Повышение эффективности борьбы с солеотложением на Федоровском месторождении



Среди основных осложнений, проявляющихся в настоящее время в процессе эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (далее по тексту — УЭЦН), является солеотложение на рабочих органах УЭЦН, которое в сочетании с воздействием механических частиц приводит к преждевременным отказам насосных установок. Солеотложения на рабочих колесах УЭЦН уменьшают наработку на отказ насосного оборудования, вызывая его преждевременный ремонт или замену.

Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующиеся в условиях высокой обводненности добываемой продукции. Кроме того, в процессе подъема газожидкостной смеси от забоя к устью скважины изменяются термобарические условия, что вызывает нарушение химического равновесия в добываемой продукции. Это так же приводит к отложению неорганических солей на стенках насосно-компрессорной трубы (НКТ) и рабочих органов УЭЦН, что снижает наработку на отказ насосного оборудования, дебит добывающих скважин. Образование плотного камнеобразного осадка в призабойной зоне пласта (ПЗП) в перфорационных отверстиях приводит к снижению продуктивности скважин. В частности, отложение солей на УЭЦН нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выходу насоса из строя.

Интенсивность солеобразования зависит от следующих факторов:

— исходной минерализации пластовой воды;

— содержания соли в пластовой породе;

— режимов эксплуатации добывающих скважин и способов добычи;

— совместимости пластовых вод при эксплуатации скважин многопластовых месторождений;

— совместимости попутно добываемых вод с применяемыми при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ) водными растворами и растворами глушения;

— совместимости пластовых вод с водами, заканчиваемыми для поддержания пластового давления (ППД).

Основным условием солеотложения является образование перенасыщенных растворов попутной воды. Необходимо учитывать, что солеотложение проходит в сложных гидротермодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов, газовой фазы и механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность процесса, характер и свойства осадков, формирующихся как в призабойной зоне пласта, так и в нефтепромысловом оборудовании.

Причины солеотложений на рабочих органах УЭЦН:

— высокая обводненность пластовой жидкости, наличие растворенных и нерастворенных природных минералов;

— изменение термобарических условий в скважине в процессе интенсивного отбора жидкости для поддержания проектных темпов разработки месторождения, проводящее к выпадению осадка. Так смещение рабочей зоны в левую часть гидродинамической характеристики приводит к повышению температуры перекачиваемой жидкости, усилению кавитационных процессов и, следовательно, солеотложению.

— смешивание пластовых вод с заканчиваемыми водами другого состава может привести к образованию солеобразующих соединений и агрессивной среды.

— недостатки конструктивного исполнения ЭЦН, приводящие к образованию застойных зон, коррозии поверхности.

Существуют следующие методы предупреждения отложений солей: физические, химические и технологические.

На Федоровском месторождении количество отказов по фонду скважин, оборудованных УЭЦН, ежегодно растет. Преждевременные отказы связаны с отложением сульфатов бария на рабочих органах УЭЦН при выводе на режим скважин, пробуренных на пласты группы ЮС, после ГРП. Число осложнений при запуске, выводе на режим и эксплуатации глубинно-насосного оборудования (далее–ГНО) в скважинах после ГРП увеличилось в 4 раза.

Последствия отложений солей на рабочих органах ГНО выражается, прежде всего, в возрастающих токовых нагрузках, остановках УЭЦН по защите от перегрузки с последующим заклиниваем и отказами по причине «неразворота». Резкое снижение наработки «до осложнения» произошло у первых УЭЦН, спущенных в скважины рассматриваемой категории, при этом средняя наработка «до осложнения» составила 37 суток.

Анализ работы скважин, вскрывших пласты группы ЮС, после ГРП не выявил прямой зависимости между возникшими осложнениями и концентрацией выносимых из пласта механических примесей: результаты комиссионных разборов, отказавших УЭЦН однозначно указывают на отложение солей на рабочих органах УЭЦН (рис.1) как первопричины отказов.

Рис. 1. Отложение солей на рабочих органах УЭЦН

По результатам качественного анализа проб солей с рабочих органов УЭЦН в лаборатории были установлены в основном сульфатами бария, нерастворимыми в соляной кислоте.

Сульфат бария (барит) — очень плотные и твердые осадки, и борьба с ними представляет наибольшие трудности. Главная причина отложений сульфатов бария заключается в смешении подземнных вод хлоркальциевого типа с нагнетаемыми водами, служащими источниками сульфат-ионов.

С целью определения природы возникновения нерастворимых отложений ионов сульфата бария на рабочих органах УЭЦН при их эксплуатации в скважинах группы пластов ЮС на Федоровском месторождении, после проведения ГРП было решено исследовать элементный и компонентный составы технологической жидкости для проведения ГРП, жидкость основа и химические реагенты применяемых при ГРП, пластовая вода, жидкость глушения, ингибитор солеотложения, кислота соляная ингибиторная.

По результатам проведенных лабораторных исследований было выявлено:

1) по пробам пластовой воды отобранных со скважин Федоровского месторождения после проведения ГРП на пласте ЮС, было установлено что максимальное содержание бария (270 мг/дм ³ ) и сульфат-иона — (6,6 мг/дм ³ ,) суммарная массовая концентрация ионов составляет 14154–29658 мг/дм ³ ;

2) образование осадков не происходит при получении следующих растворов с использованием линейного геля, полученного путем деструкции технологической жидкости ГРП (гелепропантовой смеси):

«линейный гель: пластовая вода»

«линейный гель: раствор глущения плотностью 1,05 г/см ³ »

«линейный гель: раствор глущения плотностью 1,12 г/см ³ »

«линейный гель: раствор кислоты соляной ингибированной 6 %»;

3) при получении растворов с использованием пластовой воды и раствора глушения (на основе концентрата минерального «Галит» марки А) плотностью 1,05 г/см ³ образование осадка не происходит. Во всех растворах, полученных сиспользованием пластовой воды и раствора глушения (на основе концентрата минерального «Галит» марки А) плотностью 1,12 г/см ³ , происходит образование осадка основой которого является сульфат бария;

По итогам лабораторных исследований можно предположить, что выпадение осадка сульфата бария происходит при взаимодействии бария из пластовой воды и сульфата из раствора глушения плотностью 1,12 г/см ³ , приготовленного на основе концентрата минерального «Галит» марки А, в котором содержание сульфатов оптимально для образования осадка. Наличие сульфатов в концентрате минеральном «Галит» марки А подтверждается их определением и составляет 0,61 % что в перерасчете на содержание в растворе хлористового натрия с плотностью 1,12 г/см ³ составляет 1093 мг/дм ³ , т. е. источником высокого содержания сульфатов-ионов в растворах глушения является сама твердая сольгалита.

Наиболее распространённым способом удаления солеотложении на Федоровском месторождении является обработка УЭЦН с помощью соляной кислоты для восстановления дебита скважин. Однако многолетний опыт работы показал, что этот способ дает кратковременный эффект, более того, приводит к коррозии корпуса УЭЦН и поверхности НКТ, что особенно опасно к разрушению эксплуатационной колонны. А также размещение в скважинах погружных контейнеров с ингибитором «Трил-Св», который в свою очередь на солях бария показывает низкую эффективность, чем на прочих солях.

Для решения проблем, связанных с солеотложением на рабочих органах УЭЦН, особенно при эксплуатации пластов группы ЮС были проведены следующие технические и технологические мероприятия:

1. Внедрение программного комплекса «Автотехнолог+Соль» для эффективного подбора режима работы УЭЦН в скважинных условиях.
2. Применение для опытной эксплуатации скважинного оборудования с рабочими органами, изготовленными из полимерных материалов. В результате достигнуты низкая адгезия материалов, высокая чистота проточных каналов. Преимущества метода — коррозионная стойкость материала, небольшая масса, позволяющая снизить массу ротора. Недостатки — меньшая, чем у металлических рабочих органов, стойкость к механическим примесям.
3. Использование станций управления с частотным преобразователем в режиме «встряхивания». Периодическое изменение направление вращения УЭЦН на короткое время не позволяет образовываться солеотложениям. Однако данный способ не решает саму проблему, хотя позволяет несколько увеличить наработку на отказ.
4. Отложение сульфатов бария как было ранее определено происходит после освоения скважин, вводимых из бурения с проведением ГРП, что в настоящее время является основной проблемой при эксплуатации пластов ЮС, характеризующихся низкими динамическими уровнями и дебитами. Для предотвращения выпадения солей на рабочих органах УЭЦН при освоении скважин после ГРП применяется ингибитор солеотложений SI-1000 в составе технологической (продавочной) жидкости, заканчиваемой при проведении ГРП.
5. Поскольку весь комплекс мер, применяемый стандартно для предотвращения осложнений в скважинах после ГРП со второй половины 2018 года, не обеспечивает достаточную надежность работы УЭЦН при выводе установок на режим и дальнейшей эксплуатации, были проведены экспериментальные работы по поведению отложения солей при использовании различных вариантов ингибиторов обработок.

На основе комплексного анализа и полученных статистических данных было инициировано ряд опытно-промышленных экспериментальные работы, направленных на определение наиболее эффективной точки зрения метода предупреждения возникновений, включающие:

— внедрение ингибитора «Трил-Св» повышенной концентрации в двойном объеме (18 секций);

— замена ингибитора «Трил-Св» на «ПСВ 89»

— внедрение ингибитора «Трил-Св» с дополнительной обработкой ингибитором DodiscaleV2870K через затрубное пространство скважины при выводе установок на режим;

Внедрение ингибитора «Трил-Св» повышенной концентрации в двойном объеме (18 секций) — суть данного эксперимента заключалась в проверке эффективности установки 18 секций погружного контейнера «Трил-Св», рекомендованной заводом-изготовителем и подразумевающей увеличении концентрации ингибитора в зоне размещения УЭЦН. Предполагалось, что в этом случае эффективность ингибиторной обработки увеличится. Необходимо, однако, учитывать, что затраты при этом возрастают в 2 раза. Из-за высокой стоимости технология была опробована всего на одной скважине. За время эксплуатации были получены осложнения, связанные с остановками по защите перегрузки. Запланирован комиссионный разбор УЭЦН по факту отказа установки с целью выявления отложений на рабочих органах УЭЦН. Основной вывод по итогам эксперимента — получен неудовлетворительный результат, цель не достигнута.

Замена ингибитора «Трил-Св» на «ПСВ 89» — данный эксперимент основан на предположении о том, что после запуска скважин после ГРП ингибитор «Трил-Св» недостаточно эффективен и необходимо использовать другой тип реагента. Технология была опробована на шести скважинах. Максимальная наработка составила более 120 суток, однако в 30 % скважин произошел по причине «неразворот». Таким образом, 100 % технологической эффективности достигнуть также не удалось.

Внедрение ингибитора «Трил-Св» с дополнительной обработкой ингибитором DodiscaleV2870K — суть эксперимента основана на предположении о том, что в первый месяц после запуска скважин после ГРП концентрация ингибитора «Трил-Св» недостаточна, и необходимо дополнительно произвести закачку другого реагента. После спуска стандартных девяти секций погружного контейнера была произведена закачка ударной дозировки ингибитора полиакрилатого типа DodiscaleV2870K с закачкой затрубного пространства. Способность блокировать образование и рост карбонатных отложений ингибитор обеспечивает высокую эффективность его применения. Из-за относительно большой молекулярной массы при контакте ингибитора с солями, поверхностью металла и продуктами коррозии при достижении равновесного состояния образуется устойчивая защитная пленка. Технология опробована на 6 скважинах. Максимальная наработка составила более 120 суток, все скважины находятся в работе. За все время эксплуатации осложнений, связанных со снижением дебита, ростом токовых нагрузок не произошло. При этом часть УЭЦН работают в с условиях крайне низкого притока пласта (Нд-2050 м) и связанных с эти периодических срывов подачи и недостаточного охлаждения в режиме поддержания давления на приеме насоса, замерзания обратных клапанов фонтанной арматуры. Необходимость в применении промывочного звена, кислотного агрегата, внедрения частотного преобразователя и связанных с этим дополнительных затрат отсутствовала. Эксперимент показал 100 %-ную технологическую эффективность.

В результате проведенных работ стало очевидно, что один с трех экспериментов показал 100 % эффективность — это применение контейнеров «Трил-Св» с дополнительной закачкой реагента с DodiscaleV2870K, который является также наиболее эффективным с технико-экономической точки зрения.

Литература:

1. Гареев А. А. О назначении теплового режима в установках электроцентробежных насосов. Сер.Оборудование и технологии для нефтепромыслового комплекса//Нефтепромысловое дело.-2009.№ 1.С.23–29.
2. Кашанцев В. Е., Мищенко И. Т. Солеобразование при добыче нефти.-М.:ОРБИТА-М, 2004.-432 с.
3. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению. В 2 томах. М.:Недра, 1985. Том 1. С.61
4. Ивановский В.Н, Сабиров А.А, Ю. А. Донской, С.Б.Якимов. Прогнозирование как способ борьбы с отложениями в скважинах, оборудованных ЭЦН, -М.: Нефтяное хозяйство, № 6, 2009.
5. Булатов М. А. Комплексная переработка многокомпонентных жидких систем.-М.:МИР, 2004.-356 с.
6. Порядок проведения работ по расследованию причин неэффективных (преждевременных) ремонтов скважин, оборудованных ЭЦН установками, на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», 2017–20 c.