Анализ эффективности применения погружных контейнеров с ингибиторами солеотложения для защиты осложнённого фонда добывающих скважин на Омбинском нефтяном месторождении | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Журнал выйдет 20 марта, печатный экземпляр отправим 24 марта.

Опубликовать статью в журнале

Автор:

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №45 (335) ноябрь 2020 г.

Дата публикации: 08.11.2020

Статья просмотрена: 22 раза

Библиографическое описание:

Антонов, М. О. Анализ эффективности применения погружных контейнеров с ингибиторами солеотложения для защиты осложнённого фонда добывающих скважин на Омбинском нефтяном месторождении / М. О. Антонов. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 45 (335). — С. 354-357. — URL: https://moluch.ru/archive/335/74892/ (дата обращения: 06.03.2021).



В статье приводятся результаты исследования, целью которого является обоснование эффективности применения технологии погружных контейнеров с ингибиторами солеотложения для защиты осложнённого фонда, на примере Омбинского нефтяного месторождения. Рассмотрены физико-химические явления, влияющие на проявление солеотложения в процессе эксплуатации, а также влияние означенных факторов на эффективность применения технологии погружных контейнеров для защиты фонда. Проанализировано текущее состояние разработки, спрогнозированы изменения в процессе разработки месторождения, с применением данной технологии.

Ключевые слова: месторождение, осложнённый фонд, ингибиторы, солеотложения, тяжелые растворы глушения, растворимость.

Актуальность исследования обусловлена высокой долей проявления данного осложняющего фактора, в процессе эксплуатации Омбинского нефтяного месторождения.

На Омбинском нефтяном месторождении доля осложненного солями фонда составляет 19 % от общего числа добывающих скважин. В том числе к этим скважинам относятся все вновь вводимые скважины (ВНС), освоение которых велось на тяжелых растворах глушения. В настоящий момент на 100 % фонда ВНС, при освоении проводится гидроразрыв пласта (ГРП), подавляющее большинство скважин ВНС — это наклонно-направленные скважины с горизонтальным окончанием, и диаметром эксплуатационной колонны (Э/К) 178мм. Основной объект разработки Омбинского месторождения приурочен к пласту ЮС 2 , который в силу своих геологических особенностей содержит довольно высокую концентрацию соединений бария, которые при реакции с сульфатом аммония ((NH 4 ) 2 SO 4 ), являющимся одним из компонентов деструктора геля используемого при ГРП, приводят к образованию барита.

Обычно при проявлении солеотложения, в процессе эксплуатации, проводится соляно-кислотная обработка (СКО) установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) 5–10 % раствором соляной кислоты. Кислота растворяет карбонатные и сульфатные отложения, с образованием хорошо растворимых в воде соединений, таких как хлористый кальций [1, 2]:

К сожалению, соединения бария устойчивы к СКО, в том числе по причине крайне низкого показателя растворимости, поэтому основные усилия по борьбе с баритом сосредоточены в плоскости предотвращения солеотложения. Данные по растворимости наиболее часто встречающихся на месторождении солевых отложений представлены в Таблице 1 [3].

Таблица 1

Данные по растворимости солей в составе продукции Омбинского месторождения

Одной из отличительных особенностей фонда ВНС на Омбинском месторождении является довольно резкое снижение дебитов в последующие 720 суток после ввода скважины в эксплуатацию. Учитывая особенности конструкции скважины (Э/К 178мм), УЭЦН начинают эксплуатироваться в условиях, когда притока недостаточно для охлаждения, что ведет к интенсификации процессов солеотложения. В то же время 178 Э/К и горизонтальное окончание скважин, на фоне протяженных интервалов перфорации (до 500 метров), резко снижают эффективность таких методов защиты от солеотложения, как установки дозирующие электрические (УДЭ). За период с 01.07.2019 по 01.09.2019 100 % фонда ВНС на скважинах с Э/К 178мм и горизонтальным окончанием, было укомплектовано контейнерами с твердым реагентом. На сегодняшний день скважины, находящиеся в работе, уже отработали гарантийный период в 365 суток. Из числа скважин, по которым были получены отказы с малой наработкой, по результатам расследования, ни одна скважина не была признана отказавшей по причине солеотложения.

На сегодняшний день на долю КСТР приходится 30 % защиты осложнённого фонда, 35 % на УДЭ, на 30 % скважин производится задавка ингибитора в пласт при освоении, и 5 % скважин оснащены УЭЦН с рабочими органами из жидкокристаллического полимера, модулями магнитно-резонансной или радио-волновой защиты от солеотложения, последнюю группу скважин отнесём к инновационным методам защиты. Процентное соотношение технологий защиты по осложнённому фонду Омбинского месторождения отражено на рис. 1.

Процентное соотношение методов защиты осложненного солеотложением фонда добывающих скважин Омбинского месторождения

Рис. 1. Процентное соотношение методов защиты осложненного солеотложением фонда добывающих скважин Омбинского месторождения

Одной из особенностей эксплуатации Омбинского месторождения является наличие довольно большой, по площадной протяженности, зоны без закачки, что не позволяет, на текущем этапе разработки месторождения, ожидать кардинального изменения ситуации с притоком в ВНС в разрезе на 720 суток эксплуатации. Кроме того, для эксплуатации УДЭ необходима налаженная логистика, стабильное энергоснабжение и прочие условия, соответствующие скорее кустовым площадкам, на которых находятся скважины базового фонда, нежели кусты ВНС. В такой ситуации неизбежен рост процентного соотношения скважин защищенных КСТР, к прочим видам защиты. Более того, увеличения числа скважин защищенных КСТР оправдано не только с технологической точки зрения, как наиболее эффективного метода защиты, но и с экономической. В качестве примера рассмотрим расчет по затратам на защиту скважины от солей. Дебит скважины 100м 3 /сутки, продолжительность защиты 720 суток, данные приведены в Таблице 2 [4].

Таблица 2

Расчет стоимости организации защиты от солеотложения в разрезе 720 суток на скважине с производительностью 100 м 3 /сутки

Для расчетов выбраны ингибитор солеотложения Ипроден С-3 и ПКСК производства АО “Новомет-Пермь”, расчет был выполнен на расчетные параметры производителя оборудования. Как мы можем видеть, с экономической точки зрения погружные контейнеры выигрывают у всех прочих методов защиты, на отрезке регламентных показателей межремонтного периода (МРП) и средней наработки на отказ (СНО). Таким образом, мы можем сделать вывод, что технология погружных контейнеров, на сегодняшний день, в реалиях Омбинского месторождения, является самой эффективной как с технологической, так и с экономической точки зрения. Применение данной технологии позволяет эффективно предотвращать преждевременные отказы УЭЦН, что в свою очередь обеспечивает достижение плановых показателей по МРП и СНО. В силу геологических характеристик и особенностей технологических решений, применяемых при разработке месторождения, данная технология незаменима для предотвращения осложнений, связанных с солями бария. При дальнейшем процентном увеличении технологии погружных контейнеров, к прочим методам защиты от солеотложения, сократятся издержки как на организацию защиты осложненного фонда, так и издержки, к которым приводят преждевременные отказы погружного оборудования.

Литература:

  1. Антипин Ю. В., Габдуллин Р. Ф., Исланова Г. Ш. Повышение эффективности методов борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти // Нефтепромысловое дело. — 1999. — № 10. — С. 42–44.
  2. Антипин Ю. В., Исланова Г. Ш. Использование гелеобразующей технологии для предотвращения образования отложений солей в скважинах // Сборник научных трудов УГНТУ «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений». — Уфа: Издательство УГНТУ, 1999. — С. 67–78.
  3. Алцыбаева, А. И. Ингибиторы коррозии металлов: справочник /Ленинград: Химия, 1968. — С. 55–56.
  4. Соснин Е. А. Применение ингибиторной защиты глубинно-насосного оборудования добывающих скважин на месторождениях ООО " ЛУКОЙЛ-Пермь» // Инженерная практика. 2017. № 3. С. 10–15
Основные термины (генерируются автоматически): осложненный фонд, скважина, месторождение, нефтяное месторождение, процесс эксплуатации, горизонтальное окончание, ингибитор солеотложения, прочий метод защиты, проявление солеотложения, тяжелый раствор глушения.


Задать вопрос