Испытания новой технологии на Пеляткинском месторождении: шаг к восстановлению продуктивности скважин

На Пеляткинском газоконденсатном месторождении «Норильскгазпрома» были успешно проведены испытания нового ингибитора солеотложения. На крупнейшем промысле Общества эксплуатируются свыше 40 скважин. Солевые отложения в их оборудовании — одна из актуальных проблем в работе газовых месторождений. Со временем количество пластовой воды в добываемом газе растет, и растворенные в ней соли, попадая в трубы, выпадают в осадок из‑за снижения давления и температуры. Положение усугубляет метанол: его закачивают в скважину для борьбы с гидратами (ледяными пробками). Метанол подают в затрубное пространство скважины, и он смешивается с водой у нижней части подъемных труб на глубине залежей газа в 1,5-2,5 километра. Именно в этой зоне добавка метанола снижает растворяющую способность воды, и соли кристаллизуются особенно интенсивно. Так средство против гидратов провоцирует солеотложения, которые забивают трубы, сужают проход для газа и снижают дебит скважины — вплоть до полной остановки и невозможности дальнейшей эксплуатации. «Норильскгазпром» давно ищет эффективное решение этой проблемы.

Одним из шагов поиска стало сотрудничество управления геологии и разработки месторождений «Норильскгазпрома» с компанией «Мастер Кемикалз» из Казани. Организация была рекомендована Обществу в 2023 году председателем комиссии Российской академии естественных наук по внедрению инновационных технологий Леонидом Твердохлебовым. Совместные усилия геологов и химиков направили на создание эффективного ингибитора солеотложений, способного не только растворять уже сформировавшиеся пробки, но и предотвращать отложение солей.

Для разработки в лабораторию организации-партнера направили образцы жидкостей из скважин «Норильскгазпрома» и фрагменты соляных пробок. В результате исследований специалисты подобрали эффективное химическое соединение — ингибитор солеотложения «СОЛМАСТЕР 7090 марка 1». Партия в объеме 800 литров для промышленного испытания была изготовлена и отправлена в «Норильскгазпром».

Применение ингибитора солеотложения в газовых скважинах предусматривает двойной эффект. Реагент предотвращает появление и рост кристаллов кальцита на начальном этапе, что гарантирует стабильную работу подземного оборудования. Преимущество состава раскрывается и в действующих скважинах с уже имеющимися соляными пробками. Ингибитор способен растворять их постепенно. Благодаря этому эффекту возможности проблемных скважин по добыче будут восстанавливаться со временем без проведения дорогостоящих капитальных ремонтов. Это позволяет минимизировать потери углеводородного сырья и значительно снизить операционные затраты. 

Эффективность нового ингибитора солеотложений проверили в скважине № 411 на Пеляткинском газоконденсатном месторождении. Для скважины характерно максимально быстрое образование соляных пробок.

Специалисты «Норильскгазпрома» по согласованию с коллегами из организации-партнера приняли решение на первом этапе организовать подачу реагента-ингибитора прямо на устье скважины в разных концентрациях. Тестирование проводилось пять месяцев, в течение которых ингибитор солеотложения смешивался с метанолом – ингибитором гидратообразования. Затем смесь дозировочным насосом закачивалась в скважину. 

Результатом проведенных испытаний ингибитора стала положительная динамика ключевых показателей работы скважины № 411. Ее продуктивность увеличилась на 10 %, а в подземном оборудовании скважины обнаружили частичное разрушение соляной пробки.

Важной частью испытаний также стал постоянный отбор проб для изучения влияния ингибитора на технологическое оборудование и процесс разрушения соляной пробки в лаборатории Казани.  

После удачных испытаний ингибитора на Пеляткинском ГКМ его применение будет продолжено на других месторождениях «Норильскгазпрома». Успех стал возможен благодаря слаженной работе производственных подразделений Общества: газопромыслового управления, управления геологии и разработки месторождений и управления по повышению газоотдачи пластов и ремонту скважин.