Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. «Газовая промышленность»
  4. Спецвыпуск 2.2024
Спецвыпуск 2.2024

Научная статья

EDN: HIOLVF

УДК 622.276.72
(UDK 622.276.72)

Для получения доступа к статьям

Авторизуйтесь
Купить журнал

БУРЕНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН (DRILLING AND WELL CONSTRUCTION)

ПРОТИВОСОЛЕВЫЕ ОБРАБОТКИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПИЛЬТУН-АСТОХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(SCALE TREATMENT OF PRODUCTION WELLS AT PILTUN-ASTOKHSKOYE FIELD)

В статье рассматриваются проблемы, связанные с отложением солей в скважинах расположенного на континентальном шельфе в районе о-ва Сахалин Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения, которые приводят к снижению дебита нефти и ухудшению работоспособности оборудования. Основное внимание уделяется анализу исходных условий формирования солеотложений, включая химические реакции между пластовой и закачиваемой водой, и последствиям термобарических изменений. Рассмотрены результаты применения различных противосолевых обработок с использованием растворителей и ингибиторов солеотложений. Особое внимание в статье уделено современным реагентам – хелатным растворителям и фосфонатным ингибиторам. Представлен анализ эффективности этих методов на основе лабораторных исследований керна, а также результатов их применения в полевых условиях. Исследование показывает, как технические решения и выбор реагентов могут влиять на производительность скважин.
В статье также обсуждаются унифицированные подходы к проектированию и выполнению противосолевой обработки, адаптированные к условиям месторождения и предполагающие периодический мониторинг с использованием специализированных методик оценки и ранжирования рисков, связанных с солеотложениями. Подчеркивается важность регулярного отбора проб для анализа ионного состава добываемой воды для своевременного обнаружения и предотвращения потенциальных проблем.
Приводятся рекомендации, которые могут быть использованы для оптимизации стратегий управления солеотложениями на нефтегазовых месторождениях в целях повышения эффективности добычи и снижения рисков эксплуатации скважин.

The article deals with problems associated with salt deposition in wells of Piltun-Astokhskoye oil, gas and condensate field located on the continental shelf near Sakhalin Island, which results in decreased oil flow rate and equipment performance. The focus is on the analysis of initial conditions of salt deposit formation, including chemical reactions between reservoir water and injected water, and the consequences of thermobaric changes. The results of application of various scale treatments using dissolvers and inhibitors of salt deposits are reviewed by the author. The article pays special attention to modern chemicals such as chelate dissolvers and phosphonate inhibitors. The analysis of effectiveness of these methods based on laboratory core studies as well as the results of their application in the field are presented in the article. The study shows how engineering solutions and selection of chemicals can affect well performance.
The article also discusses consistent standardized approaches to the design and implementation of scale treatment, adapted to the field conditions and involving regular monitoring using specialized techniques for assessment and ranking of risks associated with salt deposition. The author emphasizes the importance of regular sampling to analyze the ionic composition of produced water for timely detection and prevention of potential problems.
The article provides recommendations that can be used to optimize salt deposition control strategies in oil and gas fields, to help improve production efficiency and reduce well operation risks.

ПИЛЬТУН-АСТОХСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ПРОТИВОСОЛЕВАЯ ОБРАБОТКА, ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ СКВАЖИНЫ, ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ, ПРОФИЛАКТИКА СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ

PILTUN-ASTOKHSKOYE OIL, GAS AND CONDENSATE FIELD, SCALE TREATMENT, WELL PERFORMANCE, SCALE INHIBITOR, SALT DEPOSITION PREVENTION

Д.В. Лось, ООО «Сахалинская Энергия» (Южно-Сахалинск, Россия), Dmitry.Los@sakhalin2.ru

А.К. Таланкин, к.г.-м.н., ООО «Сахалинская Энергия», Anton.Talankin@sakhalin2.ru

Р.К. Корякин, ООО «Сахалинская Энергия», Roman.R.Koryakin@sakhalin2.ru

А.В. Хабаров, к.т.н., ООО «Сахалинская Энергия», Alexey.A.Khabarov@sakhalin2.ru

Р.Г. Облеков, ООО «Сахалинская Энергия», Ruslan.Oblekov@sakhalin2.ru

D.V. Los, Sakhalin Energy LLC (Yuzhno-Sakhalinsk, Russia), Dmitry.Los@sakhalin2.ru

A.K. Talankin, PhD in Geology and Mineralogy, Sakhalin Energy LLC, Anton.Talankin@sakhalin2.ru

R.K. Koryakin, Sakhalin Energy LLC, Roman.R.Koryakin@sakhalin2.ru

A.V. Khabarov, PhD in Engineering, Sakhalin Energy LLC, Alexey.A.Khabarov@sakhalin2.ru

R.G. Oblekov, Sakhalin Energy LLC, Ruslan.Oblekov@sakhalin2.ru

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. № 1 (54). С. 30–33. EDN: YFRRGP.

Бриков А.В., Маркин А.Н. Нефтепромысловая химия: Практическое руководство по борьбе с образованием солей. М.: Delibri, 2018. 335 с.

Валекжанин И.В., Волошин А.И., Кушнаренко Д.В., Кунаев Р.У. Задавка ингибитора в пласт верхнечонского месторождения для предупреждения отложения гипса из попутно-добываемых рассолов // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 5 (58). С. 55–58. EDN: ZFASQF.

Гайдамакина В.Н., Гайдамакин В.Н. Существующие методы предупреждения и борьбы с солеотложениями в погружном оборудовании // Научный журнал. 2018. № 7 (30). С. 28–30. EDN: XWLPRJ.

Graham A.L., Boak L.S., Neville A., Sorbie K. How minimum inhibitor concentration (MIC) and sub-MIC concentrations affect bulk precipitation and surface scaling rates // SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. The Woodlands, TX, USA: SPE, 2005. Article ID SPE-93311-MS. DOI: 10.2118/93311-MS.

Mackay E.J., Al-Mandhari S., Peacock J., Hammond B. Improved accuracy of modelling for optimisation of squeeze design // SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. The Woodlands, TX, USA: SPE, 2005. Vol. 1. Article ID SPE-93375-MS. DOI: 10.2118/93375-MS.

Valekzhanin IV, Voloshin AI, Ragulin VV, Rezvova KK. Risk assessment of salt precipitation in Vankor field wells and selection of the optimal prevention technology. Exposition Oil Gas [Ekspoziciya neft’ gaz]. 2017; 54(1): 30–33. (In Russian)

Brikov AV, Markin AN. Oilfield Chemistry: A Practical Guide to Combating Salt Formation. Moscow: Delibri; 2018. (In Russian)

Valekzhanin IV, Voloshin AI, Kushnarenko DV, Kunaev RU. The inhibitor squeezing into the reservoir of the Verkhnechonskoe field prevents from the gypsum scale precipitation of the associated salt waters. Exposition Oil Gas. 2017; 58(5): 55–58. (In Russian)

Gaydamakina VN, Gaydamakin VN. Existing methods for preventing and combating salt deposits in submersible equipment. Science Journal [Nauchnyy zhurnal]. 2018; 30(7): 28–30. (In Russian)

Graham AL, Boak LS, Neville A, Sorbie K. How minimum inhibitor concentration (MIC) and sub-MIC concentrations affect bulk precipitation and surface scaling rates. In: SPE SPE International Symposium on Oilfield Chemistry: Proceedings, 2–4 February 2005, The Woodlands, TX, USA. The Woodlands, TX, USA: SPE; 2005. article ID SPE-93311-MS. https://doi.org/10.2118/93311-MS.

Mackay EJ, Al-Mandhari S, Peacock J, Hammond B. Improved accuracy of modelling for optimisation of squeeze design. In: SPE SPE International Symposium on Oilfield Chemistry: Proceedings, 2–4 February 2005, The Woodlands, TX, USA. The Woodlands, TX, USA: SPE; 2005. article ID SPE-93375-MS. https://doi.org/10.2118/93375-MS.
Назад к журналу
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

О нас

 

 

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57