Причины, приводящие к солеотложению на элементах ГНО и прочем скважинном оборудовании многообразны, и на сегодняшний день эта область исследований далеко не исчерпана. И тем не менее, больших разночтений в производственно значимом перечне основных причин на сегодня нет.

Согласно одной из классификаций, к первой группе относится высокая обводненность продукции скважины, а также причины, связанные с параметрами добываемой (пластовой) жидкости как таковой — наличие в ней растворенных и нерастворенных природных минералов. Сюда же относятся особенности геологического строения разрабатываемых пластов.

Вторая группа причин сопряжена с изменением термобарических условий в скважине в процессе интенсивного отбора жидкости для поддержания проектных темпов разработки месторождения, что приводит к выпадению осадка. Так, смещение рабочей зоны в левую часть гидродинамической характеристики приводит к повышению температуры перекачиваемой жидкости и увеличению кавитационных процессов и, как следствие, — к выпадению солей в осадок.

В третьем случае к формированию солеобразующих соединений и агрессивной среды приводит смешивание пластовых вод с закачиваемыми водами другого состава.

И, наконец, четвертая группа причин связана с особенностями и недостатками конструктивного исполнения ГНО, а также с повреждением оборудования, в том числе по причине коррозии.

ЦЕНА ВЫСОКИХ ОТБОРОВ

Если первая, геологическая группа причин достается цеху добычи вместе со скважиной, то вторая, «термобарическая» группа большей частью имеет техногенное происхождение.

История авторов приведенной выше классификации — ТПП «Когалымнефтегаз» в этом отношении — вполне типична. На определенном этапе на фонде стали интенсивно проводиться мероприятия по сохранению запланированных темпов отбора, спуск оборудования большего типоразмера на большие глубины, что в свою очередь привело к снижению забойных давлений до уровня давления насыщения (см. «Изменение эксплуатационных параметров оборудованных УЭЦН скважин, отказавших по причине солеотложения в ТПП «Когалымнефтегаз»). В данный период стали наблюдаться отложения солей на малообводненных скважинах, но с низким динамическим уровнем.

Фактически теми же словами свою ситуацию может описать, наверное, каждый российский ЦДНГ. Добавим здесь же, что проблема не характерна для скважин с высокими дебитами, в которых соли просто вымываются большим потоком жидкости.

Между тем, низкая обводненность продукции на солеотлагающем фонде ТПП «Когалымнефтегаз» (чему в иных отношениях можно было бы только позавидовать) в данном случае осложнила задачу борьбы с солеотложением.

Использование ингибиторов в таких скважинах показало их низкую эффективность, т.к. все ингибиторы являются водорастворимыми. Поэтому с целью предотвращения отказов в 2007 году в ТПП «Когалымнефтегаз» был внедрен регламент по промывке ГНО растворами кислот от отложения неорганических солей. Эффективность проводимых работ по промывке достигает 78%. Одновременно усилились работы по поддержанию пластового давления с целью компенсации увеличившихся отборов. И, благодаря этому, падение динамических уровней удалось приостановить (см. «Количество и распределение отказов по причинам в ТПП «Когалымнефтегаз»).

Отметим, что кислотные промывки ГНО как способ борьбы с солеотложением в некоторых случаях не лишены своих рисков: при недостаточном контроле за процессом можно получить рост отказов по коррозии ГНО.

Так или иначе, после внедрения данного регламента и остановки падения динамических уровней рост отказов по солеотложению в ТПП «Когалымнефтегаз» удалось предотвратить, и в течение трех лет их количество держится на одном уровне, составляя 20-21% от общего количества отказов, не отработавших гарантийный срок УЭЦН.

Вполне очевидно, что приостановка роста числа отказов по солеотложениям — это первый, преимущественно организационный шаг. В настоящее время ТПП «Когалымнефтегаз» продолжает работу по поиску эффективных реагентов, способных предотвращать солеобразование при высоких температурах и низких давлениях. Проводятся лабораторные испытания реагентов, производимых фирмами «Миррико», «Оптима», «Опытный завод «Нефтехим». На пяти скважинах проводятся испытания инкапсулированного ингибитора солеотложений Captron75 (см. «Технология применения инкапсулированного ингибитора»).

ЗАДАВКА ИНГИБИТОРА В ПЛАСТ

Солеотлагающий фонд «РН-Пурнефтегаза» рос в последние несколько лет параллельно с ростом общего действующего фонда скважин предприятия (см. «Динамика фонда УЭЦН ООО «РН-Пурнефтегаз»). В 2008 году в рамках проекта «Система новых технологий» по ОПИ было проведено 20 скважиноопераций по задавке ингибитора в пласт (так называемая «технология Squeeze»). В 2009 году уже можно было констатировать очень хорошие результаты. Львиная доля солеотлагающего фонда на Южном Харампуре была защищена задавкой ингибитора в ПЗП (см. «Методы защиты от солеотложения, применяемые в «РН-Пурнефтегаз»). Средняя наработка УЭЦН на отказ по скважинам фонда выросла после внедрения технологии с 48 до 203 суток (см. «Средние наработки на защищаемом фонде «РН-Пурнефтегаза»).

Анализ выноса ингибиторов по тем скважинам, на которых проводились задавки в пласт, показал отклонение фактического выноса от прогнозного в пределах 9–10%. При этом используемые ингибиторы сохраняют свою эффективность даже при снижении концентрации до значений меньше 10 мг/л. Скважина все равно остается защищенной.

По примеру «РН-Юганскнефтегаз» предприятие также предполагает освоить технологию мини-задавки (Mini-Squeeze) ингибиторов в пласт.

Результаты исследований, проведенных институтом РН-УфаНИПИнефть, также подтверждают эффективность технологии для месторождений «Юганскнефтегаза» и «Пурнефтегаза». Везде наработки превышают предыдущие, и прогноз по солеотлагающим фондам этих предприятий весьма оптимистичен (см «Прогноз количества солеотлагающих скважин по основным месторождениям «РН-Юганскнефтегаза» и «РН-Пурнефтегаза»). Наработка УЭЦН на отказ в «Юганскнефтегазе» увеличилась примерно в четыре раза. В «Пурнефтегазе» — более чем в пять раз. Собственными силами «РН-Юганскнефтегаза» проведены успешные задавки ингибиторов ОЭДФ и «Акватек».

Кроме того, к октябрю 2009 года в «РН-Юганскнефтегазе» было проведено 664 скважинооперации по технологии мини-задавки. Успешность применения ОЭДФ при этом составляет 92%. Все скважины выведены на режим, и срок эксплуатации скважин после задавки превышает планировавшийся.

Между тем, по мнению специалистов «РН-УфаНИПИнефть», ввиду того, что при проведении операций по задавке в пласт осуществляется введение значительных объемов растворов, существует риск повреждения пласта. Особенно это относится к случаям задавки водных растворов ингибитора. Еще один фактор риска — возможная несовместимость ряда ингибиторов с жидкостями глушения на основе солей кальция.

В этой связи использование данной технологии обязательно должно предваряться проведением блока исследований: подтверждение совместимости жидкостей, определение адсорбционно-десорбционных свойств и т.д. (см. «Карта применимости технологии задавки ингибитора сеолеотложений в пласт»).

Специалисты «РН-Юганскнфетегаза» определили критерии выбора различных ингибиторов солеотложения при закачке в ПЗП в зависимости от плотности раствора глушения и содержания ионов кальция в попутно добываемой воде (см. «Критерии выбора различных ИС при закачке в ПЗП…»).

Так, если в скважине в попутно добываемой воде содержание ионов кальция по 6-компонентному анализу достигает 100-300 мг/л, то защиту следует проводить ингибитором «Акватек» в силу его невысокой стоимости. Если содержание ионов кальция выше 300–600 мг/л, то здесь использование «Акватека», по данным «РН-Юганскнефтегаза», увеличивает наработку, но в любом случае отказы по солеотложению происходят. В этих случаях на предприятии рекомендуется применять новый, более эффективный, но и более дорогой ингибитор «Ипроден-С1» Экспериментального завода «Нефтехим». При содержании ионов кальция более 600 мг/л на месторождениях «РНЮганскнефтегаза» наиболее эффективен еще более дорогой ингибитор солеотложения производства Baker Hughes Petrolite.

Однако при использовании тяжелых растворов глушения (более 1,18 мг/см³) все эти ингибиторы выпадают в осадок. Пробные закачки на тяжелых растворах приводили к кольматации призабойной зоны.

При любой концентрации кальция, если использовался тяжелый раствор глушения, рекомендуется закачка кальций-устойчивого ингибитора ОЭДФ. Однако, если содержание ионов кальция выше, чем 100 мг/л, необходимо проводить закачку других ингибиторов. В этой связи в «РН-Юганскнефтегазе» испытываются ингибиторы «Ипроден-С2», Dodiscale (производства Clariant) и кальций-устойчивый ингибитор производства «Акватек»4.

В качестве отдельного направления профилактики солеотложений на фонде «РН-Юганскнефтегаза» оценивается эффективность применения ингибиторов солеотложения при ГРП (см. «Ингибиторы солеотложений при ГРП»).

ПРИМЕНЕНИЕ УДЭ (УДР, УДХ)

Еще одним, хорошо зарекомендовавшим себя методом доставки ингибитора на солеотлагающих фондах многих предприятий стало применение электроприводных устьевых дозаторов (УДЭ). В «РН-Пурнефтегазе» на солеотлагающем фонде, оборудованном УДЭ с 2007 года использовались ингибиторы «Акватек» и «Инсан». В 2010 году планируется ОПИ сухих (гранулированных) ингибиторов солеотложений.

После внедрения УДЭ средние наработки УЭЦН выросли с 80 до 254 суток. Внедрение УДЭ на фонде скважин предприятия продолжается.

Оптимальным для условий эксплуатации своего солеотлагающего фонда использование УДЭ (УДР) считают в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе»5. Тем более, в случае «Газпромнефть-ННГ» поставщиком УДРов стала та же сервисная организация, которая обслуживает фонд дозаторов, что исключает простои дозаторов по тем или иным причинам и, соответственно, остановки скважин (см. «Динамика осложненного солеотложениями фонда скважин, фонда УДР и отказов по причине солеотложений по ОАО «Газпромнефть — ННГ» в 20072009 гг.»). В результате внедрения УДР на фонде компании было достигнуто существенное увеличение наработок по солеотлагающему фонду.

Кроме того, специалисты «Газпромнефть — ННГ» проанализировали, как долго на скважине не появляются соли после установки УДР. Как показали результаты исследования, бессолевой период доходит до 1,5 тыс. суток. То есть с момента установки УДР в 2002-2003 годах при постоянной защите повторных отказов не наблюдалось.

Вместе с тем в процессе решения поставленной задачи возникали вопросы качества ингибиторов, поскольку был печальный опыт с коррозионным разрушением как колонн НКТ, так и эксплуатационных колонн и подвесных патрубков. В настоящее время данная проблема решена применением ингибиторов солеотложения с низкой коррозионной агрессивностью. С этой целью в 2006 году специалисты «Газпромнефть-ННГ» провели аудит заводов-изготовителей химреагентов, а в 2008 году в компании было организовано тестирование 12 видов ингибиторов солеотложения с помощью специалистов предприятия «Сервис Уфа».

В результате удалось определить эффективность защитных свойств реагентов. Большое внимание уделялось собственно антикоррозионной эффективности реагентов, но также оценивались и другие параметры, в том числе температура застывания и эффективность при определенных дозировках.

По результатам тестирования были выбраны реагенты, которые в наибольшей степени подходят для условий «Газпромнефть-ННГ». Процент защиты не менее 80.

Базовым реагентом утвержден «Акватек», альтернативные реагенты — «Инсан» и «Оптима» — были направлены на ОПИ.

По состоянию на октябрь 2009 года фонд скважин «Газпромнефть-ННГ», осложненный солеотложением, составлял 1959 единиц, что соответствовало почти 50% скважин действующего фонда УЭЦН. Защищенность фонда УДРами — 89%, что уже практически позволяет индивидуально подходить к каждой скважине. Если говорить о минусах технологии постоянного дозирования ингибиторов солеотложения через УДЭ, то, по мнению «УфаНИПИнефти», главный из них состоит в том, что эта технология не может использоваться на скважинах с очень большими дебитами (см. «Карта применимости технологии постоянного дозирования»). При большом дебите обслуживание УДЭ становится очень дорогим в плане трудозатратности. Скважину с дебитом по жидкости более 300 м3/сутки и с приличной обводненностью нужно будет заправлять почти ежедневно. Необходимы дополнительные затраты на установку оборудования, постоянно будет занята затрубная задвижка. Это серьезный минус, если на скважине необходимо будет проводить какие-то дополнительные геолого-геофизические измерения.

МЕТОД ПЕРИОДИЧЕСКОГО ДОЗИРОВАНИЯ

Впечатляющих результатов при помощи еще одного метода подачи ингибитора, так называемого «периодического дозирования», удалось добиться специалистам ОАО «Самотлорнефтегаз» (см. «Динамика солевого фонда ЭЦН в ОАО «Самотлорнефтегаз»). Несмотря на кризис, именно химизация остается тем направлением в жизнедеятельности предприятия, которое не подверглось урезанию, поскольку, как показывают расчеты, затраты на химическую защиту значительно меньше средств, которые были бы потеряны, если не защищать нефтепромысловое оборудование6. Более того, компания увеличивает потребление ингибиторов (см. «Динамика затрат на защиту от солеотложений в ОАО «Самотлорнефтегаз»).

В настоящее время в «Самотлорнефтегазе» применяются ингибиторы «Фокс» и Dodiscale, пришедшие на смену реагентам «Акватек», Descum и ПАФ как более выгодные по соотношению цены и эффективности на солеотлагающем фонде предприятия. В рамках ОПИ применяются инкапсулированные ингибиторы Captron и Giptron.

Основным способом ингибиторной защиты в «Самотлорнефтегазе» остается периодическое дозирование в различных вариациях (см. «Затраты и эффективность работ по предотвращению солеотложений в УЭЦН в ОАО «Самотлорнефтегаз» на 2009 г.»).

До 2008 года по этой методике использовали 5-процентный раствор ингибитора «Фокс» — 11 г/тонну с периодичностью 15-30 суток. Затраты составляли от 30 до 61 тыс. руб. в год на одну скважину, включая и технологию, и стоимость ингибитора. Эффективность работ составляла около 95%.

В 2008 году проводились испытания технологии с использованием 20-процентных растворов при жестком соблюдении периодичности в 15 дней, с разной концентрацией — 20 и 15 г/тонну ингибиторов «Фокс» и Dodiscale. Эффективность по ингибитору «Фокс» достигла 95,8%, Dodiscale — 90%.

Данная технология использовалась на всем солепродуцирующем фонде одного из нефтепромыслов «Самотлорнефтегаза». Нефтепромысел географически расположен на куполе Самотлорского месторождения с большой газовой шапкой. В этой, и не только в этой, связи разработка данной части месторождения была всегда проблемной. Помимо собственно газа, сказывались все предыдущие закачки химпродуктов для повышения нефтеотдачи за прошедшие годы. Отсюда и значительно выраженное солеотложение.

Ингибиторы также испытывались в товарной форме с периодичностью 7 суток на скважинах, эксплуатируемых с производительностью 400 м³/сут. и выше. В результате в 2008 году произошел всего один отказ на 43 скважинах.

В первые трое суток вынос ингибитора весьма велик, после чего интенсивность выноса снижается, достигая к седьмым суткам, примерно, 4 г/тонну.

В том же 2008 году в «Самотлорнефтегазе» начались испытания инкапсулированного ингибитора Captron с помещением его на забой скважин. При этом закачка производилась как при ПРС, так и при остановке ЭЦН во время эксплуатации.

В данном случае компания несла дополнительные затраты, связанные с увеличением продолжительности ПРС и с остановкой скважин. Остановка скважины доходила до суток, в зависимости от глубины спуска, динамического уровня и т.д. На конец 2009 года уже 72 скважины защищались инкапсулированным ингибитором, и ни одного отказа по солеотложениям с мая 2008 года на этом фонде зафиксировано не было.

Между тем, как отмечают в «УфаНИПИнефти», основной недостаток метода периодического дозирования состоит в повышенном и нестабильном расходе ингибитора, и эффективность в значительной степени зависит от величины зумпфа и от дебита скважины. Также к недостаткам относится возможность коррозии эксплуатационной колонны (см. «Карта применимости технологии периодического дозирования»).

По наблюдениям «УфаНИПИнефти», эффективность спуска шашек и капсул на забой также сильно зависит от величины зумпфа. Если зумпф очень маленький, то вынос ингибитора из общей массы шашек или капсул будет происходить очень быстро. А если зумпф слишком велик, то зона турбулентности и вымывания ингибитора не будет в достаточной степени обеспечена. Кроме того, увеличивается время ПРС, потому что капсулы или шашки можно поместить на забой только во время ПРС. Если же спускать через открытое устье, то нужно соблюдать время флотации шашек и капсул (см. «Карта применимости технологии подачи ингибитора на забой скважины»).

ПОГРУЖНЫЕ СКВАЖИННЫЕ КОНТЕЙНЕРЫ

С середины 2008 года в качестве способа борьбы против отложения солей на ЭЦН на фонде ОАО «Томскнефть ВНК» сервисная компания «АЛНАС-Н» применяла подачу ингибиторов с помощью скважинных контейнеров (ПСК). В данном случае ПСК изготавливался из НКТ диаметром 89 мм секциями по 2 м, соединенными между собой муфтами, и заглушен сверху. Контейнер подвешивается к ПЭД на шарнирном элементе.

ПСК заряжали твердым ингибитором на битумной основе, который в последующем вымывался через перфорированные отверстия в секциях.

Срок действия ингибитора зависит от типоразмера УЭЦН. Например, по наблюдениям специалистов «АЛНАС-Н», для УЭЦН-80 срок полезного действия составляет 180 суток. С увеличением типоразмера срок действия пропорционально уменьшается, и наоборот. Также данная технология применима только на скважинах, температура пласта которых не превышает 80°С, т.к при более высоких температурах ингибитор быстро растворяется. Поставщиком ПСК в данном случае выступала компания «Грит».

По итогам оценки результатов эксплуатации фонда с ПСК, было принято решение все низкодебитные УЭЦН комплектовать ПСК для защиты насосов от образования солей в период вывода на режим, благодаря чему 6 скважин фонда «Томскнефть ВНК» вывели из категории ЧРФ, а по остальным скважинам с ПСК увеличили наработку в среднем на 155 суток, после чего скважины продолжали работать.

Среди недостатков метода ингибирования при помощи ПСК специалисты «УфаНИПИнефти» отмечают необходимость размещения дополнительного весапод ПЭД, что особенно нежелательно на высокодебитном фонде (см. «Карта применимости технологии погружных скважинных контейнеров с ингибирующей композицией»).

Как правило, на месторождениях «Роснефти» допустимый вес ограничивается 250-300 кг. На высокодебитных скважинах вымыв ингибитора происходит очень быстро. И еще один серьезный минус: ПСК не обеспечивает «ударной дозировки» при ВНР. В особенности если эта скважина заглушена тяжелыми растворами глушения.

ПРИМЕНЕНИЕ СТУПЕНЕЙ ИЗ ЖИДКОКРИСТАЛЛИЧЕСКИХ ПОЛИМЕРОВ (ЖКП)

На фонде «АЛНАС-Н» также применяются различные виды ЭЦН со ступенями из ЖЕП, поставляемых компанией «Ижнефтепласт».

Применяются комбинации как из чугунного аппарата с колесом из ЖКП, так и из проточных каналов, выполненных из ЖКП с чугунным стаканом, вкупе с рабочим колесом из ЖКП.

В результате проведенных промысловых испытаний получен положительный эффект в части роста наработки насосного оборудования, причем все насосы монтировались в скважины солеотлагающего фонд (см. «Результаты работы насосов производства «Ижнефтепласт» с полимерными рабочими ступенями»). Как видно, применение ЖКП дало серьезный прирост по наработке на данном фонде скважин.

ОЧИСТКА РАБОЧИХ ОРГАНОВ

Помимо профилактики солеотложений и борьбы с этим фактором, одна из немаловажных задач заключается в восстановлении оборудования, отказавшего по причине засорения. Это особенно важно, так как в период кризиса многие, если не все предприятия и базы, существенно увеличили долю повторно спускаемого в скважины восстановленного оборудования по отношению к новым закупкам.

С учетом того, что на каждую секцию в среднем приходится 105 ступеней, в 2007 году ЦБПО ЭПУ «Сургутнефтегаза» получила 312 тыс. ступеней с солеотложением, в 2008 году — 269 тыс., и за девять месяцев 2009 года — 190 тыс. ступеней8. Причем максимальное количество солеотложений выявлялось при разборке низкодебитных установок, в основном ЭЦН5-15 и ЭЦН-5-25 (см. «Степень отложения солей на рабочих органах ЭЦН по типоразмерам в ОАО «Сургутнефтегаз»).

В 2007 году на вооружении ЦБПО ЭПУ было всего два метода очистки: отжиг с пескоструйной очисткой и химическая очистка. В 2008 году специалисты предприятия внедрили ультразвук с моющим раствором «АН-5-К» (см. «Очистка колес при помощи ультразвуковой установки»). Суть ультразвукового метода заключается в следующем: рабочие колеса погружаются в ванну, включается ультразвук, и через 25-60 минут извлекается рабочее колесо.

Раствор определяли опытным путем, подбирая, вопервых, по качеству очистки рабочих органов и, вовторых, по времени очистки.

Сравнительный анализ затрат в случае базы ЭПУ «Сургутнефтегаза» показал, что приблизительные затраты по отжигу и пескоструйке составляют 4150 рублей на 100 ступеней, а химическая очистка — 3400 рублей на 100 ступеней (см. «Затраты по очистке рабочих органов на 100 ступеней»). В свою очередь затраты на ультразвук по предварительным подсчетам составляют 2 350 руб. на 100 ступеней. При этом учитывались как прямые (энергопотребление, затраты на применяемые материалы при очистке), так и косвенные (зарплата работников) затраты.

После отжига и пескоструйки порядка 15% рабочих органов утилизируются по дефектоскопии по причине наличия остатков солей, удалить которые после отжига не представляется возможным. После химической очистки отбраковывается минимум 3% рабочих органов. Ультразвуковая очистка дает 5% отбраковки.

Солеотложение — это осложнение механизированной добычи нефти, с которым инженеры-нефтяники в целом научились справляться. Где-то на 75%, где-то на 98%, но с теми или иными финансовыми затратами битва выигрывается. Гораздо более коварную проблему сегодня все еще представляет засорение ГНО мехпримесями и коррозия внутрискважинного оборудования. Об этом речь пойдет далее.