Источник фото: Сгенерировано Алисой
Ключевые слова: солеотложения, неорганические соединения, проницаемость, терригенный коллектор, призабойная зона пласта, Ванкорское месторождение.
Ванкорское месторождение расположено в Туруханском районе и Таймырском муниципальном районе Красноярского Края. Районные центры п. Туруханск находится в 300 км к юго-западу от месторождения, а г. Дудинка расположен в 140 км на северо-восток. Постоянная дорожная сеть в районе месторождения и ее прилегающих территориях отсутствует [1]. В 140 км на юго-восток от месторождения расположен г. Игарка, в котором расположен крупный речной порт и аэропорт, способный принимать тяжелые самолеты. В тектоническом строении рассматриваемое месторождение находится в пределах Большехетской структурной мегатерассы, положительного незамкнутого элемента I порядка в пределах Надым-Тазовской синеклизы, а также Сузунское и Лодочное валообразное поднятие. Ванкорская структура осложняет северное окончание Лодочного валообразного поднятия [2]. По всем картируемым уровням поднятие представляет собой изометричную структуру, вытянутую с юга на север. В структурном плане оно представлено кровлей коллектора, выделенной на отметке -1635 м. Выделяется обширная газовая шапка с отметкой ГНК -1600 м в южной части и с отметкой ГНК -1600 м в северной. Положение ВНК показано на рисунке 1.
В нефтегазоносном отношении месторождение расположено в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области на территории Красноярского края. Промышленная нефтегазоносность Большехетского нефтегазоносного района доказана открытием Лодочного, Сузунского и Тагульского месторождений. По величине запасов месторождение является уникальным и многозалежным. Залежь месторождения сводовая, пластовая, литологически ограниченная. ВНК принят на отметке -1581 м, эффективная нефтегазонасыщенная толщина в целом составляет 9,7 м. Размер залежи 7,6 * 4,6 км, с величиной площади 25 км2. ГНК установлен на отметке -1579,9 м и подтвержден материалами ГИС и испытанием скважин как в закрытом, так и в открытом стволе [4]. Имеются как нефтяные и газовые залежи. Газовая залежь приурочена к продуктивному пласту Дл-I-III, с отметкой ГНК принятой -978,6 м и площадью газоносности 230,7 км2. ВНК и межфлюидные контакты принимаются по уровню нижней границы зоны двухфазной фильтрации. Продуктивные юрские и меловые отложения представлены в литологическом плане горизонтальным и линзовидным переслаиванием песчаников, алевролитов и их переходных разностей, с наличием прослоев конгломератов. Песчаники преимущественно светло-серого и серого цвета, с буроватым оттенком от алевролитовых, до мелкозернистых разностей, слоистые, углистоглинистые, аркозового состава, с прослоями карбонатного материала. Алевролиты серого и темно-серого цвета, неоднородного строения, нередко они обогащены глинистым материалом. Аргиллиты почти черного цвета и переслаиваются с алевролитами. В составе имеются породы, представленные редкими прослоями глин обломков древесины, галек и линз глин и прослоев конгломератов, с горизонтальной и линзовидно-волнистой слоистостью. Повсеместно наблюдается неравномерная карбонатизация песчаников [5].
Основная продуктивность на месторождении связана с долганским, яковлевским, суходудинским и нижнехетским уровнем. Долганский продуктивный уровень сформирован в условиях прибрежного подвижного бассейного мелководья и обладает трансгрессивной природой. Характеризуется невыдержанностью глинистых пачек, что свидетельствует о наличии гидродинамически единого резервуара. Яковлевский продуктивный уровень представлен слабо сцементированными песчаниками, с прослоями слюдисто-глинистого материала и примесью растительного детрита, наличием известковистых песчаников с карбонатным цементом. Пласты маломощные, по простиранию они крайне не выдержаны и перекрываются толщей углисто-глинистых пород озерно-болотных фаций [6]. Суходудинский продуктивный уровень характеризуется неоднородностью строения продуктивного резервуара. Сформирован в условиях прибрежно-морской обстановки осадконакопления, под действием приливно-отливных процессов. Литологический состав представлен мелкозернистыми песчаниками и алевропесчаниками, светло-серого и серого цвета, преимущественно массивной текстуры, содержащий редкие прослои углистого материала. Нижнехетский продуктивный уровень представлен мелководно-морскими и прибрежно-морскими комплексами фаций, с широким развитием барьерных островков и вдоль береговых баров. В литологическом составе комплекс представлен отложениями барового комплекса, а именно алевролитами и средне-мелкозернистыми песчаниками косой и линзовидной слоистости. Геолого-геофизическая характеристика продуктивных залежей Ванкорского месторождения приведена в таблице 1.
Месторождение находится в разработке с 2009 года. Технологические параметры разработки показаны на рисунке 3 а) и б)
Разрабатывается преимущественно горизонтальными скважинами, с расстоянием между скважинами 1000 м. Общая величина КИН равна 0.436 д.ед, наблюдается как радиальная, так и избирательная система размещения скважин. Средняя величина коэффициента охвата Кохв достигает 0,875, коэффициента вытеснения достигает 0,518 д.ед. Добыча нефти составляет в целом 25208,5 тыс. тонн. Разработка ведется как на естественном режиме, на счет внутренней энергии пласта, так и механизированным способом с помощью электроцентробежных насосов УЭЦН [7-8]. Параметры разработки приведены в таблице 2
Солеотложения в призабойной зоне пласта причины образования
Солеобразование является важнейшей проблемой при добыче нефти и газа. Оно обусловлено как природным, так и техногенным воздействием. Так к причинам образования относят смешивание вод разного состава и рост фактической концентрации осадкообразующих ионов, добываемой жидкости при растворении минералов горных пород [9]. Наиболее распространены минералы карбоната кальция, при снижении величины пластового давления ниже величины давления насыщения и превышении температуры потока добываемой продукции, вызванной теплоотдачей работающего погружного оборудования. Коэффициент активности γ, отражает степень взаимодействия ионов, наличие ионных ассоциаций и ионное оттакливание, как так называемая функция минерализации и температуры [10]. Согласно известному уравнению Дебая-Гюккеля коэффициент активности в рассолах определяется применением выражения:
где: А и В – константы, характеризующие растворимость при определенных термобарических условиях, d – эффективный диаметр иона, μ – ионная сила раствора, z – валентность иона, С – коэффициент, зависящий от диэлектрической проницаемости воды, степени гидратации ионов и факторов, обуславливающих высаливающий эффект.
Наиболее часто отложения солей образуются на поверхности штанговых и глубинных электроцентробежных насосов. Наличие солей на поверхности глубинно-насосного оборудования приводит к их постепенно износу вала УЭЦН, разрушению рабочих колес насоса. Это приводит к сокращению межремонтного периода скважин [11]. Геологическое строение резервуара, состав пластовых флюидов и типов воды, используемых для поддержания пластового давления, указывает на разнообразие разного рода неорганических солей, которые отлагаются на внутрискважинном оборудовании, так и непосредственно в призабойной зоне пласта. Примерный тип и физико-химические свойства пластовых вод Ванкорского месторождения приведены в таблице 3:
В настоящее время Ванкорское месторождение эксплуатируется при помощи метода форсированных отборов. Это представляет собой ситуацию, когда забойное давление ниже величины давления насыщения. Этот фактор приводит к возникновению дегазации в призабойное зоне пласта, происходит ранний прорыв газа и неконтролируемый рост обводненности добываемой продукции. Увеличение темпов отбора добываемой продукции приводит к смешиванию пластовой и поверхностной воды [12-13]. Смешение пластовых вод приводит к отложению минералов кальцита, гипса и ангидрита. Пластовые воды месторождения обладают склонностью к солеотложению, по причине резкого повышения пластовой температуры. Смешение вод приводит к отложению на порах призабойной зоны кальцита и понижению ее технического состояния. Пластовые воды яковлевского продуктивного горизонта обладают потенциальном склонности к солеотложению. Причиной тому является высокая степень разгазирования и постепенное снижение растворенного углекислого газа. Смешивание вод системы поддержания пластового давления и наличием повышенного содержания ионов кальция, ведет к образованию нерастворимых неорганических солей, что отражается на техническом состоянии призабойной зоны. Одной из основных причин которая приводит к образованию нерастворимых соединений и неорганических солей, является смешивание нагнетательной и пластовой воды [14]. Пластовые воды Ванкорского месторождения преимущественно соленого и солоноватого типа, хлорид-кальциевого типа, хлоридной группы натриевой подгруппы. Солеотложения в продуктивном пласте описывается В.И. Назаровым и Ю.М. Островским, в случае наличия несовместимых водных растворов где имеется солеобразующие ионы с применением следующей формулы:
где: 
t – средняя по составу смеси концентрация солеобразующего катиона, определяемого с применением выражения [15]:
где: An и 
t – исходные концентрации солеобразующих аниона в закачиваемом в пласт растворе и катиона в пластовой воде г/л, МА и МК – молекулярная масса солеобразующих иона катиона и аниона, L – константа произведения растворимости солеобразующего соединения, соответствующая равновесному состоянию при определенных термобарических условиях.
Пропускная способность пор и трещин продуктивного резервуара, подвергшиеся воздействию солей описывается применением формулы Козени-Кармана [16]:
Где: m – пористость д.ед, f – коэффициент, учитывающий форму поровых каналов, L – извилистость поровых каналов, S – удельная поверхность, представленная отношением площади суммарной открытой поверхности частиц F, к объему образцу породы.
Пропускная способность пор может описываться также применением следующей формулы:
где: δ = 
– гидравлический радиус порового канала.
Методы и способы борьбы с солеотложениями в ПЗП
Существуют разного рода и применения методы, используемые для удаления неорганических солей в пределах продуктивных пластов Ванкорского месторождения. Наиболее полно классификация способов борьбы с образованием солей приведена на схеме представленной на рисунке 4. Механические методы применяются для постепенной очистки скважины путем предварительного разбуривания солевых пробок и проработки эксплуатационной колонны скребками, с последующим шаблонированием [17]. Метод является достаточно эффективным при разной степени поражения оборудования или ПЗП, отложениями неорганических солей. Способ является достаточно дорогим методом воздействия, в связи с чем является наименее применяемым на Ванкорском месторождении. Химические способы ликвидации и удаления солей основаны на обработке ПЗП скважины и зоны перфорации внутрискважинного оборудования реагентами, которые очень эффективно растворяют неорганические соединения солей [18]. Поскольку продуктивные пласты Ванкорского месторождения отлагают в своем составе соли карбоната кальция, то наиболее применяемым химическим способом воздействия является соляно-кислотная обработка скважи-ны(ОПЗ). Учитывая, что преобладающим типом продуктивного резервуара является терригенный, то наиболее применяемым является состав кислот, основанный на применении смеси состава плавиковой и соляной кислоты [19-20]. В качестве растворителей, которые обеспечивают конверсию отложений наиболее применяемым является гидроокислы натрия, и калия.
Наиболее частой проблемой Ванкорской группы является отложения АС-ПО (асфальто-смолисто-парафиновых отложений), где воздействие кислотами и щелочами является малоэффективным, даже при использовании в условиях повышенных температур [21]. Поскольку идет активное уменьшение площади контакта с растворителем. Для таких случаев применяются промывка скважины горячей нефтью. Для эффективного удаления отложений солей применение находит способ термогазохимического воздействия на призабойную зону. Поскольку в продуктах сгорания присутствует углекислый газ и соляная кислота [22]. Все эти два фактора являются прекрасными способами, которые способствуют быстрому разрушению и растворению солеотложений любой плотности. Данный тип активно применяется как средство очистки ПЗП и восстановления ФЕС пласта.
Безреагентные методы представлены технологиями воздействия на залежи солей магнитного и акустических полей, в том числе применение защитных покрытий труб и рабочих органов насосов. Применением электромагнитного воздействия удается добиться изменения структуры солей и уменьшения общей массы отложений [23]. Происходит снижение адгезии солей. Применение различного рода покрытий способствует повышению работоспособности нефтепромыслового и внутрискважинного оборудования. Одним из наиболее известных способов попадания солей в призабойную зону скважины является негерме-тичность эксплуатационных колонн, что является частым явлением в процессе добычи нефти и газа в условиях Ванкорского месторождения. Поскольку при негерметичности колонны или же цементного кольца происходит выпадение солей, вследствие попадания грунтовых вод в продукцию скважины [24]. Выпадение солей можно предотвратить путем ликвидации поступающего притока грунтовых вод несовместимых с пластовыми водами. Для снижения интенсивности воздействия образованием солей применяется селективная изоляция что приводит к сокращению притока насыщенной солями вод. Применение ингибиторов является эффективным решением проблемы образования солей на внутрискважинном оборудовании, так и непосредственно в призабойной зоне продуктивного пласта. К наиболее применяемым ингибиторам является ингибиторы анионного и катионного действия:
Флуоресценция с временным разрешением(ФВР) основана на использовании специфических веществ, проявляющих флуоресцентные свойства, чаще всего лантаноидов. Сигнал раствора чувствителен к окружению лантаноидов. При добавлении химических реагентов ингибиторов коррозии образуется хелатный комплекс. Ингибиторы солеотложений облучаются вспышками света определенной длины волны, для возбуждения эффекта флуоресценции. Чем продолжительнее флуоренсцирует элемент тем меньше влияние органических молекул [25].
Нефелометрия применяется на основе гиамина. Гиамин 1622 является чертвертичной аммониевой солью, которая образует комплексные соединения. При взаимодействии анионного полиэлектролита с большими катионными молекулами, такими как гиамин 1622, происходит изменение оптической плотности раствора, которое может быть измерено нефелометром, спектрофотометром или методами ультрафиолетовой спектроскопии.
ИСП является аналитическим методом количественного определения элементов в водных растворах. В камере анализируемый образец ионизируется и термовозбуждается. После этого содержание элементов может быть определено по эмиссионным спектрам с использованием калибровочных стандартов [26].
На текущий момент применение иммунологического анализа не нашло широкого распространения для измерения концентрации ИСО в воде. Метод основан на использовании иммуноферментной технологии, при которой молекулы полимера «помечают» специальными антителами. При этом метка должна быть стабильна при высоких температурах и в широком диапазоне рН. ВЭЖХ находит широкое применение во многих областях промышленности, в том числе в качестве метода анализа реагентов нефтепромысловой химии, в частности для измерения концентрации полимерных ИСО. Плюсы и минусы применения ингибиторов солеотложений приведены в таблице 4
Заключение
В представленной работе автором были рассмотрены основные причины образования солей как в призабойное зоне пласта, так и непосредственно на внутрискважинном оборудовании. Установлено, что в условиях терригенного коллектора, обладающего высокими значениями коллекторских свойств основными причинами являются смешивание разного рода типов преобладаемых подземных вод, что приводит к осаждению в порах, трещинах и кавернах, породы плохо и нерастворимых соединений и солей. В качестве методик предупреждения выпадения солей требуется применение современных технологий, основанных на физических акустических и магнитных полей, а также применения безреагентных методов, для поддержания технического состояния призабойной зоны.
Литература
1. Мажник В.И., Лешкович Н.М. Анализ текущего состояния разработки Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). 2018. №4. С. 72-98
2. Бобырь, М. В. Инновационные подходы к разработке Ванкорского месторождения: влияние состава глушения на коэффициент восстановления проницаемости нефти / М. В. Бобырь, В. Ю. Немов. // Бурение и нефть. - 2017. - № 7/8. - С. 40-43
3. Коверко, Д. Г. Использование модели линий тока в рамках текущего мониторинга разработки Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения. // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 11. - С. 65-68.
4. Геохимия и генезис нефтей Ванкорского месторождения/ М.В. Дахнова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2009. - №5. – с. 31-38
5. Применение геоэлектрических методов СКИП-ВЭРЗ для поисков нефти и газа в районе Ванкорского месторождения / В. А. Кринин [и др.].// Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 11. - С. 18-21
6. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба // Геология и геофизика. 2011. Т. 52, №8. С. 1027-1050
7. Степанов Р.И. Методы повышения производительности горизонтальных скважин на примере Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2024. — № 8(380). — С. 48– 58.
8. Паникаровский Е.В. Опыт разработки Ванкорского месторождения / Е.В. Паникаровский, В.В. Паникаровский, А.Е. Анашкина // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. — 2019. — № 1. — С. 47–51
9. Мищенко, И. Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И. Т. Мищенко, А. Т. Кондратюк ; под ред. И. Т. Мищенко. Москва: Нефть и газ, 1996. - 190 с
10. Технологии защиты осложненного фонда скважин нефтегазовых месторождений / С.А. Долгих и др. – Казань: Казан. ун-т, 2024. – 54 с
11. Кашавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти – М. 2004. – 432 с
12. Валекжанин И.В., Волошин А.И., Рагулин В.В., Резвова К.К. Оценка рисков солевыпадения в скважинах Ванкорского месторождения и выбор оптимальной технологии предупреждения // Экспозиция Нефть Газ. 2017. №2 с. 30-33
13.Валекжанин И.В., Резвова К.К., Ахтямов А.Р., Рагулин В.В., Волошин А.И. Комплексный подход к предупреждению солеотложения в условиях Ванкорского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2015. №5 с. 24-28
14. Антипин Ю.В., Исланова Г.Ш. Габдуллин Р.Ф. Повышение эффективности методов борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти// Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ. – 1999. - №10. – С. 42-44
15. Осложнения в нефтедобыче/ Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др.; Под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина. – Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография», 2003. – 302 с
16. Подгорнов В.М. Формирование призабойной зоны скважины. М, Российский государственный университет нефти и газа им И.М. Губкина, 2005 г.
17. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. – 295 с.: ил.
18. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховеров С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Владивосток: Дальнаука, 2011. – 288 с
19. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение солеотложений при добыче нефти. – Уфа, Башкирское книжное издательство, 1987. – 168 с
20. Хормали А., Петраков Д.Г. Комплексная технология предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти // Территория Нефтегаз. 2017. № 10. С. 50-55
21. Булчаев Н.Д., Халадов А.Ш., Булюкова Ф.З., Думлер Е.Б. Прогнозирование солеотложений в призабойной зоне пласта нефтедобывающих скважин.// Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. №3. 2020. С. 220-230
22. Азиз Х. Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Москва, Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2004, с. 416
23. Осложнения в нефтедобыче / Н. Г. Ибрагимов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков [и др.]: Под. ред. Н. Г. Ибрагимова, Е. И. Ишемгужина. - Уфа : Издательство научно-технической литературы «Монография», 2003. - 302 с
24. Булчаев Н.Д. Защита насосного оборудования нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях эксплуатации: монография / Н.Д. Булчаев, Ю.Н. Безбородов. – Красноярск: Сиб. Федер. Ун-т, 2015. – 138 с
25. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 653 с.: ил.
26. Мирзаджанзаде А.Х. Кузнецов О.Л Басниев К.С. Алиев З.С. Основы технологии добычи нефти и газа. – М. ОАО «Издательство» Недра 2003. – с. 880
