В статье приводятся результаты исследования, целью которого является изучение и анализ основных технологий защиты осложнённого солями фонда добывающих скважин, на примере Усть-Балыкского нефтяного месторождения. Рассмотрены существующие технологии защиты, их преимущества и недостатки, границы применимости, а также дана оценка влияния комплекса геолого-технологических факторов на эффективность той или иной технологии.
Ключевые слова: месторождение, осложнённый фонд, осложняющие факторы, солеотложения, тяжелые растворы глушения, ингибирование .
Актуальность исследования обусловлена практической необходимостью организации стопроцентной защиты добывающего осложнённого фонда при эксплуатации месторождения, для поддержания значений средней наработки на отказ (СНО) и межремонтного периода (МРП) в рамках целевых показателей. В данном исследовании мы сфокусируемся на таком осложняющем факторе как солеотложения. Проявление данного осложняющего фактора так или иначе всегда связано с технологией эксплуатации, однако, причины проявления солеотложения при эксплуатации фонда скважин принято разделять на две основных группы — солеотложения полученные в результате технологических решений по эксплуатации фонда скважин и геологические причины [1].
На месторождениях, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов, по геологическим причинам пласты как правило разделяются на проблемные и относительно благополучные по тому или иному осложняющему фактору. Так, в случае Усть-Балыкского нефтяного месторождения, к осложненным солями пластам относится ЮС 2 , а пласты БС 8–10 в большинстве своём относятся к неосложнённому фонду. Рассмотрим основные причины интенсификации отложения кальцита (CaCO 3 ) при эксплуатации осложненного фонда, как самого распространенного вида солеотложения на Усть-Балыкском нефтяном месторождении.
К основным геологическим причинам интенсификации солеотложения в процессе эксплуатации относятся геолого-физические характеристики пласта, высокая концентрации ионов кальция в агенте, используемом для поддержания пластового давления(ППД) например, при использовании вод сеноманского комплекса (К 2 s ) системе ППД, глушение тяжелыми растворами на основе кальция (плотностью 1,18 г/см 3 и более).
К основным технологическим факторам относятся снижение забойного давления, при интенсификации добычи, как следствие рост газового фактора, а также нагрев установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) при эксплуатации.
Основными технологиями предотвращения отложений являются:
- Ингибирование растворов глушения скважины.
- Задавливание ингибитора в пласт.
- Применение погружных скважинных контейнеров (ПСК) или контейнеров с твердым реагентом (КСТР).
- Экспериментальные методы защиты, такие как спуск УЭЦН с рабочими органами из жидкокристаллических полимеров (ЖКП), препятствующих выпадению солей на их поверхности, использование модулей радиоволновых (РВК) и магниторезонансных комплексов (МРК) в комплектации УЭЦН.
- Постоянное дозирование ингибитора, с помощью установок дозирующих электрических (УДЭ).
Особняком стоит проблема нагрева УЭЦН при работе двигателей большой мощности, в эксплуатационных колоннах (ЭК) большого диаметра (178 мм) в условиях низкого притока из пласта (недостаточного для охлаждения двигателя УЭЦН). В этом случае единственным способом защиты является эксплуатация в условно постоянном режиме или использование в комплектации УЭЦН вентильных двигателей, вместо асинхронных [2].
В случае, если превентивные мероприятия не дали результатов, для удаления солеотложения используются:
- Соляно-кислотная обработка УЭЦН (СКО).
- Кислотная обработка призабойной зоны пласта (ГТМ ОПЗ) [3].
Перечисленные технологии используются как по отдельности, так и в комплексе друг с другом, выбор той или иной технологии защиты обуславливается параметрами работы и особенностью геологического строения скважины.
Рассмотрим влияние геолого-технологических факторов на эффективность применения той или иной технологии защиты.
В процессе ремонта скважины или проведения геолого-технологических мероприятий, для защиты от солеотложения, может применяться ингибирование растворов глушения. На Усть-Балыкском нефтяном месторождение ингибирование растворов глушения скважины применяется на постоянной основе, при использовании тяжелых растворов глушения скважины (ТЖГ) применяется дополнительное ингибирование. Технология применяется при всех ремонтах скважин, на которых требуется производить глушение. Исключением являются скважины, на которых, в силу геологических условий, возможно провести текущий или капитальный ремонт без глушения. С технологической точки зрения влияние оказывает диаметр ЭК, глубина и мощность интервала перфорации, а также режим работы влияющих скважин ППД, которые обуславливают необходимый объём и плотность раствора глушения. Тут же можно рассмотреть эффективность задавливания ингибитора в пласт, применимость данной технологии напрямую зависит от мощности интервала перфорации и диаметра ЭК. Так, в случае скважины с горизонтальным окончанием, для ЭК 178мм с интервалом перфорации мощностью 500 метров, необходимый объём ингибитора и жидкости для продавки в пласт — составляет порядка 350м3, что сводит на нет применимость метода, в виду его экономической неэффективности.
На этапе сборки и подготовки УЭЦН к монтажу в комплектацию могут быть включены различные дополнительные модули, направленные на предотвращение солеотложения, такие как МРК и РВК. Что касается использование секций насоса с ЖКП, то такая технология защиты требует дополнительной защиты уже самого УЭЦН, так как аппараты выполненные из ЖКП подверженные повышенному абразивному износу и не могут эксплуатироваться при концентрации взвешенных частиц (КВЧ) более 100мг/л. В этом случае УЭЦН необходимо комплектовать сепараторами механических примесей или иными фильтрами. Так же аппараты из ЖКП чувствительны к СКО, что существенно ограничивает спектр мероприятий в случае заклинивания УЭЦН. Наиболее успешно на фонде себя зарекомендовали ПСК и КСТР, монтируемые ниже УЭЦН. Не смотря на ограниченный срок защиты, который зависит от производительности установки, в целом, они позволяют свести на нет преждевременные отказы по причине солеотложение. Основной минус данной технологии, это необходимость постановки бригады капитального ремонта скважин, для полного подъёма и демонтажа УЭЦН для замены выработавших свой ресурс ПСК и КСТР, однако, при необходимости можно увеличить число спускаемых контейнеров, для того, что бы гарантировать защиту установки в рамках плановых показателей МРП и СНО. Кроме того, КСТР можно применять на горизонтальных скважинах, с интервалами перфорации большой мощности [4].
После ввода скважины в эксплуатацию может использоваться такая технология защиты, как постоянное дозирование ингибитора с помощью УДЭ. Из требований, предъявляемых к данной технологии, являются завершенное обустройство кустовой площадки и стабильное энергоснабжение УДЭ [5]. УДЭ применяются на скважинах с суточным дебитом до 200м 3 /сут, так как при больших дебитах расход ингибитора, для поддержания необходимой концентрации, будет слишком высок, и экономически не оправдан, кроме того, кратно возрастает нагрузка на персонал, обеспечивающий заправку УДЭ реагентами.
На сегодняшний день, имеющиеся в распоряжении добывающих обществ, технологии защиты позволяют охватить сто процентов осложнённого солеотложениями фонда. Выбор той или иной технологии будет определен параметрами работы скважины и степенью завершения обустройства. В ста процентах случаев необходимо использовать ингибированные растворы глушения. На скважинах базового фонда, находящихся на кустовых площадках с завершенным обустройством, и средним суточным дебитом до 200м 3 оптимальным является использование УДЭ. Во всех остальных случаях, включая вновь вводимые скважины, в том числе скважины с горизонтальным окончанием, для защиты от солеотложения оптимально использовать ПСК и КСТР.
Литература:
- Осложнения в нефтедобыче / Н. Г. Ибрагимов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков [и др.]: Под. ред. Н. Г. Ибрагимова, Е. И. Ишемгужина. — Уфа: Издательство научно-технической литературы «Монография», 2003. — 302 с.
- Кутдусов, А. Т. Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами: автореферат дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / Кутдусов Артур Тимерзянович –Уфа, 2002. — 23 с.
- Толстоногов, А. А. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий в области нефтедобычи /А. А. Толстоногов // Фундаментальные исследования. — 2018. — № 11–1. -С. 152–153;
- Чебунин, А. Контейнер в скважине. На переднем крае борьбы с отложениями солей / А. Чебунин // Арсенал нефтедобычи. — 2007. — № 3. — С. 10–11.
- Рагулин, В. В. Исследование солеотложения в скважинах ОАО «НК «Роснефть» — «Ставропольнефтегаз» и ОАО «НК «Роснефть» — «Пурнефтегаз» и рекомендации для его предупреждения / В. В. Рагулин, А. И. Волошин, А. Г. Михайлов, С. П. Хлебников // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». — 200. — № 1. — С. 38–41.
