ОАО «НК «Роснефть» - 10 лет Техника и технология добычи нефти УДК 622.276.72
© Коллектив авторов, 2005
Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» А.Н. Семеновых, Д.В. Маркелов (ОАО «Юганскнефтегаз»), В.В. Рагулин, А.И. Волошин, А.Г. Михайлов (ООО «ЮНГ-НТЦ Уфа»)
В В
Experience and prospects of salt deposition inhibiting at Yuganskneftegaz OAO deposits
настоящее время по осложненному отложением солей фонду скважин ОАО «Юганскнефтегаз» добывается нефти более 33 тыс. т/сут. Для эффективной разработки и эксплуатации большинства нефтяных месторождений необходим подбор технологий предотвращения отложения солей, учитывающий особенности конкретных скважин. Опыт ингибирования добывающих скважин позволил проанализировать эффективность и предложить критерии для подбора различных технологий борьбы с отложением солей. Для поддержания проектных темпов разработки месторождений широкое распространение получили методы интенсивного воздействия на пласт в сочетании с использованием современных высокопроизводительных центробежных электронасосов (ЭЦН). Форсированный отбор жидкости, связанный с заглублением ЭЦН и снижением забойных давлений, часто сопровождается ростом числа отказов скважинного оборудования вследствие выпадения твердых кристаллических отложений солей на различных деталях ЭЦН. Это приводит к заклиниванию вала либо к пробою изоляции электрического кабеля. Межремонтный период механизированного фонда скважин, осложненных солеотложением, иногда снижается до 10 - 35 сут. Кроме того, выпадение солей в призабойной зоне пласта увеличивает скин-фактор, а следовательно, становится причиной снижения добычи нефти из добывающих скважин. Обострение проблемы солеотложения связано с различными причинами. При заглублении насосного оборудования резко ухудшаются условия теплоотдачи погружного электродвигателя (ПЭД) и происходит интенсивный разогрев добываемых флюидов, в результате резко снижается растворимость кальцита – основного компонента солеотложения в скважинах Нефтеюганского региона [1]. Разгазирование в этих условиях способствует выпадению кальцита из-за снижения содержания растворенного диоксида углерода в водной среде. Подтягивание в призабойную зону вод с пониженным содержанием растворенного диоксида углерода и их смешивание с добываемыми флюидами также интенсифицируют выпадение кальцита. Солеотложению способствуют рост обводненности добываемых флюидов при переходе большинства месторождений региона на третью стадию разработки, увеличение содержания катиона кальция в пластовых водах и их водородного показателя рН. Для вод гидрокарбонат-
94
A.N.Semenovykh, D.V.Markelov (Yuganskneftegaz OAO), V.V.Ragulin, A.I.Voloshin, A.G.Mikhaylov (YuNG-NTTs Ufa OOO) Methods of salts depositions control at Yuganskneftegaz OAO wells are considered. Criteria for selection of various technologies of control of these depositions are offered. Results of tests of corrosion aggression of some commercial forms of salt deposition inhibitors are given. Wells choice criteria for the most effective application of the basic technologies of salts depositions prevention are determined.
но-натриевого типа, к которому относится большинство пластовых вод, эти факторы решающим образом влияют на насыщенность воды карбонатом кальция. Перечисленные причины привели к тому, что за последние несколько лет в ОАО «Юганскнефтегаз» наметилась устойчивая тенденция увеличения числа осложненных солеотложением скважин, которое достигло к настоящему времени более 1100 (более 17 % фонда скважин, оборудованных ЭЦН). Преждевременный выход из строя насосного оборудования в осложненных солеотложением скважинах обусловил необходимость реализации различных технологий предупреждения и удаления этих отложений. Для удаления солевых отложений из призабойной зоны скважины и с рабочих органов ЭЦН в ОАО «Юганскнефтегаз» широко используются кислотные обработки. С целью предупреждения отложения солей применяют технологии непрерывного дозирования ингибитора при помощи наземных дозирующих установок (УДЭ) и периодической подачи реагента в затрубное пространство скважин, закачку ингибитора солеотложения совместно с нагнетаемой в пласт водой через систему ППД, ингибирование добываемых флюидов с использованием погружных скважинных контейнеров-дозаторов, заполненных твердым композиционным ингибитором (рис. 1). Соли с работающих ЭЦН удаляют путем промывки рабочих ступеней насоса через затрубное пространство 5 %-ным раствором соляной кислоты. Основная опасность при обработке - возможность воздействия кислоты на целостность электрического кабеля. По этой причине обязательным является применение соляной кислоты с ингибитором коррозии. После обработки ствол скважины промывается раствором ПАВ для удаления кислотного состава. ПАВ покрывает поверхность оборудования и предупреждает отложение солей в ближайшее время после обработки. Для более продолжительного эффекта ингибирования в состав промывочной жидкости добавляется ингибитор солеотложения.
ОАО «НК «Роснефть» - 10 лет
Рис. 1. Динамика скважино-обработок по удалению и предотвращению солеотложения
Этот вид обработки позволяет восстановить технологические параметры ЭЦН и иногда увеличить дебит жидкости на 30–50 %. Основным преимуществом данной технологии является ее экспрессность. Обработка позволяет поддержать скважину в рабочем состоянии до проведения ингибирования. Предупреждение солеотложения с использованием техноло-
гии постоянного дозирования ингибитора в затрубное пространство скважины при помощи УДЭ оказалось весьма эффективным. Анализ работы осложненных скважин, оборудованных УДЭ, показал, что в среднем коэффициент увеличения наработки на отказ ЭЦН увеличился более чем в 5 раз. Однако не во всех защищаемых скважинах применение УДЭ позволило увеличить наработку на отказ скважинных насосов. Сравнительный анализ основных эксплуатационных параметров работы скважин (депрессия, забойное давление, количество добываемой воды) эффективно и неэффективно защищаемого фонда показал, что чем ниже глубина подвески насоса, тем выше эффективность использования УДЭ по снижению интенсивности солеотложения. Отмеченное, как показывают результаты моделирования, связано с интенсивным солеобразованием в интервале забой скважины - прием насоса. При определенных технологических параметрах работы скважин и ионном составе пластовых вод содержание образующегося кальцита в скважинных флюидах превышает 0,01 %, и введение ингибитора на прием ЭЦН не может существенно повлиять на интенсивность солеотложения. При заглублении насоса иногда снижается содержание выпавшей соли в добываемой продукции и ингибирование на приеме ЭЦН становится эффективным [2]. На эффективность ингибирования солеотложения значительно влияет правильный выбор ингибитора. Как показывают результаты исследования (табл. 1), в зависимости от индекса насыщения пластовой воды карбонатом кальция эффективность ингибирования солеотложения одними и теми же реагентами может существенно различаться. В связи с этим для повышения эффективности ингибирования необходим подбор марки и дозировок ингибитора для каждого осложненного солеотложением месторождения. Одним из факторов, затрудняющих реализацию технологии постоянного дозирования ингибитора в затрубное пространство, является коррозионная агрессивность ингибитора. Были установлены коррозионные разрушения НКТ и оболочки силового кабеля в затрубном пространстве некоторых ингибируемых скважин. В настоящее время промышленностью производятся ингибиторы солеотложения с различными рН товарных форм, а следовательно, и разной коррозионной агрессивностью в нормальных условиях. Результаты испытаний коррозионной агрессивности некоторых товарных форм реагентов представлены в табл. 2. Полученные данные явно указывают на тенденцию роста коррозионной агрессивности ингибиторов солеотложения с понижением показателя рН раствора.
95
ОАО «НК «Роснефть» - 10 лет
Однако следует иметь в виду, что в затрубном пространстве скважины стекающий по НКТ ингибитор, насыщаясь диоксидом углерода, который содержится в добываемой продукции, приобретает новые свойства. Коррозионная агрессивность ингибитора может либо снизиться (например, СНПХ-5311), либо возрасти (например, Акватек 511М) при одной и той же температуре по сравнению с нормальными условиями. Отмеченное связано с изменением характера коррозии: от кислородной - при нормальных условиях, до углекислотной – в затрубном пространстве скважины. При этом с ростом температуры в затрубном пространстве коррозионная агрессивность ингибиторов солеотложения также повышается (см. табл. 2). Таким образом, остается актуальной проблема совершенствования товарных форм ингибиторов солеотложения для технологии постоянного дозирования в затрубное пространство скважины. Альтернативным путем решения проблем технологии постоянного дозирования является применение для защиты от солеотложения погружных скважинных контейнеров (ПСК), устанавливаемых ниже ПЭД центробежного электронасоса [2]. Контейнер представляет собой перфорированный металлический пенал, заполненный твердофазной ингибиторной композицией. Дозирование реагента осуществляется путем его постепенного растворения и вымывания добываемой жидкостью. В настоящее время разработаны конструкции металлического пенала ПСК трех типоразмеров с возможностью применения в эксплуатационных колоннах внутренним диаметром от 117 мм и более и полезной массой поставляемой ингибиторной композиции до 120 кг. Конструкция контейнера разборная и состоит из нескольких отдельных секций, соединяемых резьбовой муфтой, что обеспечивает удобство его загрузки, транспортировки и спуска в скважину. Контейнер крепится к компенсатору ЭЦН шарнирной подвеской. Шарнир допускает отклонение оси ПСК не менее 5° в любом направлении относительно продольной оси контейнера. Опытные образцы ПСК с ингибиторной композицией были установлены и испытаны в скв. 3026, 3754, 3507 Мало-Балыкского месторождения. Применение этих контейнеров с ингибиторной композицией в солеотлагающих скважинах позволило увеличить наработку на отказ ЭЦН в 2,3-5,3 раза. В настоящее время проводятся расширенные опытно-промысловые испытания технологии в 14 добывающих скважинах с перспективой дальнейшей установки более 80 ПСК. Технология периодического ингибирования через затрубное пространство применяется только в тех скважинах, которые не оборудованы установками постоянной подачи ингибиторов солеотложения. Технология заключается в серии одноразовых зака-
96
чек пачек ингибитора в затрубное пространство с частотой 1 раз в 15 или 30 сут в зависимости от дебита скважины. При использовании данной технологии существуют два способа поступления ингибитора на прием ЭЦН: из затрубного пространства и с забоя скважины. При выводе скважины на режим после глушения часть затрубного пространства заполнена раствором глушения. Введение ингибитора в затрубное пространство сопровождается его растворением в растворе глушения. При снижении поступления жидкости из пласта скважинный насос начинает отбирать жидкость из затрубного пространства и растворенный ингибитор поступает на прием ЭЦН. При замещении раствора глушения в затрубном пространстве на нефть часть подаваемого ингибитора, поступая на прием насоса под действием собственного веса, направляется в насос, а часть из-за малой скорости восходящего потока успевает опуститься в поднасосное пространство и на забой скважины. В последнем случае растворившийся в водной среде на забое скважины ингибитор постепенно выносится потоком. Возможно непосредственное задавливание насосным агрегатом раствора ингибитора на забой скважины. В процессе эксплуатации скважины в затрубном пространстве создается слой нефти. Движение через него водного раствора ингибитора солеотложения, нерастворимого в нефти, происходит достаточно быстро. Поэтому технологию рекомендуется применять только в том случае, если раствор ингибитора задавливается на забой скважины, а ее эксплуатация связана с неполным выносом жидкости, скапливающейся на забое. Опыт применения технологии показал, что при обработке корректно выбранных скважин с периодичностью 1-2 раза в месяц наработка на отказ ЭЦН увеличивается в 2-2,5 раза. Эту технологию рекомендуется использовать в скважинах после ремонта в момент ввода их в эксплуатацию. Эффективной оказалась технология закачки ингибитора солеотложения через систему ППД вместе с нагнетаемой в пласт водой. Применение данной технологии целесообразно при воздействии через систему ППД одновременно на пять-шесть солеотлагающих добывающих скважин, характеризующихся устойчивыми гидродинамическими связями с нагнетательными скважинами [3, 4]. До проведения обработки устанавливалась гидродинамическая связь нагнетательных и добывающих скважин, выбирался ингибитор солеотложения и оценивались его потери в пласте при адсорбционно-десорбционных процессах. Так как на начальном этапе закачки ингибитора с нагнетаемой в систему ППД водой процесс адсорбции преобладает над десорбцией реагента с породы, ударные дозы ингибитора закачивали в течение 10 сут с частотой 1 раз в 2 сут. Затем в течение 20 сут с частотой 1 раз в 2 сут закачивали оптимальную дозу ингибитора. Детальный анализ результатов работы девяти солеотлагающих скважин после обработки ингибитором солеотложения ПАФ-13А вод, закачиваемых в систему ППД Южно-Сургутского месторождения, показал, что вынос ингибитора из некоторых скважин отмечен через 4 сут после закачки. В скв. 5916, 5077, 489 максимальный вынос ингибитора наблюдался на 60-70-й день после обработки, в скв. 5049, 5026, 5075 — на 10-20-й день, в скв. 5004 и 706 — на 120-й день. В результате проведенных обработок существенно снизилось число отказов ЭЦН из-за солеотложения, а их наработка на отказ увеличилась в 1,4-4,9 раза. Отмечался рост добычи нефти по солеотлагающим скважинам по сравнению с базовой, что связано как с общим снижением времени простоя, так и с ингибированием солеобразования в порах водонасыщенной части продуктивного пласта и призабойной зоны скважины (рис. 2). Испытания технологии показали, что период защиты от солеотложения очаговой зоны скважин от одной закачки инги-
ОАО «НК «Роснефть» - 10 лет
Рис. 2. Динамика суммарного дебита жидкости (I), нефти (II) очаговых солеотлагающих скважин и числа отказов (III) в результате обработок ингибитором нагнетаемой в пласт воды
битора по данной технологии не превышает 6-7 мес. В 2002 и 2003 г. по данной технологии успешно проведено соответственно четыре и шесть обработок очаговых солеотлагающих зон. Объем закачанного ингибитора солеотложения составил соответственно 81 и 228 т. В 2005 г. начато внедрение технологии на одном из крупнейших в России Приобском нефтяном месторождении. Таким образом, накопленный опыт применения технологий борьбы с солеотложением позволил определить критерии выбора скважин для наиболее эффективного применения основных технологий предупреждения солеотложения: - ингибирование с помощью ПСК – среднедебитные скважины (до 80 м3/сут) обводненностью более 50 %; - постоянное дозирование – высокодебитные скважины с широким диапазоном обводненности (10-85 %); - периодическое дозирование – среднедебитные скважины (менее 80 м3/сут) обводненностью более 80 %; - закачка через систему ППД – очаговое расположение скважин, гидродинамическая связь нагнетательных скважин с добывающими, низкая хемосорбция ингибитора в пласте. В результате анализа проводимых работ по ингибированию солеотложения в скважинах ОАО «Юганскнефтегаз» выработаны рекомендации по оптимальному применению технологий.
Список литературы 1. Моделирование солеобразования при нефтедобыче и технологии его предупреждения/В. Рагулин, О. Латыпов, А. Михайлов и др.//Научно-технический вестник ЮКОС. – 2003. - № 6. - С. 42-47. 2. Опыт предотвращения солеотложения в скважинном оборудовании ОАО «Юганскнефтегаз»/В. Рагулин, А. Михайлов, Е. Смолянец, В. Теплов//Научно-технический вестник ЮКОС. – 2004. - № 10. - С. 15-17. 3. Опыт применения технологии закачки ингибитора солеотложения через систему ППД на Южно-Сургутском месторождении/В. Рагулин, А. Михайлов, Ю. Кобка и др.//Научно-технический вестник ЮКОС. – 2003. - № 7. - С. 34-37. 4. Scale Management of Production Wells via Inhibitor Application in Supporting Injection Wells/V. Ragulin, A. Mikhailov, O. Latipov and others//SPE 87461, The 6th International Symposium on Oilfield Scale, Aberdeen, UK. - 2004.
97