Кирушкин Виктор Анатольевич Главный специалист ТОРВО управления добычи нефти и газа филиала «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-ННГ»

До 2003 года основной проблемой при эксплуатации скважин в филиале «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» был вынос мехпримесей, приводивший к засорению электроцентробежных насосов. Однако примерно в это же время началась проводиться стратегия, направленная на извлечение максимально возможного дебита для поддержания проектных темпов разработки углеводородного сырья, вследствие изменения термобарических условий эксплуатации погружного оборудования начал проявляться и второй осложняющий фактор – солеотложение – снижающий продуктивность добывающих скважин, наработку погружных скважинных насосов на отказ на 50% (рис.1, 2). В этих условиях для поддержания проектных темпов разработки месторождений нам пришлось интенсифицировать добычныепроцессы. Параллельно подбирали оптимальный способ борьбы с солеотложениями на скважинном оборудовании.

На начальном этапе нами применялась только кислотная промывка. С ее помощью солеотложения удалялись из ПЗП и на погружном внутрискважинном оборудовании. Восстанавливался дебит скважин и работоспособность погружного оборудования. Однако дальнейший опыт работы показал, что этот метод дает лишь краткосрочный эффект, приводит к коррозии корпусов УЭЦН и НКТ и, что самое опасное, к разрушению эксплуатационной колонны (рис. 3, 4). Кроме того, в случае отказа УЭЦН кислотный состав оседает на ПЗП, отсутствует охлаждение ПЭД на малых типоразмерах УЭЦН. К тому же применение дан-ного метода связано с очень большими материальными расходами: так, стоимость одной операции по промывке составляла в среднем 100 тыс. руб. и более.

КОМПЛЕКСНАЯ МЕТОДИКА: ЗАКАЧКА ИНГИБИТОРОВ ЧЕРЕЗ ППД

Тогда решено было выработать комплексный метод борьбы с солеотложением и защиты солеотлагающего фонда. Для этого мы отслеживали и фиксировали участки отбора проб, привлекали НИИ для определения их (проб) качественного состава, причин возникновения солеотложений и выработки рекомендаций по их предупреждению. В результате к концу 2003 года у нас было четкое понимание проблемы, а самым эффективным способом ее решения признан метод закачки ингибиторов через систему ППД (рис. 5).

Для закачки ингибиторов через затрубное пространство скважин стали применяться УДР (рис. 6, 7). К концу 2004 года мы провели целую серию опытно-промышленных испытаний и внедрений УДР. Во втором квартале 2005 года 176 скважин, уже оснащенных УДР и были дополнительно оснащены погружными скважинными контейнерами 29 скважин. Помимо этого, предполагалось также использовать УЭЦН с рабочими органами из ЖКП, принять меры для снижения коррозионной активности ингибиторов и начать привлекать подрядные сервисные организации.

В том же 2005 году были подведены и первые итоги проведенных мероприятий. По их результатам технология постоянного дозирования ингибитора солеотложений в затрубном пространстве с применением УДР, действительно, оказалась самой экономичной и эффективной. В частности, анализ работы солеотлагающих скважин, оборудованных сетевыми дозаторами, показал, что средняя наработка на отказ УЭЦН осложненного фонда скважин за 2005 год (по отношению к 2004 году) выросла в 1,2 раза, а к концу 2009-го – в 3,6 раза (рис. 8).

Широкомасштабное применение технологии постоянного дозирования ингибитора при помощи сетевых дозаторов позволило переломить ситуацию с ростом числа отказов и снизить их общее количество с 859 в 2004-м до 59 за десять месяцев 2010 года.

Стоит отметить, что изначально в технологии постоянного дозирования использовались различные ингибиторы для профилактики разрушения НКТ, оболочки силового кабеля в заданном пространстве и самой эксплуатационной колонны, поэтому были отклонены ингибиторы солеотложений с высокой коррозионной активностью и низкой эффективностью, и с 2007 года приоритет был отдан ингибитору «Акватек». В поисках оптимального варианта, отвечающего заданным требованиям, мы уделяли самое пристальное внимание подбору и тестированию разных видов ингибиторов. К этой работе активно подключались ведущие отраслевые НИИ. Всего же в 2009-2010 гг. были проведены испытания 29 видов ингибиторов солеотложения, из которых нам подошли только три. Сейчас мы их активно используем и проводим ОПИ: это ингибиторы «Акватек», «FX-50» и «Инфор-1».

В июле-августе 2010 года в филиале «Муравленковскнефть» провели ОПИ стабилизатора тяжелых жидкостей глушения «Акватек – 510». ОПИ признано успешным. Так, среднее время выхода на режим до применения «Акватек – 510» составляло 5 суток. После применения «Акватек – 510» время выхода на режим сократилось на 3 суток и составило 2 суток. При этом полностью отсутствуют отказы по причине отложение солей после глушения тяжелыми жидкостями.

АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ МЕТОДИКИ

Справедливости ради заметим, что помимо технологии дозирования для борьбы с солеотложениями нами также применялись и другие методики, в частности, капиллярная трубка для подачи реагента на прием насоса. Однако в конечном итоге от ее использования пришлось отказаться, так как это приводило к авариям. Кроме того, такая трубка, как известно, рассчитана на одноразовое применение и ремонту не подлежит.

Еще один способ борьбы – применение УЭЦН с рабочими органами из ЖКП – зарекомендовал себя как с положительной, так и с отрицательной стороны. Отказов по причине «отложение солей» зафиксировано не было, но при повышенном содержании механических примесей в добываемой жидкости происходил преждевременный износ рабочих колес.

С положительной стороны в принципе зарекомендовала себя и технология закачки ингибитора через систему ППД вместе с нагнетаемой в пласт водой через кустовую насосную станцию. В основу данного метода легли ранее проведенные исследования гидродинамической связи добывающих и нагнетательных скважин. Однако, пересчитав экономику подобных проектов в ценах 2009 г., мы все же были вынуждены от них отказаться, так как они обходятся дороже технологии индивидуального дозирования.