Борьба с солеотложением на скважинном оборудовании,...

Проблема отложения неорганических

солей на рабочих органах глубинно-

насосного оборудования, как правило,

фигурирует на втором месте в списке причин

отказов погружных установок, уступая лишь

засорению мехпримесями и иногда

«необеспеченному притоку». Между тем, в

значительном числе случаев мехпримеси на

поверку оказываются либо агломератами солей,

либо солесодержащими частицами. Кроме того,

солеотложение почти всегда сопровождается

отказами ГНО на фонде с другими

«приоритетными» осложняющими факторами.

Именно солеотложение стало главным

осложняющим фактором, на который отделы

эксплуатации мехфонда обратили особое

внимание после всеотраслевой кампании по

интенсификации добычи путем понижения

забойного давления в 2002-2003 гг. И, возможно,

как раз по этой причине большинство

добывающих предприятий к настоящему моменту

уже успели выявить для себя приоритетные

методы борьбы и профилактики солеотложений

и теперь лишь выбирают лучшее из лучшего,

комбинируя несколько задач и оптимизируя

экономику.

В этом материале мы еще раз вспомним о

некоторых из наиболее успешных методов

борьбы с солеотложением, которыми с нами

поделились инженеры-производственники,

профессионалы эксплуатации

механизированного фонда скважин.

Причины, приводящие к солеотложению на элемен-тах ГНО и прочем скважинном оборудовании много-образны, и на сегодняшний день эта область исследо-ваний далеко не исчерпана. И тем не менее, большихразночтений в производственно значимом перечне ос-новных причин на сегодня нет.

Согласно одной из классификаций, к первой груп-пе относится высокая обводненность продукции сква-

жины, а также причины, связанные с параметрами до-бываемой (пластовой) жидкости как таковой — нали-чие в ней растворенных и нерастворенных природныхминералов1. Сюда же относятся особенности геоло-гического строения разрабатываемых пластов.

Вторая группа причин сопряжена с изменением тер-мобарических условий в скважине в процессе интен-сивного отбора жидкости для поддержания проектныхтемпов разработки месторождения, что приводит к вы-падению осадка. Так, смещение рабочей зоны в левуючасть гидродинамической характеристики приводит кповышению температуры перекачиваемой жидкости иувеличению кавитационных процессов и, как след-ствие, — к выпадению солей в осадок.

В третьем случае к формированию солеобразую-щих соединений и агрессивной среды приводит сме-шивание пластовых вод с закачиваемыми водами дру-гого состава.

И, наконец, четвертая группа причин связана с осо-бенностями и недостатками конструктивного исполне-

НЕСОЛОНО ДОБЫВШИБОРЬБА С СОЛЕОТЛОЖЕНИЕМ

НА СКВАЖИННОМ ОБОРУДОВАНИИ

Редакция журнала «Инженерная практика»

Изменение эксплуатационных параметров оборудованных УЭЦНскважин, отказавших по причине солеотложения в ТПП «Когалымнефтегаз

1 Шабля В.В., заместитель начальника производственного отдела по добыче

нефти ТПП «Когалымнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ- Западная Сибирь».

Опыт работы ТПП «Когалымнефтегаз»с солеобразующим фондом скважин //

Инженерная практика. — 2009. Пилотный выпуск.

29

инженерная практика

№4/2010

напр

авах

рекл

амы

ния ГНО, а также с повреждением оборудования, втом числе по причине коррозии.

ЦЕНА ВЫСОКИХ ОТБОРОВ

Если первая, геологическая группа причин достает-ся цеху добычи вместе со скважиной, то вторая, «тер-мобарическая» группа большей частью имеет техно-генное происхождение.

Истрия авторов приведенной выше классифика-ции — ТПП «Когалымнефтегаз» в этом отношении —вполне типична. На определенном этапе на фондестали интенсивно проводиться мероприятия по со-хранению запланированных темпов отбора, спуск

оборудования большего типоразмера на большиеглубины, что в свою очередь привело к снижению за-бойных давлений до уровня давления насыщения (см.«Изменение эксплуатационных параметров оборудо-ванных УЭЦН скважин, отказавших по причине соле-отложения в ТПП «Когалымнефтегаз»). В данный пе-риод стали наблюдаться отложения солей на мало-обводненных скважинах, но с низким динамическимуровнем.

Фактически теми же словами свою ситуацию можетописать, наверное, каждый российский ЦДНГ. Доба-вим здесь же, что проблема не характерна для сква-жин с высокими дебитами, в которых соли просто вы-мываются большим потоком жидкости.

Между тем, низкая обводненность продукции на со-леотлагающем фонде ТПП «Когалымнефтегаз» (чемув иных отношениях можно было бы только позавидо-вать) в данном случае осложнила задачу борьбы с со-леотложением.

Использование ингибиторов в таких скважинах по-казало их низкую эффективность, т.к. все ингибиторыявляются водорастворимыми. Поэтому с целью пред-отвращения отказов в 2007 году в ТПП «Когалымнеф-тегаз» был внедрен регламент по промывке ГНО рас-творами кислот от отложения неорганических солей.Эффективность проводимых работ по промывке до-стигает 78%. Одновременно усилились работы по под-держанию пластового давления с целью компенсацииувеличившихся отборов. И, благодаря этому, падениединамических уровней удалось приостановить (см.«Количество и распределение отказов по причинам вТПП «Когалымнефтегаз»).

Отметим, что кислотные промывки ГНО как способборьбы с солеотложением в некоторых случаях нелишены своих рисков: при недостаточном контролеза процессом можно получить рост отказов по кор-розии ГНО.

Так или иначе, после внедрения данного регламен-та и остановки падения динамических уровней рост от-казов по солеотложению в ТПП «Когалымнефтегаз»удалось предотвратить, и в течение трех лет их коли-

Технология применения инкапсулированного ингибитора

Колличество отказов УЭЦН по ТПП «Когалымнефтегаз»

30

Эксплуатация и сервис мехфонда 2008–2010

№4/2010

чество держится на одном уровне, составляя 20-21%от общего количества отказов, не отработавших га-рантийный срок УЭЦН.

Вполне очевидно, что приостановка роста числа от-казов по солеотложениям — это первый, преимуще-ственно организационный шаг. В настоящее времяТПП «Когалымнефтегаз» продолжает работу по по-иску эффективных реагентов, способных предотвра-щать солеобразование при высоких температурах инизких давлениях. Проводятся лабораторные испыта-ния реагентов, производимых фирмами «Миррико»,«Оптима», «Опытный завод «Нефтехим». На пяти сква-жинах проводятся испытания инкапсулированного ин-гибитора солеотложений Captron75 (см. «Технологияприменения инкапсулированного ингибитора»).

ЗАДАВКА ИНГИБИТОРА В ПЛАСТ

Солеотлагающий фонд «РН-Пурнефтегаза» рос впоследние несколько лет параллельно с ростом обще-го действующего фонда скважин предприятия (см.«Динамика фонда УЭЦН ООО «РН-Пурнефтегаз»). В2008 году в рамках проекта «Система новых техноло-гий» по ОПИ было проведено 20 скважинооперацийпо задавке ингибитора в пласт (так называемая «тех-нология Squeeze»). В 2009 году уже можно было кон-статировать очень хорошие результаты. Львиная долясолеотлагающего фонда на Южном Харампуре былазащищена задавкой ингибитора в ПЗП (см. «Методызащиты от солеотложения, применяемые в «РН-Пур-нефтегаз»). Средняя наработка УЭЦН на отказ поскважинам фонда выросла после внедрения техноло-гии с 48 до 203 суток (см. «Средние наработки на за-щищаемом фонде «РН-Пурнефтегаза»).

Анализ выноса ингибиторов по тем скважинам, накоторых проводились задавки в пласт, показал откло-нение фактического выноса от прогнозного в преде-лах 9–10%. При этом используемые ингибиторы сохра-няют свою эффективность даже при снижении кон-центрации до значений меньше 10 мг/л. Скважина всеравно остается защищенной.

По примеру «РН-Юганскнефтегаз» предприятиетакже предполагает освоить технологию мини-задавки(Mini-Squeeze) ингибиторов в пласт2.

Результаты исследований, проведенных институтомРН-УфаНИПИнефть, также подтверждают эффектив-ность технологии для месторождений «Юганскнефте-газа» и «Пурнефтегаза». Везде наработки превышаютпредыдущие, и прогноз по солеотлагающим фондамэтих предприятий весьма оптимистичен (см «Прогнозколичества солеотлагающих скважин по основным ме-сторождениям «РН-Юганскнефтегаза» и «РН-Пурнеф-тегаза»). Наработка УЭЦН на отказ в «Юганскнефтега-зе» увеличилась примерно в четыре раза. В «Пурнеф-тегазе» — более чем в пять раз. Собственными силами«РН-Юганскнефтегаза» проведены успешные задавкиингибиторов ОЭДФ и «Акватек»3.

Кроме того, к октябрю 2009 года в «РН-Юганскнеф-тегазе» было проведено 664 скважинооперации по

Прогноз количества солеотлагающих скважин поосновным месторождениям ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Прогноз количества солеотлагающих скважин по основным месторождениям ООО «РН-Пунефтегаз»

31


№4/2010

2 Семенов Д.С., ведущий специалист отдела по работе с мехфондом

ООО «Пурнефтегаз». Методы борьбы с солеотложением

в ООО «РН-Пурнефтегаз.// Инженерная практика. — 2009. Пилотный выпуск).3 Невядовский Е.Ю., научный сотрудник отдела борьбы с осложнениями,

ООО «РН-УфаНИПИнефть», к. х. н. Менеджмент солеотложения

на месторождениях НК «Роснефть. // Инженерная практика. — 2009.

Пилотный выпуск

технологии мини-задавки. Успешность примененияОЭДФ при этом составляет 92%. Все скважины выве-дены на режим, и срок эксплуатации скважин послезадавки превышает планировавшийся.

Между тем, по мнению специалистов «РН-УфаНИПИ -нефть», ввиду того, что при проведении операций позадавке в пласт осуществляется введение значитель-ных объемов растворов, существует риск поврежде-ния пласта. Особенно это относится к случаям задавкиводных растворов ингибитора. Еще один фактор риска— возможная несовместимость ряда ингибиторов сжидкостями глушения на основе солей кальция.

В этой связи использование данной технологии обя-зательно должно предваряться проведением блока ис-следований: подтверждение совместимости жидко-стей, определение адсорбционно-десорбционныхсвойств и т.д. (см. «Карта применимости технологиизадавки ингибитора сеолеотложений в пласт»).

Специалисты «РН-Юганскнфетегаза» определиликритерии выбора различных ингибиторов солеотложе-ния при закачке в ПЗП в зависимости от плотностираствора глушения и содержания ионов кальция в по-путно добываемой воде (см. «Критерии выбора раз-личных ИС при закачке в ПЗП…»).

Так, если в скважине в попутно добываемой водесодержание ионов кальция по 6-компонентному ана-лизу достигает 100-300 мг/л, то защиту следует про-водить ингибитором «Акватек» в силу его невысокой

стоимости. Если содержание ионов кальция выше300–600 мг/л, то здесь использование «Акватека», поданным «РН-Юганскнефтегаза», увеличивает нара-ботку, но в любом случае отказы по солеотложениюпроисходят. В этих случаях на предприятии рекомен-дуется применять новый, более эффективный, но иболее дорогой ингибитор «Ипроден-С1» Эксперимен-тального завода «Нефтехим». При содержании ионовкальция более 600 мг/л на месторождениях «РН-Юганскнефтегаза» наиболее эффективен еще болеедорогой ингибитор солеотложения производства Ba-ker Hughes Petrolite.

Однако при использовании тяжелых растворов глу-шения (более 1,18 мг/см3) все эти ингибиторы выпа-дают в осадок. Пробные закачки на тяжелых растворахприводили к кольматации призабойной зоны.

При любой концентрации кальция, если использо-вался тяжелый раствор глушения, рекомендуется за-качка кальций-устойчивого ингибитора ОЭДФ. Однако,если содержание ионов кальция выше, чем 100 мг/л,необходимо проводить закачку других ингибиторов. Вэтой связи в «РН-Юганскнефтегазе» испытываютсяингибиторы «Ипроден-С2», Dodiscale (производстваClariant) и кальций-устойчивый ингибитор производ-ства «Акватек»4.

В качестве отдельного направления профилактикисолеотложений на фонде «РН-Юганскнефтегаза» оце-нивается эффективность применения ингибиторов со-леотложения при ГРП (см. «Ингибиторы солеотложе-ний при ГРП»).

ПРИМЕНЕНИЕ УДЭ (УДР, УДХ)

Еще одним, хорошо зарекомендовавшим себя ме-тодом доставки ингибитора на солеотлагающих фон-дах многих предприятий стало применение электро-приводных устьевых дозаторов (УДЭ). В «РН-Пурнеф-тегазе» на солеотлагающем фонде, оборудованном

Средние наработки на защищаемом фонде ООО «РН-Пурнефтегаз»

Динамика фонда УЭЦН ООО «РН-Пурнефтегаз»

Методы защиты от солеотложения, применяемые в ООО «РН-Пурнефтегаз»

32 №4/2010


4 Гарифуллин А.Р., главный технолог ООО «РН-Юганскнефтегаз.

Опыт борьбы с солеотложением в ООО «РН-Юганскнефтегаз»

// Инженерная практика. — 2009. Пилотный выпуск.

напр

авах

рекл

амы

напр

авах

рекл

амы

УДЭ с 2007 года использовались ингибиторы «Аква-тек» и «Инсан». В 2010 году планируется ОПИ сухих(гранулированных) ингибиторов солеотложений.

После внедрения УДЭ средние наработки УЭЦН вы-росли с 80 до 254 суток. Внедрение УДЭ на фондескважин предприятия продолжается.

Оптимальным для условий эксплуатации своего со-леотлагающего фонда использование УДЭ (УДР) счи-тают в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе»5. Тем бо-лее, в случае «Газпромнефть-ННГ» поставщиком УДРовстала та же сервисная организация, которая обслужи-

вает фонд дозаторов, что исключает простои дозаторовпо тем или иным причинам и, соответственно, остановкискважин (см. «Динамика осложненного солеотложения-ми фонда скважин, фонда УДР и отказов по причинесолеотложений по ОАО «Газпромнефть — ННГ» в 2007-2009 гг.»). В результате внедрения УДР на фонде ком-пании было достигнуто существенное увеличение на-работок по солеотлагающему фонду.

Кроме того, специалисты «Газпромнефть — ННГ»проанализировали, как долго на скважине не по-являются соли после установки УДР. Как показали ре-зультаты исследования, бессолевой период доходитдо 1,5 тыс. суток. То есть с момента установки УДР в2002-2003 годах при постоянной защите повторных от-казов не наблюдалось.

Вместе с тем в процессе решения поставленнойзадачи возникали вопросы качества ингибиторов, по-скольку был печальный опыт с коррозионным разру-шением как колонн НКТ, так и эксплуатационных ко-лонн и подвесных патрубков. В настоящее время дан-ная проблема решена применением ингибиторов

Критерии выбора различных ИС при закачке в ПЗП в зависимости от плотности раствора глушения и содержания ионов кальция в попутно добываемой воде. Анализ потенциальных подрядчиков: цена, эффективность, производитель

Задавка в ПЗП скважины

при ТРС

Плотностьраствора

глушения, г/см3

Содержание ионов кальция

в попутно-добываемойводе, мг/л

Среднее времязащиты скважины

ингибитором, суток

Применениеингибитора

солеотложений(закачка в ПЗП)

ПроизводительСтоимость товарной

формы, руб./т

Для растворовглушения

до 1,18включительно

100-300 до 180 Акватек 511М НПО «Акватек» 29 430,16

300-600 до 180 Ипроден С1 + ВР-1 ООО «ЭЗ «Нефтехим»59 700,00

63 630,00

более 600 до 365Петролайт SCW 82697+ взаим. раст-ль WAW

85202Baker Hughes

103 724,91

113 285,48

Для растворовглушения

от 1,19 и выше

при любом содержании до 30 ОЭДФ Китай 85 541,73

более 100 до 180

Ипроден-С2 + ВР-1 ООО «ЭЗ «Нефтехим»49 150,00

63 630,00

Dodiscale V 2870 K Clariant 72 099,23

Акватек 510 НПО «Акватек» 52 540,00

Постоянноедозирование

ИС в скважину

Технология Критерии выбора Время защитыИнгибитор

солеотложенияПроизводитель

Стоимость товарнойформы, руб./т

УДЭ до 200 м3/сут. Постоянно Акватек 511М ООО «НПО Акватек» 29 430,00

Погружнаятрубка + УДЭ

свыше 200 м3/сут. Постоянно Фокс 03 НПЦ «Интехпромсервис» 29 430,00

Погружнойскважинныйконтейнер

Технология Критерии выбора Время защитыИнгибитор

солеотложенияПроизводитель

Стоимость товарнойформы, руб/тн

ПСК Отсутствие УДЭ в среднем 180 ООО «ГРИТ» 133 304

Ингибиторы солеотxложения при ГРП

Компании Тип ИС Название ИС

Schlumberger жидкий ингибитор ScaleFRAC (L065)

Halliburtonжидкий ингибитор LP-65

твердый ингибитор Scalechek HT

Weatherford жидкий ингибитор SI-1000

МеКамиНефть жидкий ингибитор SI-1000

Катобьнефть жидкий ингибитор SI-1000

NewCo Well Service твердый ингибитор (фосфатное стекло) SI-3

Форес проппант с ингибитором ForeIng-S

Резион проппант с ингибитором ScaleRCP

5 Ямщиков О.В., руководитель группы УДНГ ОАО «Газпромнефть-

ННГ», Погорелов С.В., руководитель группы УДНГ

ОАО «Газпромнефть-ННГ». Анализ работы фонда скважин

ОАО «Газпромнефть — ННГ», осложненного солеотложениями //


34 №4/2010


Динамика осложненного солеотложениями фонда скважин, фонда УДР и отказов по причине солеотложений по ОАО «Газпромнефть — ННГ» в 2005–2009 гг.

солеотложения с низкой коррозионной агрессив-ностью. С этой целью в 2006 году специалисты «Газ-промнефть-ННГ» провели аудит заводов-изготовите-лей химреагентов, а в 2008 году в компании было ор-ганизовано тестирование 12 видов ингибиторовсолеотложения с помощью специалистов предприя-тия «Сервис Уфа».

В результате удалось определить эффективностьзащитных свойств реагентов. Большое внимание уде-лялось собственно антикоррозионной эффективностиреагентов, но также оценивались и другие параметры,в том числе температура застывания и эффективностьпри определенных дозировках.

По результатам тестирования были выбраны ре-агенты, которые в наибольшей степени подходят дляусловий «Газпромнефть-ННГ». Процент защиты не ме-нее 80.

Базовым реагентом утвержден «Акватек», альтер-нативные реагенты — «Инсан» и «Оптима» — были на-правлены на ОПИ.

По состоянию на октябрь 2009 года фонд скважин«Газпромнефть-ННГ», осложненный солеотложением,составлял 1959 единиц, что соответствовало почти50% скважин действующего фонда УЭЦН. Защищен-ность фонда УДРами — 89%, что уже практически поз-воляет индивидуально подходить к каждой скважине.

Если говорить о минусах технологии постоянногодозирования ингибиторов солеотложения через УДЭ,то, по мнению «УфаНИПИнефти», главный из них со-стоит в том, что эта технология не может использовать-ся на скважинах с очень большими дебитами (см.«Карта применимости технологии постоянного дози-рования»). При большом дебите обслуживание УДЭстановится очень дорогим в плане трудозатратности.Скважину с дебитом по жидкости более 300 м3/сутки ис приличной обводненностью нужно будет заправлятьпочти ежедневно. Необходимы дополнительные затра-ты на установку оборудования, постоянно будет занятазатрубная задвижка. Это серьезный минус, если наскважине необходимо будет проводить какие-то до-полнительные геолого-геофизические измерения.

МЕТОД ПЕРИОДИЧЕСКОГОДОЗИРОВАНИЯ

Впечатляющих результатов при помощи еще одно-го метода подачи ингибитора, так называемого «пе-риодического дозирования», удалось добиться спе-циалистам ОАО «Самотлорнефтегаз» (см. «Динамикасолевого фонда ЭЦН в ОАО «Самотлорнефтегаз»).Несмотря на кризис, именно химизация остается темнаправлением в жизнедеятельности предприятия, ко-торое не подверглось урезанию, поскольку, как по-казывают расчеты, затраты на химическую защитузначительно меньше средств, которые были бы поте-ряны, если не защищать нефтепромысловое обору-дование6. Более того, компания увеличивает потреб-ление ингибиторов (см. «Динамика затрат на защитуот солеотложений в ОАО «Самотлорнефтегаз»).

В настоящее время в «Самотлорнефтегазе» при-меняются ингибиторы «Фокс» и Dodiscale, пришедшиена смену реагентам «Акватек», Descum и ПАФ как бо-лее выгодные по соотношению цены и эффективно-сти на солеотлагающем фонде предприятия. В рамкахОПИ применяются инкапсулированные ингибиторыCaptron и Giptron.

Основным способом ингибиторной защиты в «Са-мотлорнефтегазе» остается периодическое дозирова-ние в различных вариациях (см. «Затраты и эффектив-ность работ по предотвращению солеотложений вУЭЦН в ОАО «Самотлорнефтегаз» на 2009 г.»).

До 2008 года по этой методике использовали 5-про-центный раствор ингибитора «Фокс» — 11 г/тонну спериодичностью 15-30 суток. Затраты составляли от30 до 61 тыс. руб. в год на одну скважину, включая итехнологию, и стоимость ингибитора. Эффективностьработ составляла около 95%.

В 2008 году проводились испытания технологии сиспользованием 20-процентных растворов при же-стком соблюдении периодичности в 15 дней, с разной

35


№4/2010

6 Михель В.Д., начальник технического отдела ОАО «Самотлорнефтегаз»,

ОАО «ТНК-ВР». Методы предупреждения солеотложений

в ОАО «Самотлорнефтегаз» // Инженерная практика. — 2009. Пилотный выпуск.

Динамика солевого фонда ЭЦН ОАО «Самотлорнефтегаз»

концентрацией — 20 и 15 г/тонну ингибиторов «Фокс»и Dodiscale. Эффективность по ингибитору «Фокс»достигла 95,8%, Dodiscale — 90%.

Данная технология использовалась на всем соле-продуцирующем фонде одного из нефтепромыслов«Самотлорнефтегаза». Нефтепромысел географи-чески расположен на куполе Самотлорского место-рождения с большой газовой шапкой. В этой, и нетолько в этой, связи разработка данной части место-рождения была всегда проблемной. Помимо собст-венно газа, сказывались все предыдущие закачкихимпродуктов для повышения нефтеотдачи за про-шедшие годы. Отсюда и значительно выраженноесолеотложение.

Ингибиторы также испытывались в товарной фор-ме с периодичностью 7 суток на скважинах, эксплуа-тируемых с производительностью 400 м3/сут. и выше.В результате в 2008 году произошел всего один отказна 43 скважинах.

В первые трое суток вынос ингибитора весьма ве-лик, после чего интенсивность выноса снижается, до-стигая к седьмым суткам, примерно, 4 г/тонну.

В том же 2008 году в «Самотлорнефтегазе» нача-лись испытания инкапсулированного ингибитораCaptron с помещением его на забой скважин. Приэтом закачка производилась как при ПРС, так и приостановке ЭЦН во время эксплуатации.

В данном случае компания несла дополнительныезатраты, связанные с увеличением продолжительно-сти ПРС и с остановкой скважин. Остановка скважиныдоходила до суток, в зависимости от глубины спуска,динамического уровня и т.д. На конец 2009 года уже72 скважины защищались инкапсулированным инги-битором, и ни одного отказа по солеотложениям с мая2008 года на этом фонде зафиксировано не было.

Между тем, как отмечают в «УфаНИПИнефти», ос-новной недостаток метода периодического дозиро-вания состоит в повышенном и нестабильном расхо-де ингибитора, и эффективность в значительной сте-пени зависит от величины зумпфа и от дебитаскважины. Также к недостаткам относится возмож-ность коррозии эксплуатационной колонны (см.«Карта применимости технологии периодическогодозирования»).

По наблюдениям «УфаНИПИнефти», эффектив-ность спуска шашек и капсул на забой также сильнозависит от величины зумпфа. Если зумпф очень ма-ленький, то вынос ингибитора из общей массы ша-шек или капсул будет происходить очень быстро. Аесли зумпф слишком велик, то зона турбулентностии вымывания ингибитора не будет в достаточной сте-пени обеспечена. Кроме того, увеличивается времяПРС, потому что капсулы или шашки можно поме-стить на забой только во время ПРС. Если же спус-кать через открытое устье, то нужно соблюдать время

Карта применимости технологии постоянногодозирования (УДЭ, БРХ)

Динамика затрат на защиту от солеотложений в ОАО «Самотлорнефтегаз»

36 №4/2010


флотации шашек и капсул (см. «Карта применимоститехнологии подачи ингибитора на забой скважины»).

ПОГРУЖНЫЕ СКВАЖИННЫЕ КОНТЕЙНЕРЫ

С середины 2008 года в качестве способа борьбыпротив отложения солей на ЭЦН на фонде ОАО «Том-скнефть ВНК» сервисная компания «АЛНАС-Н» приме-няла подачу ингибиторов с помощью скважинных кон-тейнеров (ПСК). В данном случае ПСК изготавливалсяиз НКТ диаметром 89 мм секциями по 2 м, соединенны-ми между собой муфтами, и заглушен сверху. Контей-нер подвешивается к ПЭД на шарнирном элементе7.

ПСК заряжали твердым ингибитором на битумнойоснове, который в последующем вымывался черезперфорированные отверстия в секциях.

Срок действия ингибитора зависит от типоразмераУЭЦН. Например, по наблюдениям специалистов «АЛ-НАС-Н», для УЭЦН-80 срок полезного действия со-ставляет 180 суток. С увеличением типоразмера срокдействия пропорционально уменьшается, и наоборот.Также данная технология применима только на сква-жинах, температура пласта которых не превышает80°С, т.к при более высоких температурах ингибиторбыстро растворяется. Поставщиком ПСК в данномслучае выступала компания «Грит».

По итогам оценки результатов эксплуатации фондас ПСК, было принято решение все низкодебитныеУЭЦН комплектовать ПСК для защиты насосов от об-разования солей в период вывода на режим, благода-ря чему 6 скважин фонда «Томскнефть ВНК» вывелииз категории ЧРФ, а по остальным скважинам с ПСКувеличили наработку в среднем на 155 суток, послечего скважины продолжали работать.

Среди недостатков метода ингибирования при по-мощи ПСК специалисты «УфаНИПИнефти» отмечаютнеобходимость размещения дополнительного веса

Затраты и эффективность работ по предотвращению солеотложений в УЭЦН в ОАО «Самотлорнефтегаз» на 2009 г.

Виды работ Технология 2008 г., факт

Кол-во скв.-опер, шт.

Ср. затраты на 1 скв,в год, тыс. руб.

Эффективность защиты за 2008 г.

Периодическое дозированиеингибитора в скважину

(сол. фонд)

5%-й раствор, 11 г/т, периодичность 15-30 сут,ингибитор Фокс 03Н

5133 Более 31 94,9% (18 отказов на 354 скв.)

20% раствор, периодичность 15 сут. Фокс 03Н — 20 г/т. Dodiscale 2870W — от 15 г/т

2028 Более 100 95,8% по технологии (3 отк. на

72 скв.) 90% по ИС (1 отк. на 10 скв.)

Периодическое дозированиеингибитора (концентрированного)

в скважину (сол. фонд)

Товарная форма, 10г/т, периодичность 7 сут,Фокс 03Н

2043 Более 180 97,7% (1 отк. на 43 скв.)

Защита потенциального солевогофонда ЭЦН

5% раствор, 10 г/т, периодичность 15-30 сут.Descum 2Н-3111В в НПА-1.Фокс 03Н в НПА-2,3,4,5,6

6928 Более 31 Descum — 100%, Фокс — 98,7%

(10 отк. на 764 скв.)

Защита капсулиров. ингибитором(сол. фонд)

Инигибитор Captron 75W 16 Более 90 Отказов с мая 2008 г. нет

Карта применимости технологии периодическогодозирования

Карта применимости технологии подачи ингибитора на забой скважины (шашки, капсулы)

Карта применимости технологии погружных скважинныхконтейнеров (ПСК) с ингибирующей композицией

7 Васильев А.И., главный инженер ООО «Оренбург-Алнас-

Сервис». Опыт работы сервисных подразделений

ОАО «АЛНАС» с солеобразующим фондом скважин //


37


№4/2010

под ПЭД, что особенно нежелательно на высокоде-битном фонде (см. «Карта применимости технологиипогружных скважинных контейнеров с ингибирующейкомпозицией»).

Как правило, на месторождениях «Роснефти» до-пустимый вес ограничивается 250-300 кг. На высоко-дебитных скважинах вымыв ингибитора происходиточень быстро. И еще один серьезный минус: ПСК необеспечивает «ударной дозировки» при ВНР. В осо-бенности если эта скважина заглушена тяжелымирастворами глушения.

ПРИМЕНЕНИЕ СТУПЕНЕЙ ИЗ ЖИДКО КРИСТАЛЛИЧЕСКИХПОЛИМЕРОВ (ЖКП)

На фонде «АЛНАС-Н» также применяются различ-ные виды ЭЦН со ступенями из ЖЕП, поставляемыхкомпанией «Ижнефтепласт».

Применяются комбинации как из чугунного аппара-та с колесом из ЖКП, так и из проточных каналов, вы-полненных из ЖКП с чугунным стаканом, вкупе с ра-бочим колесом из ЖКП.

В результате проведенных промысловых испытанийполучен положительный эффект в части роста нара-ботки насосного оборудования, причем все насосымонтировались в скважины солеотлагающего фонд(см. «Результаты работы насосов производства «Иж-нефтепласт» с полимерными рабочими ступенями»).Как видно, применение ЖКП дало серьезный приростпо наработке на данном фонде скважин.

ОЧИСТКА РАБОЧИХ ОРГАНОВ

Помимо профилактики солеотложений и борьбы сэтим фактором, одна из немаловажных задач заклю-чается в восстановлении оборудования, отказавшегопо причине засорения. Это особенно важно, так как в

Результаты работы насосов производства «Ижнефтепласт» с полимерными рабочими ступенями

Степень отложения солей на рабочих органах ЭЦН по типоразмерам в ОАО «Сургутнефтегаз»

38 №4/2010


период кризиса многие, если не все предприятия и ба-зы, существенно увеличили долю повторно спускае-мого в скважины восстановленного оборудования поотношению к новым закупкам.

С учетом того, что на каждую секцию в среднемприходится 105 ступеней, в 2007 году ЦБПО ЭПУ«Сургутнефтегаза» получила 312 тыс. ступеней с со-леотложением, в 2008 году — 269 тыс., и за девять ме-сяцев 2009 года — 190 тыс. ступеней8. Причем макси-мальное количество солеотложений выявлялось приразборке низкодебитных установок, в основном ЭЦН-5-15 и ЭЦН-5-25 (см. «Степень отложения солей на ра-бочих органах ЭЦН по типоразмерам в ОАО «Сургут-нефтегаз»).

В 2007 году на вооружении ЦБПО ЭПУ было всегодва метода очистки: отжиг с пескоструйной очисткойи химическая очистка. В 2008 году специалисты пред-приятия внедрили ультразвук с моющим раствором«АН-5-К» (см. «Очистка колес при помощи ультразву-ковой установки»). Суть ультразвукового метода за-ключается в следующем: рабочие колеса погружаютсяв ванну, включается ультразвук, и через 25-60 минутизвлекается рабочее колесо.

Раствор определяли опытным путем, подбирая, во-первых, по качеству очистки рабочих органов и, во-вторых, по времени очистки.

Сравнительный анализ затрат в случае базы ЭПУ«Сургутнефтегаза» показал, что приблизительные за-траты по отжигу и пескоструйке составляют 4150 руб-лей на 100 ступеней, а химическая очистка — 3400рублей на 100 ступеней (см. «Затраты по очистке ра-бочих органов на 100 ступеней»). В свою очередь за-траты на ультразвук по предварительным подсчетамсоставляют 2 350 руб. на 100 ступеней. При этом учи-тывались как прямые (энергопотребление, затраты наприменяемые материалы при очистке), так и косвен-ные (зарплата работников) затраты.

После отжига и пескоструйки порядка 15% рабочихорганов утилизируются по дефектоскопии по причиненаличия остатков солей, удалить которые после отжи-га не представляется возможным. После химическойочистки отбраковывается минимум 3% рабочих орга-нов. Ультразвуковая очистка дает 5% отбраковки.

* * * * *Солеотложение — это осложнение механизирован-

ной добычи нефти, с которым инженеры-нефтяники вцелом научились справляться. Где-то на 75%, где-тона 98%, но с теми или иными финансовыми затратамибитва выигрывается. Гораздо более коварную пробле-му сегодня все еще представляет засорение ГНО мех-примесями и коррозия внутрискважинного оборудо-вания. Об этом речь пойдет далее.

Устройство ультразвуковой ванны и внешний вид установки

Результат очистки моющим средством АН-5-К

8 Филиппов А.Ю., заместитель начальника цеха ремонта

ЦБПО ЭПУ ОАО «Сургутнефтегаз». Особенности технологии

ремонта электропогружной установки, отказавшей по причине

солеотложений на рабочих органах. // Инженерная практика,

2009. Пилотный выпуск.

39


№4/2010

Борьба с солеотложением на скважинном оборудовании,...

Documents