Добрый день. Подобная тема уже обсуждалась. По идее подачей ингибитора можно проблему решить. По крайней мере в полости НКТ точно. Ингибитор можно подобрать если пришлете образец отложений, либо пяти компонентный состав пластовой жидкости. Вопрос как подавать на забой. Тут уже нужно конструкцию скважины смотреть. Если интерес необходимо могу опросник прислать.
К сожалению я не нашел обсуждения отложения галитов в НКТ или призабойной зоне на форуме. Конструкция скважины не позволяет подавать ингибитор на забой так как нельзя пройти до SSD без разрушения пробки и другие технологические особенности. Ингибитор ( слабоконцентрированые кислоты) подаем в лоб примернно раз в месяц,. но без успеха.
Причина отложений мне не ясна. Скважина дает газ (120 тыс м3) и суточный дебет воды 200-400 литров. Пласт сложен известняком и доломитами, но снизу и сверху находятся соли. Рядом стоят пять аналогичных скважин , но на них нет никаких проблем с солью. Дебеты, давления и температура одинакова на всех скважинах
1) Если у вас минерализация отличается от соседних, то может вода из другого горизонта? перетоки или негерметичность колонн?
2) 200-400 литров на 120000м3 газа - что-то в районе погрешности замеров! Если воды так мало - то скорее всего это конденсационные воды, но они должны быть пресные!
У нас обнаружилась скважина с такой проблемой, высокая минеразизация воды - более (15г/л), когда обычно до 8г/л. Резкое обводненние (с дебитом до 100м3/сут) по причине негерметичности колонны. Когда поднимали НКТ все было в 3см слое соли.....
Соль откладывается по всей поверхности НКТ или только на определённой глубине, подвеску пробовали менять? На какой глубине отбивается уровень зеркала воды, вся вода выносится? Возможна подача ингибитора из контейнера, размещённого в лифте скважины, в районе притока воды с такой минерализацией. Хотя смена контейнера например раз в пол года конечна проблематична, причину всё равно надо понять нужны исследования. В Казахстане борются тупо прокачивая горячею воду через затруб (промывки раз в два месяца), но для Вас это не подойдёт, большие сложности с освоение газовой скважины после промывки.
Минерализация у нас побольше, 140 тыс мг/л по хлор-ионам, воды тоже, по 6-9 м3 на 100 тыс м3, но по НКТ проблем нет. А вот в газопроводе после сепаратора 219 мм трубу забивало солями полностью. Ингибитор гидратообразования есть?
А почему вы уверены, что это отложения именно галита? Растворимость NaCl слабо зависит от температуры. Надо смотреть на составы. Можно посчитать - что у вас может выпадать из воды.
Могли бы вы прислать состав добываемой воды и газа, а также пластовые условия?
Вода конденсационная судя по объему. Соль выпадает при конденсации воды, при определенных термоизобарических условиях.
Если отложения уже есть, смыть их почти невозможно. Ингибировать надо сразу, чтобы предотвратить отложения. Может провоцировать отложения (являться катализатором) подача метанола.
Если нет пакера и глубина не очень большая я бы попробовал дозирование ингибитора в затруб, можно вместе с метанолом если его лъете. Заодно подстрахуетесь от отложений в затрубном пространстве, которое может вызвать прихват НКТ.
Галит - я отправил образец пробки которой удалость достать сликлайну на анализ. 95%-хлорид натрия, и немного органики и неорганики.
Крличество воды в среднем 200-400 л одинаковое по всем скважинам и подтверждается суточным дебетом по УКПГ.
Вода конденсационная, если бы была пластовая скважины уже бы встали.
забой 3200 м, пробку обнаружили на на 2875м.
Пласт сложен известняком и доломитами, сверху метров семсот -галит и снизу пласта соль, вода не подойдет. При бурении был прихват и смятие колонны, потом забурили параллельный ствол.
Я нашал аннатацию статьи ~~Halite Scale Formation in Gas-Producing Wells условия похожие на мои, то есть без пластовой воды. К сожалению статью не могу найти полностью, они борются промывкой пресной водой.
Просто вопрос как соль с верхнего или нижнего гаризонта может попасть в ствол скважины? и как размыть пробку, просто ванной? я пласт заглушу пресной водой
Присоединяюсь к обсуждению с аналогичной проблемой
Скважина:
дебит по газу - 15 тис.м3/сутки
дебит воды - 0,120 м3/сутки (конденсационная)
НКТ 73 опущена на 3000 метров. Забой 3060 м. Пакерная конструкция
На глубине 2890 м галитовая пробка (отбор со скребка)
Как вариант. Провести исследования ГИС тех.состояние колонны, состав приток (резистивиметр, влагомер обязательно). Поднять подвеску выше образования пробки на подвеску повешать контейнер с ингибитором. В настоящий момент удалить пробку гибкой трубой, если нету трубы всё равно мыться иначе потеря проходимости ещё хуже будет.
Если по анализам галит, то испарение и температура - основные движущие факторы. Механизм следующий. Вода частично переходит в газовую фазу и добывается с газом - это то, что вы видите как конденсационную воду. За счет испарения части жидкой воды, осташийся раствор соли в пластовой воде становится пересыщенным, плюс снижение температуры также способствует пересыщению.
Предлагаемый способ борьбы и, скорее всего тот, что упомянут в вашей статье - разбавление раствора соли пластовой воды пресной водой, чтобы держать галит в растворе. А уже имеющиеся отложения фрезеровать.
Поэтому как уже писали выше имеет смысл определиться - есть ли пластовая вода на забое?
Добрый день. Подобная тема уже обсуждалась. По идее подачей ингибитора можно проблему решить. По крайней мере в полости НКТ точно. Ингибитор можно подобрать если пришлете образец отложений, либо пяти компонентный состав пластовой жидкости. Вопрос как подавать на забой. Тут уже нужно конструкцию скважины смотреть. Если интерес необходимо могу опросник прислать.
а какова причина отложений?
Спасибо за интерес к теме.
К сожалению я не нашел обсуждения отложения галитов в НКТ или призабойной зоне на форуме. Конструкция скважины не позволяет подавать ингибитор на забой так как нельзя пройти до SSD без разрушения пробки и другие технологические особенности. Ингибитор ( слабоконцентрированые кислоты) подаем в лоб примернно раз в месяц,. но без успеха.
Причина отложений мне не ясна. Скважина дает газ (120 тыс м3) и суточный дебет воды 200-400 литров. Пласт сложен известняком и доломитами, но снизу и сверху находятся соли. Рядом стоят пять аналогичных скважин , но на них нет никаких проблем с солью. Дебеты, давления и температура одинакова на всех скважинах
интересно. а состав вод изучали. никаких там реакций не происходит интересно. первый раз про такие вещи слышу. интересненько
Вода по содержанию хлоридов -50000 мг/л, на соседних скважинах до 8000 мг. Температура и давление на забое низкие
Мысли вслух:
1) Если у вас минерализация отличается от соседних, то может вода из другого горизонта? перетоки или негерметичность колонн?
2) 200-400 литров на 120000м3 газа - что-то в районе погрешности замеров! Если воды так мало - то скорее всего это конденсационные воды, но они должны быть пресные!
У нас обнаружилась скважина с такой проблемой, высокая минеразизация воды - более (15г/л), когда обычно до 8г/л. Резкое обводненние (с дебитом до 100м3/сут) по причине негерметичности колонны. Когда поднимали НКТ все было в 3см слое соли.....
Посмотрите ссылку http://www.welltec.com/case-story/milling-hard-scale-offshore-norway/
У нас состояние НКТ было один в один....
Соль откладывается по всей поверхности НКТ или только на определённой глубине, подвеску пробовали менять? На какой глубине отбивается уровень зеркала воды, вся вода выносится? Возможна подача ингибитора из контейнера, размещённого в лифте скважины, в районе притока воды с такой минерализацией. Хотя смена контейнера например раз в пол года конечна проблематична, причину всё равно надо понять нужны исследования. В Казахстане борются тупо прокачивая горячею воду через затруб (промывки раз в два месяца), но для Вас это не подойдёт, большие сложности с освоение газовой скважины после промывки.
Минерализация у нас побольше, 140 тыс мг/л по хлор-ионам, воды тоже, по 6-9 м3 на 100 тыс м3, но по НКТ проблем нет. А вот в газопроводе после сепаратора 219 мм трубу забивало солями полностью. Ингибитор гидратообразования есть?
А почему вы уверены, что это отложения именно галита? Растворимость NaCl слабо зависит от температуры. Надо смотреть на составы. Можно посчитать - что у вас может выпадать из воды.
Могли бы вы прислать состав добываемой воды и газа, а также пластовые условия?
Вода конденсационная судя по объему. Соль выпадает при конденсации воды, при определенных термоизобарических условиях.
Если отложения уже есть, смыть их почти невозможно. Ингибировать надо сразу, чтобы предотвратить отложения. Может провоцировать отложения (являться катализатором) подача метанола.
Если нет пакера и глубина не очень большая я бы попробовал дозирование ингибитора в затруб, можно вместе с метанолом если его лъете. Заодно подстрахуетесь от отложений в затрубном пространстве, которое может вызвать прихват НКТ.
Позвольте поинтересоваться, с чего вы так решили?
Галит - я отправил образец пробки которой удалость достать сликлайну на анализ. 95%-хлорид натрия, и немного органики и неорганики.
Крличество воды в среднем 200-400 л одинаковое по всем скважинам и подтверждается суточным дебетом по УКПГ.
Вода конденсационная, если бы была пластовая скважины уже бы встали.
забой 3200 м, пробку обнаружили на на 2875м.
Пласт сложен известняком и доломитами, сверху метров семсот -галит и снизу пласта соль, вода не подойдет. При бурении был прихват и смятие колонны, потом забурили параллельный ствол.
Я нашал аннатацию статьи ~~Halite Scale Formation in Gas-Producing Wells условия похожие на мои, то есть без пластовой воды. К сожалению статью не могу найти полностью, они борются промывкой пресной водой.
Просто вопрос как соль с верхнего или нижнего гаризонта может попасть в ствол скважины? и как размыть пробку, просто ванной? я пласт заглушу пресной водой
Присоединяюсь к обсуждению с аналогичной проблемой
Скважина:
дебит по газу - 15 тис.м3/сутки
дебит воды - 0,120 м3/сутки (конденсационная)
НКТ 73 опущена на 3000 метров. Забой 3060 м. Пакерная конструкция
На глубине 2890 м галитовая пробка (отбор со скребка)
Пробка - галит- на 2890
А пластовое давление какое?
Как вариант. Провести исследования ГИС тех.состояние колонны, состав приток (резистивиметр, влагомер обязательно). Поднять подвеску выше образования пробки на подвеску повешать контейнер с ингибитором. В настоящий момент удалить пробку гибкой трубой, если нету трубы всё равно мыться иначе потеря проходимости ещё хуже будет.
Почитайте статью на PETROWIKI
Если по анализам галит, то испарение и температура - основные движущие факторы. Механизм следующий. Вода частично переходит в газовую фазу и добывается с газом - это то, что вы видите как конденсационную воду. За счет испарения части жидкой воды, осташийся раствор соли в пластовой воде становится пересыщенным, плюс снижение температуры также способствует пересыщению.
Предлагаемый способ борьбы и, скорее всего тот, что упомянут в вашей статье - разбавление раствора соли пластовой воды пресной водой, чтобы держать галит в растворе. А уже имеющиеся отложения фрезеровать.
Поэтому как уже писали выше имеет смысл определиться - есть ли пластовая вода на забое?