ПРОБЛЕМА СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИНАХ, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН

Введение

Ключевым показателем эффективности работы с механизированным фондом скважин является средняя наработка на отказ (СНО) – период работы между отказами и межремонтный период (МРП) работы скважин – средняя продолжительность работы скважины. От данных показателей зависит комплекс затрат на производственный цикл, включающий затраты на подземный ремонт скважин, приобретение, ремонт подземного оборудования и косвенные потери от не добытой нефти за время ремонта скважин.

Материалы и методы

В работе использованы опубликованные данные по разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, материалы научно-исследовательских отчетов, а также результаты промысловых наблюдений на месторождениях Восточной Сибири и других регионов. Применялись методы системного анализа и обобщения производственного опыта бурения уплотняющих скважин на объектах с трудноизвлекаемыми запасами.

Результаты

В общей структуре действующего фонда нефтяных скважин Приразломного месторождения 54 % оборудовано установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), которые дают более 88,3 % общей добычи нефти.

Ключевым показателем эффективности работы с механизированным фондом скважин является средняя наработка на отказ (СНО) – период работы между отказами и межремонтный период (МРП) работы скважин – средняя продолжительность работы скважины. От данных показателей зависит комплекс затрат
на производственный цикл, включающий затраты на подземный ремонт скважин, приобретение, ремонт подземного оборудования и косвенные потери от не добытой нефти за время ремонта скважин.

Для снижения удельных затрат на добычу нефти необходимо постоянное совершенствование технологий и улучшение качественных показателей, таких как СНО, МРП и ряд показателей, характеризующих уровень брака в работе (аварии, преждевременные отказы, износ, засорение оборудования и т.п.). Ежемесячно
по элементам УЭЦН происходит более пяти осложнений и аварий, которые влекут дополнительные затраты на капитальный ремонт скважины (требуется больше времени на ликвидацию аварии) и дополнительные потери нефти.

Анализ проблем наиболее актуальных направлений проводится на месторождении системно. Механизированный фонд нефтяных скважин группируется по осложнённости (степень солеотложений, вынос механических примесей, влияние высокой температуры, влияние газа и др.).

По каждой группе скважин и категории осложнений готовятся целевые программы по снижению влияния данных осложнений для повышения СНО погружного оборудования и снижения затрат на производственный цикл механизированной добычи [6].

Динамика показателя СНО механизированного фонда скважин имеет тенденцию к снижению за счет системной работы ГТМ (гидроразрыв пласта и интенсификации добычи). Причем, на всех этих скважинах обнаружено начало отложения солей.

Основные проблемы, которые влияют на затраты по механизированному фонду скважин Приразломного месторождения представлены на рисунке 1.

Рисунок 1. Причины отказов погружных ЭЦН на Приразломном месторождении

Как следует из рисунка 1, второй по значимости проблемой для механизированного фонда скважин является проблема отложения солей на промысловом оборудовании.

Для предотвращения осложнений, связанных с отложением солей применяют различные технологии, способствующие снижению осложнений и, следовательно, способствующие поддержанию и увеличению СНО и МРП. 

На Приразломном месторождении наиболее остро стоит задача снижения рисков солеотложения, оптимизации применяемых технологий, выбор приоритетов в использовании новейших технологий предупреждения солеотложения. Главный источник выделения солей – вода, добываемая совместно с нефтью. Процесс солеотложения непосредственно связан со значительным перенасыщением водной среды трудно растворимыми солями за счет изменения физико-химических параметров системы добычи нефти (температуры, давления, выделения газа, концентрации осадкообразующих ионов и т.д.). Химический состав промысловых вод по мере выработки запасов нефти постоянно меняется, что обусловливает многообразие и изменчивость во времени состава солевых отложений.

К основным причинам образования солей в нефтяных скважинах при разработке месторождений, разрабатываемых НК «Роснефть», относятся:

- снижение давления и увеличение температуры добываемых флюидов, что приводит к выделению растворенного углекислого газа в газовую фазу и выпадению осадка карбоната кальция;

- снижение содержания CO₂ в растворе приводит к уменьшению концентрации угольной кислоты, что увеличивает показатель рН раствора, и, как следствие значительно снижает растворимость CaCO₃;

- смешение несовместимых вод (обычно добываемая вода содержит катионы кальция, бария и стронция и смешение их с закачиваемой водой, содержащей сульфат ионы, приводит к образованию нерастворимых сульфатов, таких как барит, целестин, гипс и ангидрит);

- испарение водных растворов при контакте с нагретым оборудованием (электродвигатели УЭЦН) приводит к перенасыщению флюидов ограничено растворимыми солями и их высаливанию. Этот механизм реализуется в малообводненных скважинах, эксплуатируемых УЭЦН и, особенно, в скважинах с высоким давлением и температурой

Заключение

Таким образом, используемые в настоящее время методы интенсивного воздействия на пласт одновременно с применением современных высокопроизводительных электроцентробежных насосов (ЭЦН) необходимы, прежде всего, для поддержания проектных темпов разработки месторождений. Форсированный отбор жидкости, который сопряжен с заглублением и повышением температуры в зоне ЭЦН, снижением забойных давлений и интенсивным разгазированием скважинных флюидов, влияет на интенсивность солеотложения на различных участках от забоя до устья скважины, на погружных скважинных насосах.

Кроме того, выпадение солей в призабойной зоне пласта приводит к увеличению скин-фактора, а значит, становится причиной снижения добычи нефти в эксплуатационных скважинах. В этой связи, для эффективной нефтедобычи крайне важен выбор оптимальных вариантов предотвращения солеотложения, учитывающий особенности эксплуатации скважин на конкретных месторождениях.