Анализ вод, применяемых для закачки в системе ППД

Заводнение нефтяных месторождений ОАО «Удмуртнефть» осуществляется как пресной, так и сточной водой. Основная масса воды для заводнения крупнейшего месторождения Удмуртии является сточной с установки подготовки нефти. На других месторождениях используются сточные и пресные воды. Для заводнения используют воды рек Камы, Лозы и Сивы. Физико-химический состав закачиваемых сточных и пресных вод, определенный в летний период времени, приведен в таблицах 3.4, 4.5.

Как видно из таблиц, содержание мехпримесей и нефтепродуктов по Киенгопской площади находится в пределах норм, предусмотренных ОСТ. По Мишкинскому месторождению количество взвешенных частиц изменяется в пределах 70-120 мг/л, что примерно в три раза превышает допустимые нормы, а содержание нефтепродуктов - до 70 мг/л, что также несколько больше допустимых норм. Примерно такая же картина наблюдается и по Ельниковскому месторождению. Как видно из таблицы 2.5, а каждую нагнетательную скважину Киенгопской площади закачивается 2,2 тонны мехпримесей и 2,6 тонн нефтепродуктов. Анализ закачиваемой с водой пленочной нефти показал, что она состоит в основном из высокомолекулярных углеводородных соединений: асфальтены 3,5-5%, смолы 18-26%, парафины 1,5-3,5%. Из приведенного состава видно, что наличие углеводородных соединений, обладающих поверх-ностно-активными свойствами, увеличивает сцепление нефтяной пленки с породой пласта. Дисперсионный анализ эмульгированной нефти показал. что основной объем частиц (80%) имеет размер менее 10 мкм. В то же время имеются частицы и размером 100 мкм и более. Замазучивание, происходящее по этой причине, приводит не только к потере нефтепродуктов, но и к снижению фазовой проницаемости для воды. Проведенный анализ изменения состава сточных вод при трубопроводном транспорте их в системе ППД говорит о том, что больших изменений компонентного состава не происходит, если проводится беспрерывная закачка воды и периодическое дозирование ингибитора коррозии. Небольшие изменения в сторону увеличения наблюдаются по содержанию ионов Ca+2 и. Заметное повышение содержания соединений железа в виде окисных соединений наблюдается при возобновлении закачки воды после остановки водовода. Выявлена также тенденция повышения содержания окисных соединений железа и сульфидных соединений в зависимости от времени работы водоводов. На старых водоводах их количество возрастает иногда в несколько раз. Состав отложений непосредственно на внутренней поверхности водоводов сточных вод особым разнообразием не отличается, и в осадках анализируемых нами водоводов Мишкинского и Киенгопского месторождений содержится, как правило, углеводородных соединений от 25 до 55 %, причем высокомолекулярных углеводородов в виде асфальтенов, смол и парафинов - до 20-27 %, соединений железа в виде FeO, Fe2O3, FeS - от 15 до 25%. Кроме названных веществ имеются в небольших количествах СаСl2, CaSO4, NaCl, MgCl2. При существующей технологии очистки воды, оставшейся после отстоя в резервуарах, механические примеси имеют размеры частиц до 10 мкм (более 80 %). Размер частиц сульфида железа, присутствующего в отстоях и в воде, колеблется в пределах 5-10 мкм.

Большой интерес представляют результаты анализа шламовых отложений в ПЗП. Для определения компонентного состава отложений на забое и в стволе скважины (на поверхности труб) анализировали пробы, отобранные при капитальных ремонтах скважин, а также во время промывок. С поверхности насосно-компрессорных труб брались соскобы. Mногочисленные анализы шламовых накоплений, проведенные в различное время и со скважин различных месторождений Удмуртии (Чутырско-Киенгопское, Мишкинское, Красногорское, Гремихинское и др.), позволили дать усредненную характеристику фракционного состава твердых частиц, аккумулированных на забое во время длительной работы скважин. Содержание фракций с размерами твердых частиц менее 100 мкм составило 75,1 %, с размерами от 100 до 300 мкм - 15 %, от 300 мкм до 500 - 5,5 %, более 500 мкм - остальное, в том числе частиц, превышающих размер 2000 мкм - до 1,5 %. Как видно по фракционному составу, основной массой являются мелкодисперсные частицы размером менее 100 мкм, способные при определенных условиях проникать в глубь пласта. Отложения же, образовавшиеся непосредственно в призабойной зоне, при таком фракционном составе склонны к самоуплотнению.

Значительное содержание КВЧ крупных размеров в данных конкретных случаях объясняется приносом в ПЗП нагнетательных скважин различного рода загрязнений при проведении ремонтных работ непосредственно в скважинах, а также при ликвидации прорывов и замене прокорродированных трубопроводов.

Проведенный компонентный анализ шлама забойных отложений говорит о широкой гамме веществ, превалирующая часть которых техногенного происхождения. Говорить о количественной характеристике накоплений не представляется возможным по причинам большой дифференциации их состава, зависящего от различных причин, в том числе от способа эксплуатации скважин, продолжительности работы, обводненности продукции, количества и видов геолого-технических мероприятий, проведенных на той или иной скважине. Данную характеристику можно дать по каждой конкретной скважине, и она может оказаться непоказательной. Тем не менее, проанализировав общую картину загрязнений ПЗП, можно сделать вывод о том, что превалирующее значение в шламовых накоплениях для добывающих скважин имеют соединения железа, образующиеся в результате коррозийных процессов (Fe2O3, FeO) и химических превращений в присутствии серосодержащих соединений (FeS), а также частицы породы пласта, такие как CaCO3, SiO2, CaSO4 в сочетании с высокоактивными компонентами нефти. В ПЗП нагнетательных скважин увеличено количество соединений железа, особенно это относится к сульфиду железа (FeS), содержание которого по отдельным скважинам достигает 65% в составе шлама. Кроме углеводородных соединений, количественная характеристика которых была дана выше, в небольшом количестве отмечаются полимерные соединения, очевидно, применяемые для выравнивания профиля приемистости.

Примерно такой же состав химических элементов и твердых составляющих характерен и для отложений на поверхности труб.

Таким образом, из результатов проведенных исследований можно сделать выводы о возможных путях повышения эффективности геолого-технических мероприятий, направленных на улучшение гидродинамической связи пласта со скважиной. Во-первых, следует исходить из того, что отличительный состав компонентов, загрязняющих призабойные зоны добывающих скважин и скважин нагнетательных, требует дифференцированного подхода к выбору рабочей жидкости для ОПЗ и, может быть, самих способов обработки.

Так, например, для повышения эффективности кислотной обработки нагнетательных скважин, в призабойной зоне которых скопилось большое количество нефтепродуктов, привнесенных вместе с закачиваемой сточной водой, требуется двухстадийная ОПЗ. В этом случае вначале целесообразно закачать растворитель углеводородных соединений для деблокирования загрязнений минерального происхождения и собственно пород пласта, а затем кислотный раствор. Наиболее рационально в таких случаях применять рабочую жидкость, обладающую комплексными свойствами. Учитывая техногенный характер происхождения основной массы, загрязняющей призабойную зону скважин, очевидно, следует изменить и традиционно установившиеся подходы к выбору рабочей жидкости для обработки карбонатных коллекторов, при которых в подавляющем большинстве случаев применяется лишь соляная кислота, иногда с добавлением химреагентов, в том числе замедлителей реакции и ингибиторов коррозии. Исследования по растворению осадков призабойной зоны, содержащих большое количество соединений железа, в различных составах кислотных растворов говорят о том, что растворение их в так называемых глинокислотных растворах (смеси соляной и фтористо-водородной кислот) на 18-22 % выше.

К превентивным мерам по снижению интенсивности загрязнения ПЗП скважин следует отнести мероприятия по:

- повышению качества подготовки воды, применяемой в системе ППД;

- применению кондиционных технологических жидкостей, используемых при проведении геолого-технических мероприятий;

- предупреждению или снижению коррозии нефтепромыслового оборудования;

- предупреждению выпадения в осадок продуктов реакции кислотных растворов;

- повышению эффективности промывок ПЗП от шламовых накоплений перед проведением любых ремонтных и профилактических работ на скважинах.

Особое внимание следует обратить на необходимость более полного удаления продуктов реакции кислотных растворов из ПЗП, наличие которых не только снижает продуктивность скважины, но и при несоблюдении мер безопасности может привести к тяжким последствиям, связанным с отравлением обслуживающего персонала.

Для получения наиболее полной информации о снижении гидропроводности фильтрационной зоны продуктивного пласта на всех этапах существования скважины, начиная с бурения, вскрытия пласта, его освоения и эксплуатации скважины, следует обратиться к опубликованной в 2005 году книге Б.М. Сучкова под названием «Добыча нефти из карбонатных коллекторов».