Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Определение природы отложения солей на подземном насосном оборудовании скважин пластов группы ЮС после ГРП

Начиная со второй половины 2015 года особенно актуальной проблемой при эксплуатации погружного насосного оборудования в ОАО «Сургутнефтегаз» стали преждевременные отказы УЭЦН, связанные с отложением сульфатов бария на рабочих органах УЭЦН при выводе на режим скважин, пробуренных на пласты группы ЮС, после ГРП.

По результатам определения природы возникновения ионов бария в призабойной зоне пласта и отложений сульфатов бария на рабочих органах УЭЦН инженеры НГДУ «Сургутнефть» разработали и опробовали несколько методик, направленных на предупреждение и борьбу с солеотложениями, которые включали применение погружных контейнеров с ингибиторами солеотложения, закачку жидких ингибиторов солеотложения и применение УЭЦН с рабочими органами из износо- и коррозионно-стойких материалов (ЖКП). По результатам экономического анализа результатов опытно-промысловых работ (ОПР) была определена приоритетная методика предотвращения солеотложений на рассматриваемом фонде скважин.

09.07.2017 Инженерная практика №03/2017
Сысоев Андрей Андреевич Инженер-технолог I категории ЦДНГ-6 НГДУ «Сургутнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»
Разумов Алексей Игоревич Заместитель начальника по добыче нефти и газа НГДУ «Сургутнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

Одним из основных осложняющих факторов при эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) остается отложение солей на рабочих органах подземного насосного оборудования. Только во втором полугодии 2015 года в НГДУ «Сургутнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» число осложнений при запуске, выводе на режим и эксплуатации глубинно-насосного оборудования (ГНО) в скважинах, пробуренных на пласты группы ЮС, после проведения ГРП увеличилось в четыре раза.

Последствия отложения солей на рабочих органах ГНО выражаются, прежде всего, в возрастающих токовых нагрузках, остановках УЭЦН по защите от перегрузки с последующим заклиниванием и отказами по причине «неразворот». Резкое снижение наработки «до осложнения» произошло у первых УЭЦН, спущенных в скважины рассматриваемой категории, при этом средняя наработка «до осложнения» составила 37 суток (табл. 1).

Таблица 1. Наработка первых УЭЦН после ГРП до возникновения осложнений в виде систематических остановок по защите и перегрузки
Таблица 1. Наработка первых УЭЦН после ГРП до возникновения осложнений в виде систематических остановок по защите и перегрузки

Анализ работы скважин, вскрывших пласты группы ЮС, после ГРП не выявил прямой зависимости между возникшими осложнениями и концентрацией выносимых из пласта механических примесей: результаты комиссионных разборов отказавших УЭЦН однозначно указывают на отложение солей на рабочих органах УЭЦН как первопричины отказов.

По результатам качественного анализа проб солей с рабочих органов ГНО в лаборатории Инженерно-экономического внедренческого центра (ИЭВЦ) ОАО «Сургутнефтегаз» было установлено, что отложения представлены в основном сульфатами бария, нерастворимыми в соляной кислоте.

В этом плане характерно, что в 2015 году в НГДУ «Сургутнефть» в скважинах, пробуренных на пласты группы ЮС, были проведены 82 солянокислотные обработки (СКО) подземного оборудования, эффективность которых не превысила 50%.

С целью определения природы возникновения ионов бария в призабойной зоне пластов группы ЮС после проведения ГРП было решено исследовать элементный и компонентный составы химических реагентов, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз» при ГРП. Однако выполненные специалистами лаборатории ИЭВЦ исследования проб брейкеров WB Cap-HT и WGB-2, проппанта RSP, деструкторгеля EB-102, а также деполимеризатора на содержание в них ионов бария дали отрицательный результат (табл. 2).

Таблица 2. Элементный и компонентный состав химических реагентов, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз»
Таблица 2. Элементный и компонентный состав химических реагентов, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз»

В то же время обнаруженные в брейкерах сульфатсодержащие соединения позволили сделать предположение о возможной химической реакции, приводящей к выпадению сульфата бария в осадок:

BaO + H2SO4 = BaSO4 + H2O

Также предполагается, что обнаруженные органические кислоты в деполимеризаторе при работе в трещине снижают pH среды и в совокупности с высоким содержанием растворенного СО2 в пластовой воде и нефти образуют агрессивные кислоты H2CO3 и H2SO4, ускоряя коррозионные процессы в рабочих органах УЭЦН, что приводит к росту числа центров кристаллизации, способствующих отложению сульфата бария. Тем не менее, данная проблема возникла лишь во второй половине 2015 года.

Анализ нормативно-технической документации ОАО «Сургунефтегаз» по освоению скважин показал, что в июле 2015 года нормативно-техническим документом «Технологический регламент по освоению новых эксплуатационных нефтяных и нагнетательных скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»» п.5.6 был изменен порядок освоения скважин с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) в части сокращения извлекаемого методом депрессии объема жидкости, закачанной в скважину при проведении ГРП.

До июля 2015 года при освоении этот объем был регламентирован как извлекаемый полный объем жидкости, закачанной при ГРП, плюс один полный объем ствола скважины, в то время как на текущий момент этот объем ограничен тремя полными объемами ствола скважины.

В результате объемы освоения в среднем по фонду сократились с 200-250 до 100-120 м3, то есть в два раза. В связи с извлечением неполного объема технологической жидкости, закачанной в скважину при проведении ГРП, вещества, приводящие к отложению солей, более длительное время воздействуют на рабочие органы УЭЦН при выводе установок на режим (ВНР), что неизбежно приводит к росту осложнений при ВНР и эксплуатации.

ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ

Так как ионы бария в применяемых при проведении ГРП химических реагентах обнаружены не были, было принято решение о дополнительном исследовании технологических жидкостей, применяемых при строительстве скважин.

По итогам исследования было получено заключение Тюменского отделения «СургутНИПИнефть» следующего содержания: «На основании рассмотренных материалов по обработке бурового раствора скважин, на которых возникли осложнения, и учитывая, что скважины после бурения обсаживаются и перфорируются с последующим проведением ГРП, говорить о влиянии барита, применяемого при первичном вскрытии пласта, как о причине возникших осложнений будет ошибочно».

Стало очевидно, что ионы бария могут содержаться в пластовых водах. Результаты исследований проб воды всех разрабатываемых НГДУ «Сургутнефть» пластов показали, что среднее содержание бария в пластовой жидкости объектов ЮС составляет 70,5 мг/дм3 (табл. 3), в то время как среднее содержание бария в пластовых жидкостях всех остальных пластах составляет 20 мг/дм3. Полученные результаты позволили сделать вывод о природе возникновения ионов бария в призабойном пространстве (ПЗП) скважин, пробуренных на пласты группы ЮС.

Таблица 3. Содержание бария в водах пластов группы ЮС
Таблица 3. Содержание бария в водах пластов группы ЮС

После определения причины возникновения ионов бария встал вопрос о работе ингибиторов солеотложения, стандартно применяемых в ОАО «Сургутнефть». В частности, размещаемых в скважинах погружных контейнерах «Трил-Св», при неполном извлечении технологических жидкостей, закачанных в скважину при проведении ГРП за время освоения. Соответствующее письмо было направлено заводу-изготовителю контейнеров с ингибитором «Трил-Св».

В полученном на него ответе сообщалось: «Приходится учитывать, что соли бария остаются наиболее проблемными с точки зрения борьбы с ними, поэтому ингибитор солеотложении «Трил-Св» на солях бария будет показывать более низкую эффективность, чем на прочих солях». При этом единственным предложением специалистов завода-изготовителя «Трил-Св» стала рекомендация о внедрении дополнительных секций-контейнеров с ингибитором с соответствующим (двойным) увеличением затрат на дополнительное оборудование.

Поскольку весь комплекс мер, применяемый стандартно для предотвращения осложнений в скважинах после ГРП, со второй половины 2015 года не обеспечивает достаточную надежность работы УЭЦН при ВНР и дальнейшей эксплуатации, мы провели экспериментальные работы по предотвращению отложения солей при использовании как различных вариантов ингибиторных обработок («Трил-Св», «ПСК 89», Dodiscale V2870K), так и применения ЭЦН с рабочими органами из жидкокристаллических полимеров (ЖКП).

На основе комплексного анализа и полученных статистических данных было инициировано пять опытнопромышленных экспериментальных работ, направленных на определение наиболее эффективного с технико-экономической точки зрения метода предупреждения возникших осложнений, включая следующие:

  • опробование ингибитора «ПСК 89»;
  • внедрение 9 секций ингибитора «Трил-Св» с дополнительной обработкой ингибитором Dodiscale V2870K через затрубное пространство скважины при ВНР;
  • обработку ЭЦН с рабочими органами из ЖКП реагентом Dodiscale V2870K при ВНР без применения «Трил-Св» в компоновке ГНО;
  • обработку ЭЦН с рабочими органами из нирезиста реагентом Dodiscale V2870K при ВНР без применения «Трил-Св» в компоновке ГНО.
Рис. 1. Спуск 18 секций контейнера «Трил-Св» с повышенной концентрацией ингибитора
Рис. 1. Спуск 18 секций контейнера «Трил-Св» с повышенной концентрацией ингибитора

«ТРИЛ-СВ» С ПОВЫШЕННОЙ КОНЦЕНТРАЦИЕЙ ИНГИБИТОРА В ДВОЙНОМ ОБЪЕМЕ (18 СЕКЦИЙ)

Суть данного эксперимента заключалась в проверке эффективности установки 18 секций погружного контейнера «Трил-Св», рекомендованной заводом-изготовителем и подразумевающей увеличение концентрации ингибитора в зоне размещения УЭЦН. Предполагалось, что в этом случае эффективность ингибиторной обработки увеличится. Необходимо, однако, учитывать, что затраты при этом возрастают в два раза. Из-за высокой стоимости технология была опробована всего на одной скважине. За время эксплуатации были получены осложнения, связанные с остановками по защите от перегрузки. В настоящий момент скважина работает в периодическом режиме. Запланирован комиссионный разбор УЭЦН по факту отказа установки с целью выявления отложений на рабочих органах УЭЦН. Основной вывод по итогам эксперимента – получен сомнительный результат при затратах вдвое выше, чем при стандартном использовании девяти секций ингибитора (рис. 1).

Рис. 2. Замена ингибитора «Трил-Св» на «ПСК 89»
Рис. 2. Замена ингибитора «Трил-Св» на «ПСК 89»

ЗАМЕНА ИНГИБИТОРА «ТРИЛ-СВ» НА «ПСК 89»

Данный эксперимент основан на предположении о том, что после запуска скважин после ГРП ингибитор «Трил-Св» недостаточно эффективен и необходимо использовать другой тип реагента. Ингибитор «ТрилСв» был заменен на реагент «ПСК 89».

Технология была опробована на шести скважинах. Максимальная наработка составила более 120 суток, однако в 30% скважин произошел отказ по причине «неразворот». Таким образом, 100%-ной технологической эффективности достигнуть также не удалось (рис. 2).

«ТРИЛ-СВ» С ОБРАБОТКОЙ ИНГИБИТОРОМ DODISCALE V2870K

Суть эксперимента основана на предположении о том, что в первый месяц после запуска скважин после ГРП концентрация ингибитора «Трил-Св» недостаточна, и необходимо дополнительно произвести закачку другого реагента. После спуска стандартных девяти секций погружного контейнера была произведена закачка ударной дозировки (17 кг) ингибитора Dodiscale V2870K в затрубное пространство. Последующих операций не производилось. Закачка выполнена при помощи мобильного БРХ на базе седельного тягача.

Рис. 3. Спуск 9 секций контейнера «Трил-Св» с дополнительной обработкой ингибитором Dodiscale V2870K
Рис. 3. Спуск 9 секций контейнера «Трил-Св» с дополнительной обработкой ингибитором Dodiscale V2870K

Технология опробована на 20 скважинах. Максимальная наработка составила более 120 суток, все скважины находятся в работе. За все время эксплуатации осложнений, связанных со снижениями дебита, остановками по ЗП, ростом токовых нагрузок, не произошло. При этом часть УЭЦН работают в условиях крайне низкого притока из пласта (Нд – 2050 м) и связанных с этим периодических срывов подачи и недостаточного охлаждения в режиме поддержания давления на приеме насоса, замерзания обратных клапанов ФА.

Необходимость в применении промывочного звена, кислотного агрегата, внедрения частотного преобразователя, ТМПН повышенной мощности и связанных с этим дополнительных затрат отсутствовала. Эксперимент показал 100%-ную технологическую эффективность (рис. 3).

УЭЦН С РО ИЗ ЖКП С ЗАКАЧКОЙ DODISCALE V2870K

Суть эксперимента заключается в проверке эффективности одного из методов предотвращения образования солеотложений с дополнительной обработкой ингибитором Dodiscale V2870K ЭЦН, рабочие органы которого выполнены из ЖКП в износо-коррозионно-стойком исполнении.

Технология опробована на скважине пласта ЮС2 Западно-Сургутского месторождения, в которой проводился ГРП после бурения. Наработка УЭЦН превысила 120 сут, скважина находится в работе. За все время эксплуатации осложнений, связанных с «неразворотом», снижением дебита, остановкой по ЗП, ростом токовых нагрузок не произошло. Эксперимент показал 100%-ную технологическую эффективность (рис. 4).

Рис. 5. Обработка УЭЦН с РО из нирезиста реагентом Dodiscale V2870K при ВНР без применения «Трил-Св»
Рис. 5. Обработка УЭЦН с РО из нирезиста реагентом Dodiscale V2870K при ВНР без применения «Трил-Св»
Рис. 4. Обработка УЭЦН с РО из ЖКП реагентом Dodiscale V2870K УЭЦН без применения «Трил-Св»
Рис. 4. Обработка УЭЦН с РО из ЖКП реагентом Dodiscale V2870K УЭЦН без применения «Трил-Св»

ОБРАБОТКА ЭЦН С РО ИЗ НИРЕЗИСТА РЕАГЕНТОМ DODISCALE V2870K ПРИ ВНР БЕЗ «ТРИЛ-СВ»

Суть эксперимента заключалась в проверке эффективности ингибитора Dodiscale V2870K при эксплуатации стандартно применяемых ЭЦН с рабочими органами из нирезиста без применения дополнительных методов защиты УЭЦН от отложения солей.

Технология опробована на восьми скважинах пластов группы ЮС Восточно-Сургутского месторождения после ГРП. Максимальная наработка УЭЦН превысила 120 суток, все скважины находятся в работе. Эксперимент продолжается и на данный момент демонстрирует 100%-ную эффективность (рис. 5).

ВЫВОДЫ ПО ИТОГАМ РАБОТ

В результате проведенных работ стало очевидно, что три из пяти проведенных экспериментов показали 100%-ную эффективность – это применение контейнеров «Трил-Св» с дополнительной закачкой реагента Dodiscale V2870K, применение ЭЦН с рабочими органами из ЖКП с дополнительной обработкой ингибитором Dodiscale V2870K и применение УЭЦН с рабочими органами из нирезиста с дополнительной обработкой Да. Источник сульфат-ионов предположительно находится в химических реагентах, применяемых при гидроразрыве пласта. Как было сказано, в брейкерах были обнаружены сульфатсодержащие соединения.реагентом Dodiscale V2870K. При этом наиболее эффективным с технико-экономической точки зрения признан эксперимент №5 – применение УЭЦН с рабочими органами из нирезиста в сочетании с обработкой реагентом Dodiscale V2870K без применения дополнительных методов защиты УЭЦН от отложения солей.

Для определения экономического эффекта выбранного решения мы провели сравнение результатов экспериментов №3 и №5 и установили, что максимальная экономическая эффективность достигается за счет отказа от дорогостоящего погружного ингибитора «Трил-Св» в пользу закачки ингибитора Dodiscale V2870K. Экономическая эффективность решения для одной скважины составила 90 тыс. руб., что в пересчете на 200 скважин, вводимых из бурения в НГДУ «Сургутнефть», составит 18 млн рублей.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Андрей Андреевич, подскажите, вам все же удалось обнаружить источник сульфатионов?
Андрей Сысоев: Да. Источник сульфат-ионов предположительно находится в химических реагентах, применяемых при гидроразрыве пласта. Как было сказано, в брейкерах были обнаружены сульфатсодержащие соединения.
Вопрос: Тогда по логике они должны были прореагировать еще в пласте. Вы проверяли жидкость глушения на содержание сульфатионов?
А.С.: Да, жидкость глушения мы проверяли. В ней сульфатионы не содержатся. Но Вы правы – первичные ионные кластеры образуются в призабойной зоне пласта, после чего при нагревании пластового флюида в УЭЦН ионные кластеры образуют кристаллическую структуру на поверхности рабочих органов.
Вопрос: Что Вы подразумеваете под «ударной дозировкой» ингибитора?
А.С.: Закачку 17 кг ингибитора в затрубное пространство скважины.
Вопрос: На кубометр жидкости?
А.С.: Нет, просто 17 кг. Закачка осуществляется с помощью мобильного БРХ на базе КАМАЗа.
Вопрос: Тогда скажите, пожалуйста, какой у вас дебит скважин?
А.С.: В среднем дебит данных скважин составляет 30 м3/сутки.
Вопрос: А обводненность?
А.С.: Средняя обводненность скважин порядка 40%.
Вопрос: Ударная дозировка производится в течение какого срока?
А.С.: Это разовая дозировка при выводе на режим. Поскольку ингибитор имеет высокую плотность, он мгновенно оседает на забое и в последствии поступает в УЭЦН с пластовым флюидом.
Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Осложнения при добыче нефти на Среднеботуобинском НГКМ
Направление развития технологий в области добычи нефти и газа
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2017

Инженерная практика

Выпуск №05/2017

Повышение энергоэффективности добычи нефти.Одновременно-раздельная эксплуатация
Организационные мероприятияИспытания СУ ЧРП УЭЦН с обводным контактором (байпасом) для прямого пускаВентильные двигатели повышенного напряженияКомпоновки для ОРЭ (ОРД, ОРДиЗ, ОРЗ, ВСП)Компоновки с резервной УЭЦН«Виртуальный расходомер» для систем ОРЭСтупени ЭЦН двухопорной конструкцииВыявление высокопродуктивных объектов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С.Балянова.