С.Н. Веселков, В.Т. Гребенников

Опыт восстановления производительности водозаборных скважин месторождений УВС порошкообразными реагентами

При разработке континентальных и морских месторождений нефти и газа в большинстве случаев основным источником водоснабжения для питьевых целей и хозяйственно-технологических нужд являются подземные воды. В процессе эксплуатации производительность водозаборных скважин снижается вследствие действия процессов химической кольматации, обусловленных гидродинамическим возмущением подземных вод в прифильтровой зоне. Как следствие, поровое пространство прифильтровой зоны и собственно фильтр скважины заполняются нерастворимыми в воде кольматирующими образованиями.

В скважинах, каптирующих песчаные водоносные горизонты, кольматирующие вещества по своему составу отличаются разнородностью и представлены неорганическими соединениями в аморфном и кристаллическом виде. В полиминеральном составе этих образований обычно преобладают соединения железа (около 70 %). Кроме того, зачастую удельные дебиты скважин не соответствуют потенциальным возможностям водоносного пласта из-за кольматации порового пространства прифильтровой зоны глинистыми коллоидно-дисперсными частицами промывочной жидкости, проникающими в пласт при бурении скважин.

В промысловой практике для повышения производительности водозаборных скважин обычно используют кислотные составы минерального и органического происхождения. Кислотные составы органического происхождения обладают низкой растворяющей способностью по отношению к дегидратированным кольматическим образованиям. Растворы соляной кислоты, напротив, обладают высокой коррозионной активностью и агрессивностью, что обусловливает необходимость применения ингибиторов и принятия специальных мер по защите обслуживающего персонала. Кроме того, для транспортирования и хранения жидкой кислоты требуются специальные емкости.

ООО «Заполярстройресурс» накоплен опыт обработки водозаборных скважин в песчаных коллекторах порошкообразными реагентами, при растворении которых в воде реакция среды рН составляет 0,95; 6,8 и 8,2, что позволяет охватить весь спектр устойчивости фильтров в технологических растворах. В технологическом процессе используются экологически безопасные порошкообразные реагенты, разрешенные органами здравоохранения к использованию в скважинах питьевого водоснабжения. Технологические растворы на основе порошкообразных реагентов эффективно удаляют из прифильтровой зоны скважины минеральные и глинистые кольматирующие образования. Сухие составы удобны в хранении, транспортировании и приготовлении растворов непосредственно у скважины. Составы содержат базовые компоненты (растворители железистых и карбонатных образований и глинистых минералов) и стабилизатор, предотвращающий вторичное осаждение продуктов реакции. Суммарная концентрация компонентов в технологическом растворе 8–10 %.

При адаптации технологического раствора к геотехнологическим условиям конкретного месторождения подземных вод проводится детальное изучение химического и минералогического состава кольматирующих образований, оцениваются размеры зоны кольматации в зависимости от типа фильтра и устойчивость конструктивных элементов фильтра в растворе. При необходимости проводится корректировка состава компонентов раствора.

Достаточная продолжительность реагентной обработки каждой скважины контролируется в ходе обработки специальной операцией, совмещенной с технологической. Необходимое время прокачки скважины после обработки для удаления продуктов реакции и технологического раствора контролируется специальным экспресс-методом. Общее время обработки скважины «под ключ» не превышает 2–3 сут. Ввод скважины в эксплуатацию производится после получения заключения органов санитарного контроля о соответствии качественного состава подземных вод после обработки их исходному составу. Технология реализуется с использованием стандартного оборудования для капитального ремонта водозаборных скважин.

Эффективность применения порошкообразных реагентов подтверждена данными реагентной обработки 77 скважин, проведенной на водозаборах подземных вод месторождений углеводородов в России (Уренгойское газоконденсатное месторождение – крупнейшее в мире, расположенное на суше) и за рубежом (Белый Тигр – крупное шельфовое нефтяное месторождение Вьетнама), а также ряда городов, расположенных на территориях деятельности нефтегазовых компаний.

Уренгойское газоконденсатное месторождение и г. Новый Уренгой (ЯНАО). В пределах месторождения и города для хозяйственно-питьевого водоснабжения вахтовых поселков газовых промыслов и городского водозабора используют олигоцен-четвертичный водоносный комплекс, получивший повсеместное распространение и залегающий между двумя многолетнемерзлыми толщами на глубине от 50 до 190 м. Напорные подземные воды приурочены к пескам различного гранулометрического состава мощностью до 60 м. По химическому составу подземные воды в основном гидрокарбонатные натриево-кальциевые ультрапресные, минерализацией 24–80 мг/л, с содержанием двухвалентного железа 2,5–6 мг/л и марганца 0,3 мг/л, при пониженном содержании фтора (0,04–0,08 мг/л). Температура подземных вод 0,5 °С.

Из-за действия процессов химического кольматажа удельные дебиты скважин городского водозабора и газовых промыслов в течение 5–14 лет эксплуатации снизились до 18–45 % относительно первоначальных значений, зафиксированных при сдаче скважин в эксплуатацию. В результате обработки скважин сухокислотным составом были получены следующие результаты.

На газовых промыслах по подготовке газа после обработки 22 скважин суммарная подача воды потребителю увеличилась на 60,5 % – с 187,53 до 309,92 м3/ч. При этом средний удельный дебит возрос в 4,2 раза. Среднее увеличение дебита относительно первоначальных значений составило 110,4 %, что объясняется растворением глинистых отложений в прифильтровой зоне, в процессе фильтрации промывочной жидкости при бурении скважин.

После обработки 27 скважин городского водозабора удельный дебит увеличился в 2 раза и достиг в среднем 72,3 % относительно первоначального. При этом суммарная подача воды потребителю из обработанных скважин возросла на 49,6 % – с 628,7 до 940,3 м3/ч.

Нефтяное месторождение Белый Тигр (шельф юга Вьетнама). На платформах месторождения для хозяйственно-питьевых и технических нужд используется неогеновый водоносный комплекс на глубине от 150 до 190 м. Водовмещающими породами являются мелко- и среднезернистые пески. По составу подземные воды гидрокарбонатно-кальциевые, минерализацией до 0,5 г/л, с содержанием железа до 0,6 мг/л. Температура подземных вод 10 °С.

В результате действия кольматационных процессов установлено существенное снижение дебита водозаборных скважин, что предопределило необходимость поставки пресных вод танкером на отдельные платформы. На двух морских платформах провели экспериментальную реагентную обработку сухокислотным составом двух водозаборных скважин. Время обработки каждой скважины не превышало 2 сут. В результате суммарный дебит двух скважин был увеличен на 79,2 % – с 3,95 до 7,08 м3/ч, и необходимость в поставке питьевой воды на платформы танкером отпала.

Водозабор подземных вод г. Нефтеюганска (ХМАО) осуществляется 24 скважинами, расположенными по площадной сетке 300×300 м и каптирующими расположенный под слоем многолетнемерзлых пород атлымский напорный водоносный горизонт, подошва которого находится на глубине 300 м. Средняя толщина водонасыщенных песков в районе водозабора – 70 м. Кровля водоносного горизонта контактирует с толщей многолетнемерзлых пород. По составу подземные воды гидрокарбонатно-хлоридно-натриево-кальциевые, минерализацией 0,2–0,5 г/л, с содержанием железа 0,9–1,5 мг/л. Температура пластовых вод 4 °С.

За 9-летний срок эксплуатации скважин их удельный дебит практически не изменился, что свидетельствует об отсутствии на водозаборе химической кольматации в прифильтровых зонах. Соляно-кислотные обработки скважин не дали положительного эффекта, поэтому были проделаны новые, по мнению авторов, прогрессивные экспериментальные работы по реагентной разглинизации скважин. Так, для удаления глинистых кольматирующих образований использовали порошкообразный реагент с щелочными свойствами, эффективно взаимодействующий с глинистыми обра-

зованиями вне зависимости от их минералогического состава. Конечным продуктом взаимодействия реагента с глинистыми образованиями является пелитовая тонкодисперсная фаза, микроагрегаты которой не слипаются между собой и легко удаляются при прокачке. При этом степень растворения алюмосиликатов, слагающих решетки глинистых минералов, составляет для монтмориллонитовой и каолинитовой глин 7,8 и 13,7 % соответственно. Оптимальная концентрация раствора 8–10 %, реакция среды 8,2. Ранее реагент эффективно применялся для разглинизации нефтяных скважин месторождений Прикарпатья, а также в скважинах газовых хранилищ Польши.

Обработку водозаборных скважин термореагентным способом производили следующим образом. В автоцистерне паропередвижными установками ППУ нагревали 10 м3 воды до температуры 86–93 °С, затем засыпали в нее 1 т щелочного порошкообразного реагента и перемешивали сжатым воздухом до полного растворения реагента. Через агрегат ЦА-320М закачивали нагретый раствор в нижнюю часть фильтра герметизированной скважины. Глубина проникновения нагретого раствора в прифильтровую зону составила: при длине фильтра 20 м – 0,71 м; при длине фильтра 30 м – 0,57 м. Далее в течение 2–4 ч проводили циклическую обработку скважины с попеременным задавливанием раствора за контур фильтра.

В результате разглинизации прискважинной зоны удельный дебит 9 скважин увеличился в среднем в 5,8 раза. При этом суммарная подача воды потребителю от обработанных скважин увеличилась на 137,6 % – со 163,5 до 389,5 м3/ч.

Скважины водозабора г. Чишмы (Республика Башкортостан) каптируют водоносный горизонт в аллювиальных четвертичных отложениях мощностью 8–13 м, слагающих пойму р. Демы. Водовмещающие породы представлены песчаными и галично-гравийными от ложениями с залеганием в верхней части разреза слоя мелкозернистых песков мощностью не более 3 м. Коэффициент фильтрации водоносного горизонта из меняется от 20 до 60 м/сут. Верхнепермские глины служат водоупором пласта.

Скважины водозабора расположены на расстояниях от 240 до 900 м от уреза р. Демы. Расстояние между отдельными скважинами 140–200 м. Скважины пробурены на глубину 12–15 м роторным способом и оборудованы сетчатыми фильтрами на щелевом каркасе диаметром 300 мм. Длина рабочей части фильтра 7 м. За период эксплуатации скважин (4–12 лет) в результате действия кольматационных процессов наблюдалось снижение их производительности на 32–65 %.

Ввиду того, что обсыпка фильтра представлена карбонатами, для обработки скважин использовали порошкообразный реагент с реакцией среды 6,8, обладающий восстановительными свойствами.

В результате обработок 15 скважин водозабора суммарный дебит был увеличен на 57 % – с 482,4 до 757,5 м3/ч. При этом средний удельный дебит относительно первоначального составил 86,1 %, что свидетельствует о высокой степени растворения железистых кольматирующих соединений.

Водозабор подземных вод г. Сургута (ХМАО). Была проведена экспериментальная обработка 2 скважин, каптирующих подмерзлотный водоносный горизонт, приуроченный к отложениям мелко- и тонкозернистых песков атлымской свиты верхнего палеогена. В результате обработки удельный дебит скважин был увеличен в среднем в 4 раза и составил 84,4 % относительно первоначальных значений. При этом суммарная подача воды потребителю увеличилась на 73 % – с 50 до 86,5 м3/ч.

Данные, подтверждающие эффективность обработок водозаборных скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов, приведены в таблице. Анализ полученных данных показывает, что применение разработанных составов на основе порошкообразных реагентов для восстановления производительности водозаборных скважин, эксплуатируемых в различных гидрогеологических условиях, позволяет увеличить подачу воды потребителю на 60 %. При этом особого внимания заслуживает технология термощелочной обработки водозаборных скважин, реализованная в Нефтеюганске.