В практике эксплуатации нефтяных скважин встречаются различные виды осложнений, препятствующие стабильной работе подземного оборудования. Эти проблемы не миновали и добывающие скважины РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», основным видом осложнений на которых является образование асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО), хлоридных и карбонатных солей, коррозия подземного оборудования.
По состоянию на 01.01.2014 года в НГДУ «Речицанефть» 93% скважин механизированного фонда работают в осложненных условиях. Структура осложненного фонда приведена в таблице 1.
Осложнения при работе скважин, связанные с образованием АСПО
Нефти большинства месторождений Беларуси относятся к смолистому парафинистому типу. Согласно результатов ежегодно проводимого институтом «БелНИПИнефть» мониторинга физико-химических свойств разгазированной нефти добывающих скважин НГДУ «Речицанефть», содержание асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) в продукции скважин различных залежей по 79 месторождениям следующее (таблица 2):
Парафинистые нефти составляют основную долю добычи (порядка 77%), высокопарафинистые (порядка 23%), нефти, содержащие значительное количество асфальто-смолистых веществ - до 40%.
Осложнения, вызванные АСПО, имеют место при всех применяемых в НГДУ "Речицанефть" способах добычи. Наиболее значительное проявление осложнений возникает на скважинах механизированного фонда, оборудованных УШГН - 95%. Это препятствует нормальному процессу добычи углеводородного сырья, влечет за собой проведение технологических обработок от АСПО и является причиной частых отказов скважин по причине запарафинивания подземного оборудования. Следствием чего является простой скважины, потери нефти, проведение ПРС и сопутствующие ремонту осложненные подъемы оборудования с затяжками, расхаживанием и методом «труба+штанга», которые значительно влияют на длительность и стоимость не без того дорогостоящего ремонта. Наиболее проблемным в этом плане месторождением является Речицкое, скважины которого эксплуатируются на задонской залежи (8+9пачки) с сопутствующими термобарическими условиями для выпадения парафина, как в призабойной зоне, так и в самом пласте. Значительное образование АСПО отмечено на других залежах Речицкого месторождения (zd4п, vr2п, ln-st), а также Барсуковском, Малодушинском, В.Первомайском, Некрасовском, Надвинском, Осташковичском, З.Тишковском, Н.Давыдовском, Ю.Сосновском и других.
На скважинах НГДУ «Речицанефть» нашли широкое применение следующие методы предупреждения и удаления АСПО с подземного оборудования:
ü тепловой
- обработки горячей нефтью и/или водой с применением агрегата АДПМ;
- обработки 1% водным раствором ПАВ Нефтенол МЛ.
ü химический
- обработки растворителем СГБ (стабильный газовый бензин);
- дозирование ингибиторов парафиноотложения ИПГ-12, СНПХ-7941, Колтек ДН-3130, деэмульгатора Реапон ИК-2.
ü механический
- для ШГН-скважин – скребки-центраторы, устанавливаемые на штангах
- для ЭЦН-скважин – скребки, спускаемые на проволоке (раздвижной и фрез-скребок).
По многим скважинам применяются комплексные методы профилактики и борьбы с АСПО, при которых химические методы могут чередоваться или применяться совместно с тепловыми, а применение механического способа зачастую сопровождается и тем, и другим.
На протяжении нескольких лет перед объединением «РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» стоит задача по сокращению объемов закачиваемой товарной нефти при работах по депарафинизации скважин. Поэтому обработок товарной нефтью становится с каждым годом все меньше. Так, за счет проводимых оптимизационных мероприятий, поиска и внедрения новых технологий, количество обработок горячей нефтью по сравнению с 2004 годом уменьшилось в 3,7 раза. Как показала практика, проведение обработок скважин водным раствором с ПАВами – отличная альтернатива обработкам АДП и горячей водой, т.к. при этом существует возможность увеличения межочистного периода (МОП) обработок за счет лучшего отмыва АСПО с подземного оборудования добывающих скважин.
При выборе химического способа защиты от АСПО разрабатывается индивидуальная технология для каждой скважины в отдельности с учетом особенностей, способа, режима работы, степени осложнений, лабораторной эффективности подбираемого реагента и экономической целесообразности всей технологической схемы. Ингибиторная защита подземного оборудования от осложнений осуществляется, как подачей реагентов в затрубное пространство на динамический уровень, так и по высоконапорному трубопроводу – ВНТ. Согласно проведенной оценки, технологическая эффективность защиты ингибиторами парафиноотложения ИПГ-12 и СНПХ-7941 составляет порядка 60-72%. При этом достигнуто увеличение МРП скважин в пределах от 1,2 до 2,4 раза. Ингибитор Колтек ДН3130 находится на стадии опытно-промысловых испытаний (ОПИ).
Как видно из графика 1, согласно разработанных и внедряемых институтом «БелНИПИнефть» совместно с НГДУ «Речицанефть» мероприятий по борьбе с АСПО, удалось значительно снизить (в среднем на 50%) и в последние 3 года стабилизировать отказы ШГН-скважин по причине запарафинивания на уровне не более 13-15 случаев в год.
Доля отказов подземного оборудования по причине запарафинивания по скважинам, оборудованным УШГН, в 2013 году составила всего 11% от всех отказов по НГДУ «Речицанефть». Отказы скважин, оборудованных УЭЦН, по причине запарафинивания подземного оборудования носят крайне редкий характер и в 2013 году отмечены не были.
Осложнения при работе скважин, связанные с образованием солей
Отложение минеральных солей, так же как и отложение парафина, вызывает серьёзные осложнения при эксплуатации подземного оборудования скважин НГДУ «Речицанефть». На месторождениях Беларуси встречается 2 вида солей: хлоридные и карбонатные. В большинстве случаев соль месторождений Беларуси относится к хлоридному типу NaCl (галит) и выпадает, в основном, в насосе, в НКТ над насосом и в устьевой арматуре скважины. Засоление отмечается как в обводненных, так и в безводных скважинах. В первом случае образование галита возможно при плотности попутной воды от 1,2г/см3 и более, во втором случае при наличии растворимых солей в нефти от 800-1000мг/л и выше. По многим скважинам отмечается одновременное образование, как солей, так и АСПО.
Согласно проведенной оценки, отложения хлоридных и карбонатных солей выявлены по 268 скважинам, что составляет 42% от механизированного фонда скважин НГДУ «Речицанефть». Из них на долю хлоридных солей приходится 93% скважин, карбонатных – 7%.
Хлоридные соли (галит)
Образование хлоридных солей отмечается по скважинам, оборудованным УШГН и УЭЦН. Для борьбы с хлоридными солями на скважинах НГДУ «Речицанефть» применяются следующее методы:
ü обработки пресной водой с применением спецтехники
ü прокладка и использование водоводов от водяных коллекторов системы ППД
ü химическая защита ингибиторами солеотложений ФЛЭК ИСО-5, Напор ИСО-1 и Колтек В9402.
В ходе опытно-промысловой испытаний по оценке эффективности ингибитора ФЛЭК ИСО-5 получены противоречивые результаты. Ингибиторы Напор ИСО-1 и Колтек В9402 находятся на стадии ОПИ.
Благодаря постоянно проводимой работе, направленной на борьбу с хлоридными солями и повышению срока безотказной работы добывающих скважин, число отказов подземного оборудования по засолению галитом в период с 2000 года снизилось практически в 5 раз и в 2013 году составило всего 6 отказов (5% от всех отказов).
Карбонатные соли
За последние 3 года на добывающих скважинах НГДУ «Речицанефть» отмечается рост случаев выпадения в скважинах минеральных солей карбонатного типа и их число, к сожалению, растет. Это является следствием совокупности влияния различных причин на нарушение карбонатного равновесия в обводненных скважинах: широкомасштабное применения технологий соляно-кислотного разрыва пластов, приводящего к насыщению попутных вод карбонатами, случаи несовместимости попутно-добываемой воды с пресной водой, используемой для обработок скважин от хлоридных солей; несовместимость закачиваемых вод системы ППД с пластовыми рассолами, изменение состава попутно добываемой воды на фоне повышения температуры и снижения давления в скважинах. Выпадение карбонатных солей в большинстве случаев отмечается на обводненных скважинах, оборудованных УЭЦН, где температуры на погружном электродвигателе (ПЭД) могут доходить до значений 90-100ОС и выше.
Для борьбы с карбонатными солями на скважинах НГДУ «Речицанефть» применяются следующее методы:
ü обработки 1% водным раствором соляной кислоты НСl с добавлением ингибитора коррозии СНПХ-6302Б;
ü ингибитор карбонатных солей Акварезалт 1010-НГ.
На текущий момент ингибитор Акварезалт 1010-НГ находится на стадии ОПИ, но уже сейчас с уверенностью можно сказать об эффективности его применения в отношении добывающих скважин НГДУ «Речицанефть».
В связи с ростом случаев проявления карбонатов в добывающих скважинах, данной проблеме уделяется особое внимание. Постоянно проводится гидро-химический мониторнг продукции скважин, оценивается совместимость закачиваемых и попутных воды, оперативно принимаются решения по поиску и внедрению эффективных методов защиты, оптимизации уже проводимых мероприятий по предупреждению и удалению карбонатов в скважинах. Работа направлена на скорейшее достижение результатов в части стабилизации и последующего сокращения отказов скважин по причине выпадения карбонатов, аналогично достигнутых положительных результатов на примере борьбы с АСПО и хлоридными солями.
Осложнения при работе скважин, связанные с коррозией подземного оборудования
Тенденция, аналогичная проблеме с карбонатами, также прослеживается в отношении коррозии глубинно-насосного оборудования и НКТ, приводящей к отказам и преждевременным подъемам скважин, что удорожает себестоимость 1 тонны добываемой нефти. По состоянию на 01.01.2014 года порядка 38% скважин механизированного фонда в разной степени осложнены коррозией, причем в большинстве случаев страдают скважины, оборудованные УЭЦН. В 2013 году при каждом втором подъеме УЭЦН наблюдались коррозионные повреждения подземного оборудования разной степени воздействия - от незначительных до сквозных отверстий в металле. Проблема довольно актуальна и если до 2005г. отмечались единичные случаи выявления коррозионных повреждений при подъемах и отказах по этой причине, то начиная с 2006г. отмечается рост этого показателя (график 4). В 2013г. сквозная коррозия стала причиной 27 подъёмов как работоспособного - 14 случаев, так и отказного подземного оборудования – 13 случаев, причем все отказы пришлись на скважины, оборудованные УЭЦН. Основное место коррозии по ЭЦН-скважинам – НКТ, кабель, ПЭД, реже ЭЦН; по ШГН-скважинам – клапана, плунжер и цилиндр насоса. Коррозионные повреждения подземного оборудования носят как общий, так и локальный характер. Часто встречающиеся виды коррозии по характеру повреждения – сквозная, язвенная, кавернообразная.
Основной причиной повышения количества отказов вследствие коррозионного воздействия является работа скважин в высококоррозионных средах, обусловленных повышенной обводненностью (60-99%) и минерализацией (1,18-1,25г/см3) добываемого флюида в присутствии растворенного углекислого газа и/или сероводорода.
Для борьбы с коррозией на скважинах НГДУ «Речицанефть» применяются следующее методы:
ü химическая защита ингибитором коррозии СНПХ-6302Б и Инкоргаз-111;
ü протекторная (электрохимическая) защита ПЭД;
ü использование коррозионностойкого оборудования.
Ингибитор коррозии Инкоргаз-111 и протекторная защита ПЭД находятся на стадии ОПИ, также в 2014 году планируется проведение ОПИ защитного покрытия Маjorpack для предотвращения коррозии НКТ.
Как показывает практика, применение ингибиторов коррозии для защиты НКТ может быть эффективно как с технической, так и с экономической точек зрения и напрямую зависит от качества организации данной защиты - правильности подбора реагента, его концентрации и способа подачи в скважины. На текущий момент порядка 20 скважин НГДУ «Речицанефть» работают с ингибитором коррозии СНПХ-6302Б и случаев повторения факта сквозной коррозии НКТ на фоне ингибирования не происходило; по некоторым скважинам уже наблюдается увеличение МРП.
Подводя итоги, необходимо отметить, что проблеме осложняющих факторов в процессе добычи углеводородного сырья на месторождениях Беларуси уделяется особое внимание. Учитывая, что большинство месторождений находятся на последней 4-й стадии разработки, обводненность продукции неуклонно растет и многие скважины при этом оборудованы УЭЦН, в ближайшее время, возможно усугубление ситуации по карбонатным солям и коррозионному воздействию на оборудование скважин. Для эффективного решения этих проблем нами постоянно ведется работа по совершенствованию применяемых технологических решений, оперативному внедрению необходимых мероприятий, проведению опытно-промысловых испытаний новых эффективных схем и технологий, направленных, в первую очередь, на повышение срока безотказной работы добывающих скважин. РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» в лице института «БелНИПИнефть» всегда открыто для обмена научным и практическим опытом, сотрудничества с другими нефтедобывающими компаниями и фирмами-производителями.
