за данный период не выявлено.
Для контроля испытания технологии в течение всего срока защиты в попутно-добываемой воде скважин определялось наличие ингибитора солеотложений спектрофотометрическим методом [12]. Результаты замера остаточного содержания ингибитора солеотложений приведены на рисунках
4–5.

Также был проведен анализ сходимости фактического выноса ингибитора солеотложения с разработанным ранее дизайном задавок. В качестве примера на рисунке 6
приведено сравнение дизайна задавки и фактического выноса ИСО на скважине № 1.

По представленным на рисунках 4–6 данным видно, что на протяжении запланированного периода ОПИ в 365 суток остаточное содержание ИСО в воде варьировалось от ~100 до ~8 мг/дм^3, что подтверждает высокую сходимость с разработанным дизайном задавки. Характерный изгиб графика выноса в период 230 и 270 суток после проведения работ может быть обусловлен ростом концентрации ИСО вследствие его перераспределения в ПЗП в процессе простоя скважины по ограничению добычи.
Таким образом, за время проведения испытаний технологии задавки ингибитора солеотложений в пласт установлено:
– нарушений работы ГНО, снижения расходно-напорных характеристик, роста токовых нагрузок погружного электродвигателя более чем на 10 % не наблюдалось;
соляно-кислотные обработки не проводились;
снижения средних значений содержания солеобразующих ионов от фоновых значений в попутно-добываемой воде не наблюдалось;
твердые отложения солей карбоната кальция не обнаружены;
отказы по причине отложения солей не зафиксированы;
сходимость фактического выноса ингибитора солеотложений с расчетным дизайном задавок хорошая, обе скважины успешно проработали запланированный период в 365 суток без каких-либо осложнений, связанных с отложением минеральных солей.