Разумов Алексей Игоревич Заместитель начальника НГДУ «Сургутнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»

На месторождениях НГДУ «Сургутнефть» основным типом осложнений являются солеотложения, приводящие к снижению продуктивности добывающих скважин и наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН.

Солеотложения в проточных каналах рабочих органов УЭЦН в сочетании с воздействием механических частиц приводят к преждевременным отказам насосных установок. Солеотложения на ПЭД, рабочих колесах УЭЦН приводят к снижению НнО насосного оборудования, вызывая его преждевременный ремонт или замену.

ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ

Известно, что соли выпадают из водных растворов при их перенасыщении определенными ионами. Изменение давления и температуры потока скважинных флюидов в призабойной зоне и стволе скважины, погружном насосном оборудовании, нефтесборных трубопроводах, смешение потока с различными технологическими растворами и попутно добываемыми водами другого ионного состава приводят к нарушению равновесия, образованию перенасыщенных водных растворов и, как следствие, к солеотложению. Интенсивность солеотложения на месторождении зависит от следующих факторов:

• исходной солевой насыщенности пластовой воды;
• содержания солевых включений в породе;
• режимов эксплуатации добывающих скважин и способов добычи скважинных флюидов;
• совместимости пластовых вод различных продуктивных пластов при эксплуатации многопластовых скважин;
• совместимости попутно добываемых вод с применяемыми при ГТМ водными растворами и жидкостями глушения;
• совместимости пластовых вод с водами, закачиваемыми для поддержания пластового давления, и т.д.

Можно выделить несколько основных причин образования солеотложений на рабочих органах УЭЦН.

1. Определенный состав пластовой жидкости – высокая обводненность, наличие растворенных и нерастворенных природных минералов.
2. Изменение термобарических условий в скважине в процессе интенсивного отбора жидкости для поддержания проектных темпов разработки месторождения, приводящее к выпадению осадка. Так, смещение рабочей зоны в левую часть гидродинамической характеристики приводит к повышению температуры перекачиваемой жидкости и интенсификации кавитационных процессов и, как следствие, выпадению осадка.
3. Смешивание пластовых вод с закачиваемыми водами другого состава может привести к образованию солеобразующих соединений и агрессивной среды.
4. Конструктивное исполнение ЭЦН. Образование застойных зон, коррозия поверхности и т.д.

При определенных поверхностных условиях пересыщенные солями растворы могут долгое время оставаться стабильными, не проявляя склонности к осадкообразованию. Однако при нарушении этого равновесия, например, при попадании механических примесей и продуктов коррозии в раствор, проведении различных химических обработок и т.д., соли выпадают в осадок. При всем разнообразии состава пластовых вод и выпадающих из них солей есть компоненты, которые практически не участвуют в образовании минерального осадка, накапливаясь в попутной воде. Такими компонентами являются прежде всего бром, калий, йод, литий и некоторые другие микроэлементы. К сожалению, они не определяются при стандартных химических анализах попутных вод, но могут служить индикаторами начала образования осадков в скважинах независимо от состава пластовых вод и выпадающих из них солей.

СПОСОБЫ БОРЬБЫ С СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ НА РАБОЧИХ ОРГАНАХ УЭЦН

Все технологии борьбы с солеотложениями заключаются в предупреждении или удалении солеотложений.

Методы предупреждения отложения солей делятся на физические, химические и технологические. Физические методы заключаются в воздействии на продукцию либо магнитным полем, либо акустическим. При химических методах применяют различные ингибиторы солеотложений. Технологические – это защитные покрытия, подбор и подготовка рабочего агента для системы поддержания пластового давления. Также к технологическим методам относится изменение технологических режимов работы скважин и насосного оборудования. Четвертая составляющая – ограничение водопритоков в скважине.

ФИЗИЧЕСКИЙ МЕТОД МАГНИТНАЯ ОБРАБОТКА

Под действием магнитного поля растворенные соли меняют свою структуру и вследствие этого не осаждаются в виде твердых отложений, а выносятся как мелкодисперсный кристаллический «шлам». К преимуществам данного метода относится простота конструкции, к недостаткам – необходимость монтажа подъемного оборудования, потребность в обработке продукции до начала кристаллизации солей, то есть невозможность применения при солеобразовании в призабойной зоне пласта. Также метод не предотвращает образование солей, и в целом его результаты неоднозначны.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Первый из указанных технологических методов – это изменение технологических параметров. То есть изменение забойного давления путем изменения типоразмера ЭЦН и (или) глубины спуска или подбора режима работы погружного насоса к скважинным условиям для изменения термобарических условий солеотложения. К недостаткам можно отнести то, что применение данного метода возможно только при подземном ремонте скважины и в некоторых случаях можно получить снижение добычи нефти при уменьшении производительности УЭЦН.

Следующий технологический метод – это выбор и подготовка рабочего агента (воды) в системе ППД. Принцип действия: агент подбирается с учетом совместимости с пластовыми и попутно добываемыми водами.

Преимущества данного метода – высокая эффективность, сохранение продуктивности скважин благодаря защите от солеотложения начиная от пласта и ПЗП и заканчивая системой нефтесборного трубопровода. Недостатки – сложность реализации, необходимость наличия нескольких источников воды для закачки, значительные затраты на подготовку закачиваемого агента и инфраструктуру для реализации адресной закачки в пласт.

Следующий технологический метод – это ограничение водопритоков скважины, то есть капитальный ремонт скважин в случае поступления воды вследствие негерметичности эксплуатационной колонны и применение водоизолирующих составов в случае прорыва воды в добывающие скважины. Недостатки метода сопряжены со значительными затратами и сложностью его реализации.

Следующий метод – защитные покрытия и детали из специальных материалов. Принцип действия – использование покрытий рабочих поверхностей, контактирующих с солевыми растворами, веществами, имеющим малую адгезию к солям: стекло, эмаль, лаки, полимеры и пластики. Преимущество метода состоит в том, что он не усложняет технологию эксплуатации внутрискважинного оборудования. Недостатки – сложность нанесения на поверхности, высокая стоимость и относительная недолговечность и хрупкость покрытий.

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Методы основаны на применении различных ингибиторов солеотложений.

Существует целый ряд способов подачи ингибиторов солеотложений:

• дозирование с помощью УДР в затрубное пространство скважины;
• периодическая закачка в затрубное пространство с помощью агрегатов;
• применение погружных скважинных контейнеров с реагентом.

Если мы говорим о доставке реагента в пласт, то применяются следующие основные способы:

• задавка в пласт добывающих скважин; закачка в нагнетательные скважины через систему ППД;
• введение ингибиторов с проппантом при ГРП;
• введение ингибиторов с жидкостью гидроразрыва при ГРП;
• совмещение кислотной обработки с введением ингибитора;
• введение ингибитора с жидкостью глушения. Преимущества этого метода – возможность закачки на пластах с различными фильтрационными свойствами, при проникновении ингибитора в пласт исключается солеобразование в ПЗП.

Метод введения ингибитора с жидкостью гидроразрыва позволяет защитить обширную область ПЗП при высокой продолжительности эффекта. Дальнейшая эксплуатация скважин не требует специального оборудования при сокращении времени на КРС. Недостаток этого метода – повышенные требования к совместимости ингибитора с агентом ГРП и значительные затраты на ингибиторы.

ОПЫТ РАБОТЫ С ФОНДОМ СКВАЖИН, ПОДВЕРЖЕННЫМ СОЛЕОТЛОЖЕНИЮ НА РАБОЧИХ ОРГАНАХ УСТАНОВОК ЭЦН, В НГДУ «СУРГУТНЕФТЬ»

Фонд скважин, осложненный солеотложениями на рабочих органах УЭЦН, в НГДУ «Сургутнефть» ежегодно растет и по состоянию на 01.10.2010 г. достиг 312 скважин (рис. 1).

Рост данного фонда на 49,4% (154 скважины) обусловлен вводом в эксплуатацию низкопродуктивных, осложненных отложением солей пластов группы ЮС после бурения с последующим проведением ГРП.

Фонд скважин, эксплуатирующий пласты группы ЮС, ежегодно растет (рис. 2). А значит, и увеличение солеотлагающего фонда на начальном этапе эксплуатации после бурения неизбежно.

В НГДУ «Сургутнефть» наиболее распространенным способом удаления солеотложений является обработка установок ЭЦН с помощью соляной кислоты для восстановления дебита скважин и (или) расклинивания УЭЦН (рис. 3). Однако многолетний опыт работы показал, что этот метод борьбы с отложениями носит кратковременный эффект на пластах группы БС-10 (50,4% фонда, подверженного солеотложениям, или 158 скважин) и, более того, приводит к коррозии корпусов УЭЦН и НКТ, а также, что особенно опасно, – к разрушению эксплуатационной колонны скважины.

Для решения проблем, связанных с солеотложениями на рабочих органах установок ЭЦН, в особенности при эксплуатации пластов группы ЮС, были приняты технические и технологические перспективы работы с данным фондом скважин:

1. Внедрен программный комплекс «Автотехнолог + Соль» для качественного подбора режима работы погружного насоса к скважинным условиям.

2. Для опытной эксплуатации применяется погружное оборудование с рабочими органами, изготовленными из полимерных материалов российского производителя ООО «Ижнефтепласт». Такие рабочие органы характеризуются низкой адгезией материалов, высокой чистотой проточных каналов, отсутствием образования гальванических пар. Преимущества – коррозионная стойкость материала, малый вес, позволяющий снизить массу ротора, чистота проточных каналов. Недостатки – меньшая, чем у металлических рабочих органов, стойкость к механическим примесям.
3. Для борьбы с отложением солей используются станции управления с частотным преобразователем в режиме «встряхивания». Периодически меняется направление вращения УЭЦН на короткое время – это не позволяет образовываться отложениям. Но данный способ не решает саму проблему, хотя позволяет несколько увеличить наработку на отказ.
4. На месторождениях НГДУ «Сургутнефть» широкое применение нашли погружные скважинные контейнеры (ПСК) «Трил-СВ» производства ООО «Л-Реагент».

Контейнер заполняется твердым реагентом и крепится к основанию погружного двигателя. Конструктивные особенности ПСК «Трил-СВ» позволяют дозировать подачу реагента путем выкручивания регулировочных болтов.

Применение контейнера «Трил-СВ» дает следующие преимущества:

• высокая степень надежности (корпус из НКТ);
• простота монтажа (монтируется в скважине как стандартный хвостовик НКТ);
• не требует дополнительного облуживания в процессе работы.

К недостаткам можно отнести: необходимость постоянного контроля выноса реагента; ограниченный срок действия; дебит жидкости не более 150 м³/сут.

Для предотвращения заклинивая ЭЦН осваиваемых скважин из бурения с проведением ГРП после спуска первой установки на пласты ЮС в 2010 году начались экспериментальные работы по спуску ПСК «Трил-СВ». В результате на сегодня мы имеем положительные результаты и эффективность на уровне 91%.

5. Одним из применяемых на скважинах пластов БС10 химических методов является закачка ингибитора полиакрилатного типа Dodiscale V 2870 К по технологии периодического дозирования с помощью мобильного БРХ. После проведения закачки ингибитор перемещается вниз по затрубному пространству до динамического уровня, смешивается со скважинной жидкостью и в итоге поступает на прием УЭЦН. Некоторая часть ингибитора из-за разности в плотности оседает на забое скважины. В результате происходит постепенное насыщение ингибитором призабойной зоны пласта. Ингибитор адсорбируется, а затем постепенно выносится с поступающей пластовой жидкостью, защищая при этом нефтепромысловое оборудование.

Способность блокировать образование и рост карбонатных отложений выгодно отличают этот ингибитор от других реагентов и обеспечивают его высокую эффективность. Из-за относительно большого молекулярного веса при его контакте с солями или поверхностью металла, а также с продуктами коррозии металла при достижении равновесного состояния происходит образование устойчивой защитной пленки. Если до обработок V 2870 К число СКГО составляло 45, то после обработок ингибитором их удалось сократить до 2.

6. После освоения скважин после ГРП зачастую происходит отложение сульфатов бария (ВаSО4) , что на сегодня является основной проблемой при эксплуатации пластов ЮС, осложненных низкими динамическими уровнями и дебитами.

Исследование состава химических реагентов, используемых при ГРП, показало, что при взаимодействии с водой они разлагаются с образованием сульфата аммония, серной кислоты и кислорода, что приводит к многократному увеличению в пластовой воде количества сульфат-ионов, а вследствие этого – к образованию нерастворимых солей сульфатов бария (барита) и кальция (ангидрита).

Для предотвращения выпадения солей на рабочих органах ЭЦН при освоении скважин после ГРП в НГДУ «Сургутнефть» применяется ингибитор солеотложений SI-1000 в составе технологической (продавочной) жидкости, закачиваемой при проведении операций ГРП. Эффективность применения данного реагента составляет 67%.

ПРОГРАММА ДАЛЬНЕЙШИХ ДЕЙСТВИЙ

На 2010 год защита фонда скважин, подверженных солеотложениям на рабочих органах УЭЦН, в НГДУ «Сургутнефть» выглядит следующим образом:

• 54% солеотлагающего фонда защищается ингибитором солеотложений «Трил-СВ»;
• 39% фонда – СКО;
• 6% фонда – спуском установок с рабочими органами, изготовленными из полимерных материалов;
• 2% фонда – ингибитором солеотложений Dodiscale V 2870 К (рис. 4).

В компании определен порядок дальнейшей работы с солеотлагающим фондом скважин. Так, если в процессе работы возникают какие-либо осложнения (после остановки по ЗП, заклинивания), ЦДНГ совместно с ЦБПО ЭПУ проводятся мероприятия согласно п. 9 регламента по эксплуатации УЭЦН. Эти мероприятия включают в себя повышение напряжения на станции управленческого преобразователя и промывку насоса ЦА-320. Если в ходе этих процедур желаемый результат не был достигнут, то проводится СКО с последующей промывкой насоса наземной техникой.

Если скважину удалось запустить, проводится ее повторный вывод на режим с занесением осложнения в НПК «Альфа» и выбираются наиболее подходящие методы защиты от солеотложения («Трил», ЖКП, УЭЦН со специальным покрытием).

Если произошел отказ установки, мы производим разбор УЭЦН и выявляем причины отказа, которые также заносим в НПК «Альфа», и также выбираем метод защиты.

Принимая во внимание среднюю стоимость защиты одной скважины от отложения солей в течение года (см. таблицу), мы составили программу защиты скважин на 2011 г., в соответствии с которой уже 77% фонда будет защищаться посредством контейнеров «Трил». В 2011 г. «Сургутнефть» планирует отказаться от СКО скважин (рис. 5).