Эксплуатация механизированного фонда скважин в осложненных условиях

На поздней стадии разработки месторождений одной из основных проблем при эксплуатации нефтяных скважин РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» является образование на подземном оборудовании асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО), хлоридных и карбонатных солей, коррозионные процессы под действием агрессивных сред, засорение мех.примесями. В течение 2016 года в НГДУ «Речицанефть» 673 скважины эксплуатировались механизированным способом: 378 скважин – УШГН и 295 – УЭЦН, из них 92% объектов с одним или одновременно несколькими видами осложнений: АСПО и хлоридная соль, коррозия и хлоридная соль, АСПО и коррозия, АСПО с карбонатной и хлоридной солью и т.д., что требует особого индивидуального подхода к решению проблем. Структура осложненного фонда скважин НГДУ «Речицанефть» приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Структура осложненного фонда скважин НГДУ «Речицанефть» в 2016 г.
* - осложнения комплексного характера.

Проблеме борьбы с осложнениями при добыче нефти в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» уделяется особое внимание. Постоянно проводятся работы по поиску и внедрению новых прогрессивных технологий, разрабатываются и успешно внедряются на практике собственные разработки БелНИПИнефть и технические решения. Отдельное внимание акцентировано на внедрении промысловой нефтехимии. За последние 15 лет на добывающих скважинах НГДУ «Речицанефть» проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) большинства известных способов и технологий по борьбе с осложнениями. Далеко не все испытуемые технологии нашли дальнейшее промышленное внедрение на осложненном фонде скважин. При этом основной акцент ставился не только на технологическую эффективность, но и экономическую целесообразность.

Осложнения при работе скважин, связанные с образованием АСПО

Наиболее значительное проявление осложнений возникает на скважинах механизированного фонда, оборудованных УШГН – 95,2%, которым в большинстве случаев свойственно образование АСПО на подземном оборудовании (НКТ, штанги) и в нефтелиниях. Наиболее проблемным в этом плане месторождением является Речицкое, скважины которого эксплуатируются на задонской залежи (8+9 пачки) с сопутствующими термобарическими условиями для выпадения парафина, как в призабойной зоне, так и в самом пласте, что может снижать продуктивные характеристики скважин.

Нефти большинства месторождений Беларуси относятся к смолистому парафинистому типу. Институтом «БелНИПИнефть» ежегодно проводится мониторинг физико-химических свойств разгазированной нефти и проб АСПО, отобранных с насосного оборудования при проведении ремонта скважин, с определением процентного содержания асфальтенов, смол, парафинов, мех.примесей, а также температуры плавления АСПО и/или парафина, выделенного из нефти или проб АСПО. Полученные результаты позволяют более детально оценивать степень проблемы и осложненности скважины АСПО для последующего подбора эффективных технологий для борьбы с запарафиниванием подземного оборудования. Именно по этой причине зачастую 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 скважинах НГДУ «Речицанефть» нашли применение следующие методы предупреждения и удаления АСПО с подземного оборудования добывающих скважин:

• тепловой

- обработки горячей товарной нефтью с применением агрегата АДПМ-12/150;

- обработки горячей водой с применением агрегатов СИН-32, АНК-50 и АДПМ-12/150;

- использование греющего кабеля (ФОН, ЭЦН).

• химический

- дозирование по высоконапорному трубопроводу ВНТ ингибиторов парафиноотложения ИПГ-12, СНПХ-7941, Колтек ДН3130

- обработки растворителем СГБ (стабильный газовый бензин), собственного производства;

- обработки растворителем КР-01 (разработка БелНИПИнефть)

• тепло-химический

- обработки 1% водным раствором ПАВ Нефтенол МЛ;

- обработки 1% водным раствором СНПХ-7890 (на стадии ОПИ);

• механический

- для ШГН-скважин – винтовые скребки-центраторы, устанавливаемые на штангах, конструкции БелНИПИнефть

- для ЭЦН-скважин – скребки, спускаемые на проволоке конструкции РУП «ПО «Белоруснефть» (раздвижной и фрез-скребок).

Касаемо теплового способа воздействия на АСПО за счет проведения оптимизационных мероприятий и внедрения новых технологий, нефтехимии с целью экономии товарной нефти за 10 лет объем обработок данным видом теплоносителя уменьшен в 3,5 раза. Обработки горячей водой для удаления АСПО менее затратные по сравнению с обработками нефтью, являются эффективными и распространены, как на обводненном фонде скважин, так и на объектах с одновременным образованием АСПО и хлоридных солей, что позволяет эффективно устранять сразу несколько проблем. Объемы обработок горячей водой варьируются в большинстве случаев от 20 до 36м³ в зависимости от объема скважины и необходимости обеспечения циркуляции жидкости для выноса расплавленных частиц АСПО.

Зачастую на скважинах применяются комплексные технологии для профилактики и удаления АСПО: обработки горячей водой или нефтью (иногда с ПАВ) с дозированием в затрубное пространство или по ВНТ ингибиторов АСПО/солей. Как показало время и опыт использования, данный способ позволяет эффективно противостоять осложнениям не только на скважинах, оборудованных УШГН, но и на скважинах с технологией одновременно-раздельной добычи нефти с 2-х горизонтов (ОРД), а таких скважин в НГДУ «Речицанефть» насчитывается 30 единиц с тенденцией дальнейшего роста фонда.

Технология электропрогрева подземного оборудования греющим кабелем (ГК) внедрена в декабре 2014 года на 3 скважинах НГДУ «Речицанефть»: №25 С.Домановичского, 43 Судовицкого и 12 Малодушинского месторождений (таблица 2).

Таблица 2 – Технические параметры объектов ОПИ греющего кабеля

Опыт использования ГК на скважинах НГДУ «Речицанефть» успешен: за период его применения отказов по причине запарафинивания подземного оборудования не происходило, дополнительные мероприятия по борьбе с АСПО не проводились. На всех скважинах наблюдалась стабильная работа греющего кабеля и подземного оборудования (ремонтов и подъемов ГК не было). Достигнута технологическая эффективность: по состоянию на 01.06.2017 года общее сокращение СПО скребка составило 4408 операций, сэкономлено порядка 144 технологических обработок от АСПО. При этом в процессе ОПИ ГК был проведен ряд мероприятий, направленных на снижение потребления электроэнергии при работе кабеля.

Химический способ защиты от АСПО, а именно технология ингибиторной защиты подземного оборудования была впервые применена в 2002 году за счет постоянного дозирования реагента в затрубное пространство нефтяной скважины. Внедрение нефтепромысловой химии нашло широкое применение на добывающих скважинах осложненного фонда НГДУ «Речицанефть», доказало свою технологическую и экономическую эффективность, простоту и доступность в использовании не только по воздействию на АСПО, но и солеотложения, коррозию. Всего по состоянию на 01.01.2017 года для защиты подземного оборудования от осложняющих факторов, таких как АСПО, солеотложения и коррозия используется 11 различных наименований химреагентов. Общее количество скважин с нефтехимией составляет 318 единиц или 48% от действующего механизированного фонда, из них 262 скважины оборудованы УШГН (70% от действующего фонда УШГН). На 10-ти скважинах применяются 2 вида реагентов одновременно. В значительной степени сокращено количество и объемы проводимых технологических обработок с применением спецтехники.

К выбору нефтехимии для борьбы с АСПО подход тщательный и поэтапный. Ежегодно в отделе аналитических исследований БелНИПИнефть проходят тестирование десятки реагентов и только единицы показывают эффективность на необходимом и достаточном уровне. К промышленному внедрению допускаются химреагенты, успешно прошедшие несколько стадий отбора: оценка рейтинга и надежности компании-производителя с отзывами на предлагаемую нефтехимию о результатах проведения ОПИ реагента в других нефтяных регионах, лабораторное тестирование в БелНИПИнефть, технико-экономическое обоснование проведения ОПИ реагента с учетом экономической целесообразности, опытно-промысловые испытания на скважинах добывающего фонда НГДУ «Речицанефть», положительное решение технико-экономического совета о дальнейшем промышленном использовании реагента, прошедшего стадию ОПИ с учетом экономической целесообразности.

Основные хим.реагенты, применяемые для дозирования с целью предупреждения образования АСПО:

• ингибиторы ИПГ-12 и СНПХ-7941,
• диспергатор Колтек ДН3130.

Совместно с применением тепло-химического способа воздействия на АСПО за счет обработок 1% горячими водными растворами ПАВ Нефтенол МЛ и СНПХ-7890 количество скважин с нефтехимией от АСПО на 01.01.2017г составляет 232 единицы.

Как показала практика, проведение обработок скважин водным раствором с ПАВ – 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. МОП при обработках по многим скважинам увеличен в 1,5-2 раза, объемы обработок с ПАВ – 20-30м³, температура водных растворов 85-95^ОС. Количество скважин, обрабатываемых водными растворами с ПАВ, составляет порядка 47 единиц.

Динамика внедрения промысловой нефтехимии в области борьбы с АСПО в период 2009-2016гг представлена на рисунке 1, на котором видна положительная устойчивая динамика на протяжении всего периода внедрения. На текущий момент, достигнут почти 100% охват скважин нефтехимией, оборудованных УШГН, которые ранее обрабатывались товарной нефтью с применением АДП.

Рисунок 1 – Динамика внедрения нефтехимии для защиты подземного оборудования скважин НГДУ «Речицанефть» от АСПО в период 2009-2016гг.

Основная доля объектов, подходящих под внедрение нефтехимии, с технологической точки зрения уже охвачена и на текущий момент стоит задача не только удержать достигнутые результаты и оптимизировать полученные, но и более массово распространить технологию на периодическом фонде скважин с учетом экономической целесообразности и необходимых технических решений.

В НГДУ «Речицанефть» применяют 4 способа подачи нефтехимии в скважины:

• дозирование по ВНТ на прием насоса;

• дозирование в затрубное пространство на динамический уровень;

• дозирование в нефтелинию или водовод, подключенный к затрубному пространству скважины;

• добавление химреагента в проводимые технологические обработки водой с применением спецтехники.

Главным критерием выбора способа подачи ингибитора является положение динамического уровня в скважине. При низком динамическом уровне - не более 400 м над приемом насоса, выбирается способ подачи реагента в затрубное пространство, основным достоинством которого является возможность организации дозирования реагента в любое время эксплуатации скважины без постановки бригады ПРС. В данном случае необходим монтаж только устьевого блока УБПР. Тем не менее, дозирование ингибиторов по ВНТ на скважинах НГДУ «Речицанефть» наиболее распространено. Впервые внедрение ВНТ датируется 2006 годом, когда были начаты ОПИ по 2-м скважинам, а массовое внедрение технологии пришлось на 2011 и последующие годы. ВНТ использовался 2-х видов: металлический и полимерный. На сегодняшний день практически весь фонд скважин оснащен полимерным ВНТ внутренним диаметром 7 мм, а для скважин с технологией ОРД зачастую ВНТ диаметром 15 мм, служащим для отвода газа из нижележащего горизонта. По сравнению с железным ВНТ, полимерный показал себя наиболее устойчивым к механическим повреждениям при спуско-подъемных операциях и коррозии в процессе эксплуатации. На сегодняшний день дозирование реагентов по ВНТ осуществляется на 149 скважинах, из них по 2-м на Речицком месторождении трубопровод применяется для подачи растворителя СГБ (стабильный газовый бензин) с целью добычи высоковязкой нефти.

Внедрение ингибиторов парафиноотлождения позволило в большинстве случаев повысить МОП по технологическим обработкам скважин в 2-3 и более раз, а в некоторых случаях и вовсе отказаться от их проведения. За счет существенного снижения затрат на спецтехнику и сокращения непродуктивного времени работы скважин во время выноса закачанных технологических жидкостей по большинству объектов получен значительный экономический эффект. Так, удельный годовой экономический эффект по скважинам с дозированием ингибитора от АСПО по ВНТ, начиная со 2 года от начала внедрения, составляет порядка 15 – 17 тыс.$. В свою очередь, технологический эффект от внедрения ВНТ и ингибиторов парафиноотложения ИПГ-12 и СНПХ-7941 в промысловых условиях, согласно проведенных ранее оценок, составляет порядка 70%.

Растворители СГБ и КР-01, применяемые для удаления отложившихся АСПО с подземного оборудования являются продуктом собственного производства РУП «Производственное объединение «Белоруснефть». Растворитель КР-01 разработан в БелНИПИнефть, более сложен по своему составу по сравнению с реагентом СГБ. В КР-01 входят не только растворяющие, но и моющие вещества. Данный реагент находится на стадии ОПИ и уже сейчас показывает положительные результаты наряду с экономической эффективностью. По окончании ОПИ будет принято решение о его массовом внедрении на добывающем осложненном фонде скважин НГДУ «Речицанефть». Под обработки растворителями СГБ и КР-01 подбирают ШГН-скважины с низким динамическим уровнем и/или работающие в периодическом режиме. Объем обработки растворителем колеблется в районе 4м³.

Таким образом, как показал многолетний опыт использования нефтехимии на скважинах НГДУ «Речицанефть», внедрение регентов для борьбы с осложнениями целесообразно и выгодно, как с технологической, так и с экономической точки зрения.

Механический способ удаления АСПО и для центровки колонны штанг

Начиная с 2009 года для ШГН-скважин применяются винтовые скребки-центраторы конструкции БелНИПИнефть, устанавливаемые на штанги взамен применяемых ранее стационарных и плавающих скребков-центраторов (рисунок 2).

Рисунок 2 – Штанговые скребки-центраторы для ШГН-скважин, конструкции БелНИПИнефть

1. винтовой скребок конструкции БелНИПИнефть

2. обычный скребок (более не применяется).

Винтовые скребки конструкции БелНИПИнефть, в отличие от ранее применяемых, имеют 2 канала с бОльшим проходным сечением и обладают незначительным гидравлическим сопротивлением, что позволяет в большей степени выносить срезанный со стенок НКТ парафин потоком добываемой жидкости. Кроме того, винтовые скребки-центраторы препятствуют преждевременному износу штанг и НКТ в интервалах с большой кривизной ствола скважины. Производство винтовых скребков поставлено на поток, их наплавка на штанги диаметром 19 и 22 мм производится собственными силами ПУ «Нефтебурсервис». С уверенностью можно сказать, что для центровки колонны штанг скребок оказался весьма эффективным, т.к. за последние годы значительно сократились отказы скважин по причине обрыва штанг вследствие их истирания о колонну НКТ.

Для фонтанных и ЭЦН-скважин для очистки колонны НКТ-73, НКТ-60 от АСПО применяются раздвижные и фрез-скребки собственной конструкции. Периодичность спуска скребка может колебаться от 1 раза в месяц до 3-4 раз в сутки и зависит от степени и интенсивности образования в трубах АСПО.

В разное время применялись и другие технологии по борьбе с АСПО, которые хорошо себя зарекомендовали, но не нашли широкого применения на скважинах НГДУ «Речицанефть»: использование 1,5-рядного лифта с пропаркой «малого» затруба установкой ППУ, магнитные депарафинизаторы для ШГН-скважин, устанавливаемые в колонне НКТ ниже интервала начала образования АСПО. А вот такие технологии, как использование погружных контейнеров с твердым ингибитором «Трил», ПАВ Мегалюкс оказались не эффективными. К сожалению, не было достигнуто результатов и по тепловому воздействию на призабойную зону пласта электронагревателем, спускаемым на кабеле. В свое время прорабатывался вопрос использования кварцевого депарафинизатора Enercat (производства Канада), который так и не был закуплен в связи с низкой окупаемостью по причине снижения мировых цен на нефть, а также различных полимерных, эмалевых, силикатно-эмалевых, стеклоэмалевых, полиакриламидных и других покрытий труб для профилактики образования АСПО.

Согласно рисунку 3 наблюдается явная тенденция снижения количества отказов скважин по причине запарафинивания подземного оборудования.

Рисунок 3 – Динамика отказов подземного оборудования скважин по причине запарафинивания

Подведя итог, с большой уверенностью можно сказать, что применяемые комплексные мероприятиями по борьбе с АСПО на скважинах НГДУ «Речицанефть» позволили существенно сократить отказы подземного оборудования по причине запарафинивания, что доказывает их эффективность.

Осложнения при работе скважин, связанные с образованием солей

Добывающим скважинам месторождений Беларуси свойственно 2 вида минеральных солей: хлоридная соль (галит) и карбонатная. Осаждение солей хлорида натрия вызвано геологическими причинами – сопутствующая с нефтью добыча минерализованной попутно добываемой воды плотностью 1,2 г/см³ и выше. Хлоридная соль выпадает в насосе, в НКТ над насосом и в устьевой арматуре скважин. На рисунке 4 представлена хлоридная соль, отобранная при ревизии подземного оборудования УЭЦН-скважины №105 Осташковичского месторождения.

На скважинах НГДУ «Речицанефть» для защиты подземного оборудования от хлоридных солей применяется:

• химическая защита ингибиторами;
• обработки скважин пресной водой.

Рисунок 4 – Хлоридная соль, отобранная из подземного оборудования

УЭЦН-скважины №105 Осташковичского месторождения.

Засоление хлоридами приводит к преждевременному выходу из строя насосного оборудования и необходимости проведения постоянных мероприятий по предотвращению появления и удалению галита посредством проведения обработок пресной водой с применением спецтехники. Учитывая, что данный вид обработок является затратным, особенно если МОП по таким мероприятиям 1-3 суток, актуальным в свое время стал вопрос подбора эффективных химреагентов. Учитывая, что хлоридная соль при добыче нефти является редким явлением в России и странах СНГ, заводы-производители химической продукции массово не ориентированы и не обладали широкой линейкой реагентов для борьбы с данным видом осложнения. Тем не менее, благодаря тесному сотрудничеству БелНИПИнефть с заводами-производителями за несколько лет удалось подобрать, а в некоторых случаях и разработать под условия месторождений Беларуси, такие ингибиторы хлоридных солей, как Флэк ИСО-5, Напор ИСО-1 и Колтек В9402. Все 3 ингибитора прошли лабораторное тестирование и стадию ОПИ.

Ингибитор ФЛЭК ИСО-5 начал применяться в качестве ОПИ с 2009 года и показал частичный избирательный эффект: явная эффективность на одних скважинах и её отсутствие на других. Его главной заслугой является высокий эффект на одном из самых проблемных объектов в отношении хлоридных солей – скважине № 40 Малодушинского месторождения, осложненной также и АСПО, по которой только за 1 год применения ФЛЭК ИСО-5 с октября 2009 г. по октябрь 2010 г. объемы закачиваемой пресной воды были сокращены более чем на 800 м³. В начале 2016 года ФЛЭК ИСО-5 успешно дозировался в нефтелинию скважины № 87 Осташковичского месторождения, МОП по обработкам которой был увеличен на 3 суток, затем его дозирование прекратилось из-за полного расхода. По другим скважинам эффект получен не был.

В 2015 году успешно проведены ОПИ другого ингибитора хлоридных солей - Напор ИСО-1, подобраны объекты под его дальнейшее промышленное внедрение, но как выяснилось при попытке закупки данного реагента производителем был прекращен его выпуск из-за низкого спроса.

В 2016 году после успешно проведенных ОПИ ингибитора Колтек В9402 началось его активное внедрение на осложненных хлоридным солеотложением скважинах НГДУ «Речицанефть». По состоянию на 01.01.2017 года ингибиторной защитой Колтек В9402 охвачено 24 скважины, сокращение объемов закачиваемой пресной воды от солей составило порядка 10,5 тыс.м³, при этом в денежном выражении снижение затрат на спецтехнику составило 260 тыс. у.е. Количество отказов насосного оборудования по причине выпадения хлоридных солей сокращено до минимальных значений. Таким образом, в настоящее время именно этот ингибитор нашел массовое распространение на добывающих скважинах НГДУ «Речицанефть» и его внедрение будет продолжено.

Помимо используемой ингибиторной защиты для борьбы с хлоридными солями БелНИПИнефть был разработан «Комплекс мероприятий по стационарной подаче воды в скважины, эксплуатируемые с повышенным солеотложением на подземном оборудовании в процессе добычи нефти». Целью данной работы явилась экономически обоснованная прокладка водоводов от нагнетательных скважин системы ППД к добывающим, где это необходимо.

По состоянию на 01.01.2017 г. фонд нефтяных скважин, обрабатываемых водой из водоводов, насчитывает 39 единиц. Зачастую, прокладка водовода осуществляется собственными силами промыслов. Водовод оснащается штуцерной камерой с фильерой, разработанной в БелНИПИнефть (рисунок 5), что позволяет осуществлять относительно точную дозировку подаваемой воды в затрубное пространство скважины.

Рисунок 5 – Штуцерная камера с фильерой конструкции БелНИПИнефть

Фильера изготовлена из твердого сплава ВК-6 и ВК-8, что практически исключает ее «размыв» потоком воды. Дозирование воды может осуществляться, как в постоянном режиме, так и в периодическом за счет открытия/закрытия задвижки оператором, при этом расход воды в единицу времени зависит от диаметра фильеры (на водоводах добывающих скважин применяются фильеры от 0,7 до 5 мм). Суммарный объем закачанной воды по водоводам в период 2011-2016 гг для технологических обработок добывающих скважин составил более 156 тыс.м³. При среднем объеме одной обработки водой 10м³ сэкономлено порядка 15 600 операций по проведению обработок с привлечением технологического транспорта, что в денежном эквиваленте составляет около 3,9 млн.у.е.

В целом, за счет успешно применяемых методов борьбы с хлоридным солеотложением удалось значительно сократить ежегодное количество отказов подземного оборудования из-за данного вида осложнения. Положительная динамика отказов скважин по причине засоления хлоридными солями представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 – Динамика отказов скважин по причине засоления хлоридными солями

Стоит отметить, что подаваемая по водоводу технологическая вода не всегда химически совместима с попутно добываемыми водами обрабатываемых скважин. Из-за этого существует риск засоления насосного оборудования карбонатными солями. Поэтому, перед тем, как проложить к скважине водовод проводятся работы по оценке совместимости попутно добываемой и технологической воды с помощью программного комплекса для имитации геохимических процессов SOMIX_BEL (разработчик-институт геоэкологии РАН, В.Н. Озябкин).

Основная причина образования и отложения карбонатных солей при добыче жидкости – это нарушение карбонатного равновесия за счет перенасыщения попутно добываемых вод под действием высоких температур, изменения давления и в случае несовместимости попутных и технологических вод, используемых в системе ППД или при проведении обработок скважин. Проблема относительно новая, до 2010 года отказы подземного оборудования скважин по данной причине носили единичный характер.

Так, в конце 2012 года в НГДУ «Речицанефть» от карбонатных солеотложений начаты ОПИ ингибитора Акварезалт 1010-НГ, который успешно прошел лабораторное тестирование в БелНИПИнефть. Итоги ОПИ подведены в 2014 году: ингибитор Акварезалт 1010-НГ признан эффективным и рекомендован к промышленному внедрению. На текущий момент реагент применяется на 13 проблемных скважинах, вероятность выпадения по которым карбонатных солей в осадок высока: скважины Осташковичского, Ю.Осташковичского, Ю.Сосновского и др. месторождений.

В 2015 году на 4-х скважинах Осташковичского и Ю.Осташковичского месторождений начаты ОПИ ингибитора карбонатных солеотложений СолМастер-7010 марка А. Итоги испытаний подведены в конце 2016 года, ингибитор признан успешными. Эффективные дозировки реагентов находятся на уровне 100 г/м³ добываемой воды или жидкости.

Также для борьбы с карбонатами в НГДУ «Речицанефть» применяются солянокислотные обработки – закачка ингибированного 1% раствора соляной кислоты в затрубное пространство скважины или в НКТ; на стадии ОПИ находится закачка 3% раствора соляной кислоты с добавлением ингибитора коррозии СНПХ-6302Б.

На рисунке 7 представлена общая динамика внедрения химреагентов, направленных на борьбу с хлоридным и карбонатным солеотложением на подземном оборудовании добывающих скважин.

Рисунок 7 – Динамика внедрения химреагентов от хлоридных и карбонатных солеотложений за период 2009-2016 гг.

Благодаря комплексным мероприятиям наряду с внедрением нефтехимии ситуация по отказам подземного оборудования вследствие отложения карбонатных солей стабилизировалась и с 2016 года заметно улучшилась (рисунок 8).

Рисунок 8 – Динамика отказов скважин по причине засоления карбонатными солями

Как видно из рисунка 8 динамика отказов скважин по причине засоления карбонатами достигла своего пика в 2014 году, когда при 23 подъемах оборудования в пробах осадков обнаружены карбонатные минералы, из которых в 8 случаях отложения карбонатных солей явились причиной отказа насосного оборудования скважин.

Таким образом, применяемые в настоящий момент в НГДУ «Речицанефть» методы и способы борьбы с солеотложением позволили существенно сократить ежегодное количество отказов насосного оборудования из-за хлоридных солей до минимальных значений, а по карбонатным солям – стабилизировать и значительно улучшить ситуацию по сравнению с предыдущим периодом. Работы в данном направлении продолжаются.

Осложнения при работе скважин, связанные с коррозионным воздействием

Еще одним из видов осложнений, свойственных скважинам НГДУ «Речицанефть», является проблема коррозии, которой в большинстве случаев подвергаются скважины, оборудованные УЭЦН. Наиболее часто коррозионные повреждения вплоть до сквозных отверстий отмечаются в НКТ, страдает кабельная линия, ПЭД, реже ЭЦН, гидрозащита, газосепаратор. Среды, в которых работают УЭЦН, являются коррозионно-агрессивными с повышенным содержанием углекислого газа, сероводорода, высокой обводненностью и скоростью восходящего потока. Одним из самых распространенных видов коррозионного повреждения оборудования является электрохимическая жидкостная коррозия или электрохимическая жидкостная эрозия в результате воздействия агрессивной скважинной жидкости (рисунок 9, 10 и 11).

Рисунок 9 – Электрохимическая жидкостная коррозия НКТ пр-ва Синарского трубного завода, поднятых из скв.№128 Южно-Осташковичского м-я с наработкой 372 суток

Рисунок 10 – Электрохимическая жидкостная избирательная коррозия НКТ пр-ва Синарского трубного завода, поднятых из скважины №62 Вишанского м-я с наработкой 788 суток

Рисунок 11 – Электрохимическая жидкостная эрозия НКТ пр-ва Синарского трубного завода, поднятых из скважины №149 Южно-Сосновского месторождения с наработкой 847 суток

На скважинах НГДУ «Речицанефть» для защиты подземного оборудования от коррозионных и эрозионных процессов применяется следующее:

• защита ингибиторами коррозии СНПХ-6302Б, Инкоргаз-111, КорМастер1085 (на стадии ОПИ);

• спуск компоновок, включающих проставочные кольца «СВАБ» для минимизации процесса эрозионного/кавитационного разрушения ниппельной части НКТ;

• защитный комплект резьбы трубы ЗРТ-73 конструкции БелНИПИнефть для защиты от эрозионной коррозии ниппельной части трубы, устанавливаемой над обратным клапаном ЭЦН;

• протектора коррозии ПЭД из сплава Д16, АК5М2, В95 (на стадии ОПИ), конструкции БелНИПИнефть;

• использование коррозионно-износостойкого оборудования (ПЭД, кабельный удлинитель и др.);

• использование протектолайзеров для защиты кабельного удлинителя от мех.повреждений в процессе СПО с последующим развитием коррозионных процессов (начало ОПИ).

• применение НКТ с содержанием хрома 13% (на стадии ОПИ).

Периодически прорабатываются вопросы применения труб с различными покрытиями, однако данные технологии так и не нашли выхода на ОПИ в связи с дороговизной и низкой окупаемостью, сложной логистической схемой. Из последнего прорабатывались такие покрытия труб от коррозии, как полимерные вкладыши DUOLINE® производства США, представленной компанией «MaxTube Limited» и защитные покрытия Majorpack производства ЗАО «Торговый дом «НПО».

Одним из эффективных мероприятий по защите подземного оборудования от воздействия агрессивных сред является защита ингибиторами коррозии.

По состоянию на 01.01.2017 года ингибиторной защитой подземного оборудования от коррозии охвачено 52 скважины. При этом используется 3 вида хим.реагентов: СНПХ-6302Б, Инкоргаз-111 и Кормастер 1085 (стадия ОПИ). Наиболее массово распространен ингибитор СНПХ-6302Б – охвачено 36 скважин. Динамика внедрения ингибиторов коррозии представлена на рисунке 12.

Рисунок 12 – Динамика внедрения химреагентов от коррозии за период 2011-2016 гг.

Видится положительная тенденция внедрения промысловой нефтехимии на скважинах в области борьбы с коррозией. За последние 3 года количество скважин с ингибиторной защитой от коррозии увеличилось более чем в 8 раз (с 6 единиц на начало 2013 год до 52 в настоящее время). В 2015 году подведены итоги ОПИ ингибитора коррозии Инкоргаз-111, начатые в январе 2014 года, которые признаны успешными, его дозирование осуществляется на 12 скважинах, из них по 4-м скважинам в рамках проекта по термогазовому воздействию «Виша-Термогаз» для защиты подземного оборудования от агрессивного воздействия углекислого газа. ОПИ ингибитора коррозии Кормастер1085 начаты в 2015 году на 4-х скважинах НГДУ «Речицанефть», итоги которых будут подведены в 2017 году.

Учитывая, что ингибитор СНПХ-6302Б начал внедряться раньше остальных с 2011 года, по 47% скважин уже получена эффективность за счет отсутствия коррозионных повреждений при подъеме (продление ресурса работы НКТ и другого оборудования) или повышения срока безотказной работы скважин по сравнению с наработкой, при которой произошел отказ по причине коррозии подземного оборудования (значительная экономия на ремонтных работах).

За период 2013-2016 гг. на добывающих скважинах НГДУ «Речицанефть» выявлено 26 случаев эрозионного/кавитационного разрушения ниппельной части НКТ, установленных в нижней части подвески скважины, в том числе в 2016 году 7 случаев. В большинстве случаев эрозионному/кавитационному повреждению подверглись трубы, установленные в нижней части подвески над обратным клапаном. Подобный характер разрушения обусловлен турбулизацией движения скважинной жидкости и завихрениями, возникающими в результате изменения скорости и структуры потока при прохождении через обратный и сливной клапана УЭЦН. Для минимизации вышеуказанных процессов на проблемных скважинах с 2014 года предусмотрен спуск компоновок, включающих проставочные кольца «СВАБ», устанавливаемые в муфте НКТ для устранения зазора, остающегося после свинчивания ниппельной и муфтовой частей двух труб. Сваб-кольца показывают высокую эффективность.

Следует отметить, что наиболее подвержена эрозионной коррозии ниппельная часть трубы, устанавливаемой непосредственно над обратным клапаном. Для решения данной проблемы БелНИПИнефть был разработан защитный комплект резьбы трубы ЗРТ-73, включающий втулку обратного клапана, втулку НКТ и резиновую манжету (рисунок 13).

Рисунок 13 – Комплект резьбы трубы ЗРТ-73 конструкции БелНИПИнефть для защиты от эрозионной коррозии ниппельной части трубы, устанавливаемой над обратным клапаном ЭЦН

Данный комплект устанавливается в зазор, остающийся в обратном клапане после ввинчивания ниппельной части НКТ, исключая завихрения, возникающие в этом месте. В 2016 году комплект ЗРТ-73 внедрен на 10-ти скважинах НГДУ «Речицанефть». В настоящее время опытно-промысловые испытания продолжаются, ведется постоянный мониторинг работы скважин с ЗРТ-73. В 2017 году внедрение защитного комплекта на проблемных скважинах НГДУ «Речицанефть» продолжено.

Среди коррозии подземного оборудования необходимо выделить отдельно коррозию ПЭД УЭЦН. За 2016 год при ревизии поднятых ЭЦН коррозия ПЭД была зафиксирована в 12-ти случая. В отдельных случаях корпус ПЭД был корродирован до сквозных отверстий, что привело к попаданию пластовой жидкости в ПЭД и отказу установки. Для защиты ПЭД от коррозии в НГДУ «Речиценефть» применяется либо коррозионностойкий ПЭД, либо протектор коррозии конструкции БелНИПИнефть, спускаемый в компоновке ниже электродвигателя. Протектор обеспечивает защиту ПЭД за счёт большей химической активности металла протектора, т.е. выступает «жертвенным анодом». Протекторы коррозии ПЭД были спущены в 16 скважин НГДУ «Речицанефть», впервые – в декабре 2012 года на скважинах №№20 и 114 Золотухинского месторождения (по этим же скважинам спущены НКТ с содержанием хрома 13%, стадия ОПИ). За 2016 год протекторы коррозии ПЭД были подняты из 5 скважин. Ревизия поднятого оборудования показала, что протектор работает, но окончательный вывод об эффективности протекторной защиты будет сделан по результатам подъёмов по другим скважинам, в которых протектор применяется в паре с ПЭД некоррозионностойкого исполнения. На рисунке 14 представлен характер повреждения протектора коррозии ПЭД, поднятого из скважины №103 Ю.Сосновского месторождения в августе 2015 года.

Рисунок 14 - Характер повреждения протектора коррозии ПЭД, конструкции БелНИПИнефть, поднятого из скважины №103Ю.Сосновского м-я (ННО 410сут).

Эффективность протекторной защиты зависит от разности электродных потенциалов катода (углеродистая сталь) и «жертвенного» анода (сплав протектора). Чем выше разность электродных потенциалов, тем эффективнее защита. Однако, чрезмерно низкий электродный потенциал сплава, как, например, у магниевых (~ -1,2 В), также нежелателен по причине быстрого разрушения. При изготовлении первых протекторов конструкции БелНИПИнефть применялись легкосплавные бурильные трубы. Материал труб представлял собой сплав Д16 или АК5М2. Электродный потенциал углеродистой стали в минерализованной воде составляет -0,4 В, электродный потенциал дюралюминия -0,5 В. Как видно, разность электродных потенциалов небольшая. В связи с этим, в 2015 году БелНИПИнефть был проработан вопрос по усовершенствованию применяемого сплава, используемого при изготовлении протектора ПЭД. Так, для повышения эффективности защиты ПЭД был предложен сплав с более низким электродным потенциалом – деформируемый алюминиевый сплав В95 с электродным потенциалом в минерализованной воде порядка -0,65 В. Применение сплава В95 позволило увеличить разницу электродных потенциалов катода и «жертвенного» анода в 2,5 раза. На текущий момент протектор коррозии ПЭД из сплава В95 находится на стадии ОПИ (спущен в 5 скважин).

Для определения эффективности защиты кабельного удлинителя УЭЦН от механических повреждений в районе секций ЭЦН, газосепаратора, гидрозащиты, ПЭД при спуске в эксплуатационные колонны 168х140, 146х140мм в 2017 году начато проведение ОПИ протектолайзеров.

Для скважин, оборудованных УШГН, актуальной является проблема поиска клапанных пар более стойких к эрозионной коррозии, которая зачастую имеет место при работе насосного оборудования, приводя к утечкам, снижению дебита и, как следствие, преждевременному ремонту скважины. Шарики клапанов, которыми комплектуются закупаемые российские ШГН-насосы, изготовлены методом спекания (сплав Стеллит) и являются менее стойкими при работе в агрессивных минерализованных средах. Прорабатывались вопросы применения карбид-титановых, метал-керамических клапанных пар, изготовленных из материала Стеллит 20 методом литья. В 2017 году на скважинах НГДУ «Речицанефть» планируется проведение ОПИ клапанных пар ШГН из материала Стеллит 20.

В 2015 году для института «БелНИПИнефть» приобретен специализированный лабораторный Стенд, моделирующий скважинные условия для проведения исследований коррозионной стойкости трубных сталей и других материалов в агрессивных средах (рисунок 15). Стенд позволяет проводить эксперименты при различных скоростях, температурах и давлениях жидкости, которая насыщается солями и агрессивными газами – углекислотой, сероводородом и кислородом.

Рисунок 15 – Стенд для моделирования и изучения коррозионных процессов в скважинных условиях

Проведенные на установке в 2016 году работы позволили впервые получить экспериментальные данные по оценке влияния на скорость коррозии таких факторов, как концентрация растворенного сероводорода, углекислого газа и температуры (в принятых диапазонах, соответствующих фактическим промысловым условиям эксплуатации насосно-компрессорных труб в добывающих скважинах НГДУ «Речицанефть»). Данные работы очень актуальны, имеют новизну, прикладной интерес и будут продолжены, что позволит определить основные факторы, влияющие на скорость коррозии металлов трубной стали, разработать классификатор сред по коррозионной опасности и определить ориентировочные сроки эксплуатации НКТ в условиях добывающих скважин НГДУ «Речицанефть».

Будут решены следующие задачи:

• разработка технических требований к закупаемым НГДУ «Речицанефть» насосно-компрессорным трубам;

• повышение срока эксплуатации НКТ;

• сокращение количества отказов подземного оборудования по причине коррозии НКТ.

Осложнения при работе скважин, связанные с засорением мех.примесями

Одним из осложняющих факторов, влияющим на процесс нефтедобычи углеводородного сырья, является попадание механических примесей в насосное оборудование добывающих скважин. Зачастую это приводит к снижению дебита УЭЦН или полному выходу её строя.

В мировой практике известны многочисленные способы и устройства для защиты УЭЦН от механических примесей. Анализ рынка данных устройств указывает на значительную стоимость предлагаемых решений. Поэтому основной задачей явилось создание фильтрующего устройства не уступающего по техническим и технологическим показателям и имеющего более низкую стоимость по сравнению с зарубежными аналогами. Также предполагалось, что применение разработанного устройства позволит отказаться от проведения дорогостоящих операций по очистке ствола скважины силами бригад капитального ремонта после работ по интенсификации притока и освоению после бурения.

Так, в 2015 году БелНИПИнефть разработана конструкция гравитационного фильтра для защиты УЭЦН от механических примесей - ФГК под эксплуатационные колонны диаметрами 139,7мм, 146мм и 168,3мм. ФГК представлен на рисунке 16.

Рисунок 16 – Уплотнительный узел фильтра ФГК, обеспечивающий герметизацию затрубного пространства скважины, для защиты УЭЦН от механических примесей

ФГК крепится к нижней части ПЭД с помощью перфорированного перепускного патрубка, который соединен с уплотнительным узлом (пакером), состоящим из 2-х симметрично расположенных друг к другу резиновых манжет, диаметр которых на 5-10 мм больше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, жестко зафиксированных на стволе посредством распорной втулки, седел и центраторов.

Принцип работы гравитационного фильтра заключается в следующем. При спуске гравитационного фильтра в скважину резиновые манжеты плотно прилегают к стенкам эксплуатационной колонны, а центраторы предохраняют манжеты от повреждения в процессе спуско-подъемных операций. Механические примеси, находящиеся в скважине во взвешенном состоянии, по мере спуска гравитационного фильтра остаются под резиновой манжетой. После запуска УЭЦН, пластовый флюид с забоя скважины (интервалов перфорации) поднимается до приемных окон контейнера, внутри которого поток флюида меняет направление движения на противоположное дойдя до воронки, расположенной на трубе, пройдя которую пластовый флюид проходит через сетчатый фильтр. При этом механические примеси, находящиеся в добываемой продукции отфильтровываются и остаются в контейнере, куда оседают под действием гравитационных сил. Затем через циркуляционные окна, перфорированного патрубка отфильтрованная жидкость выходит в затрубное пространство, расположенное над уплотнительным узлом (пакером), и поднимается к динамическому уровню, откуда насосной установкой по колонне насосно-компрессорных труб подается на устье скважины.

ОПИ ФГК в 2016 году были проведены на 2 скважинах, по которым проводились работы по интенсификации притока и освоению после бурения с планированием проведения дорогостоящих мероприятий по очистке ствола скважин. При внедрении ФГК очистка скважин от возможных примесей специально не проводилась, наработка фильтра в вышеуказанных объектах составила 75 и 14 суток, соответственно. При ревизии подземного оборудования данных скважин в контейнерах ФГК отмечены отложения механических примесей, на рабочих органах ЭЦН механических примесей не обнаружено. Суммарный экономический эффект от внедрения ФГК за счет отмены операций по очистке ствола скважин устройством КОС составил порядка 25 000 у.е. В настоящее время опытно-промысловые испытания ФГК продолжаются.

На основании текущих результатов испытаний, можно сделать вывод, что использование разработанного оборудования – фильтра ФГК, позволяет отказаться от дорогостоящих операций по очистке ствола скважины при КРС и решить проблему фильтрации механических примесей, находящихся во взвешенном состоянии внутри эксплуатационной колонны, очищая добываемый пластовый флюид, увеличив при этом срок безотказной работы насосного оборудования.

Таким образом, благодаря разностороннему подходу по оптимизации не только существующих методов борьбы с АСПО, солями, коррозией, мех.примесями, но и за счет внедрения новых прогрессивных технологий и собственных разработок БелНИПИнефть, удалось существенно минимизировать влияние осложняющих факторов при добыче углеводородного сырья на нефтяных скважинах РУП «Производственное объединение «Белоруснефть». Проведена большая работа, получен соответствующий результат. Работы в данном направлении продолжаются.