методы борьбы с солеотложением в ооо «рн

¨
.
Œ ŁŒ
пилотный выпуск
29
МЕТОДЫ БОРЬБЫ С СОЛЕОТЛОЖЕНИЕМ
В ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»
Семенов Дмитрий Сергеевич
Ведущий специалист отдела по работе с мехфондом ООО «Пурнефтегаз»
Одной из причин отказов
скважинного оборудования
на месторождениях
«РН-Пурнефтегаза» являются
отложения неорганических
солей. В период с 2007 года
по август 2009 года рост
действующего фонда
оборудованных УЭЦН скважин
по предприятию составил 18%.
Число скважин увеличилось
с 1091 до 1274 (см. «Динамика
фонда УЭЦН ООО
«РН-Пурнефтегаз»). Вместе
с ростом действующего фонда
увеличивался также
и солеотлагающий фонд —
на 28% за неполных четыре
года. Если в январе 2007 года
в солеотлагающем фонде было
236 скважин, то на конец
августа 2009 года их число
достигло уже 302.
Внедрение устьевых дозаторов
и технологии задавки
ингибитора в пласт позволило
существенно повысить
наработку УЭЦН на отказ.
Е
сли смотреть на долю солеотлагающего фонда
по отношению к действующему, то можно проследить такую тенденцию: с 2007 года по конец
2008 года идет увеличение на 2,6% с последующей стабилизацией. По состоянию на конец августа 2009 даже
произошло снижение на 0,6%.
Выполнение всевозможных мероприятий, ГТМ, ввод
новых скважин и т.д. привели к тому, что за тот же период — с 2007 года по август 2009 года — мы увеличили
добычу по жидкости с 95 тыс. м3 до почти 150 тыс. м3 суточной добычи — на 57% (см. «Динамика действующего
фонда УЭЦН и добычи жидкости»). Добыча нефти выросла на 11,5%. В среднем сегодня суточная добыча по
«РН-Пурнефтегазу» составляет около 21,5 тыс. м3.
За тот же промежуток времени на действующем фонде мы снизили забойное давление со 116 до 101 атм. —
в среднем по «РН-Пурнефтегазу» при одновременном
повышении газового фактора с 286 м 3 /тонну до
488 м3/тонну в среднем. Обводненность в среднем по
предприятию выросла на 1%, хотя по отдельным месторождения эта цифра выше — например, на ВосточноЯнгтинском рост обводненности составил 5–6% (см.
«Характеристики эксплуатации УЭЦН»).
Высокий газовый фактор, низкое забойное давление
по отношению с высоким давлением насыщения, обводнение продукции — все эти факторы кратно повышают
риск отложения солей на рабочих органах УЭЦН. При
этом суточный дебит солеотлагающего фонда сегодня
составляет 23% от общей добычи нефти по предприятию. То есть 302 скважины ежесуточно дают почти 5 тыс.
тонн (см. «Суточная добыча нефти»). Наиболее сильно
осложнены «солями» такие месторождения как Восточно-Янгтинское, Комсомольское и Южно-Харампурское.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
Основной солевой компонент в отложениях солей по
«РН-Пурнефтегазу» — это кальцит (см. «Специфика выпадения кальцита в скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз»).
Подъем продукции по стволу скважины сопровождается
снижением температуры и давления. При снижении давления происходит нарушение сложившегося в пластовых
условиях равновесия, что сопровождается перераспределением растворенного углекислого газа между водой
и нефтью и приводит к выпадению карбонатов кальция
в насыщенных солеобразующими ионами средах.
Региональные факторы: высокая агрессивность вод
(Са2+ > 500, НСО3- > 900 мг/л), низкие забойные давления
(Рзаб < Рнас), высокая обводненность (> 65%), газовый фактор (> 250 м3/т), а также прорывы воды ППД (смешение).
Солеотлагающий фонд ООО «РН-Пурнефтегаз»
Текущая ситуация:
•Солеотлогающий фонд — на 31 августа 302 скважины -23,7 % от
действующего фонда УЭЦН;
•9% всех отказов с наработкой до 180 суток — отказ по причине
«Солеотложение»;
•Сочетание с другими осложнениями –газ, пескопроявление;
•СНО защищаемого фонда 249 сут.;
Тенденции:
•Стабилизация роста солевого фонда, из-за увеличения охвата
ингибированием с внедрением новых технологий;
•Внедрение технологии защиты скважин от солеотложения
(SQUEEZE);
•Увеличение парка УДЭ, снижение количества СКО
Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы прогнозирования и предупреждения солеотложений
30
Динамика фонда УЭЦН ООО «РН-Пурнефтегаз»
Все эти факторы приводят к снижению наработки
оборудования на отказ, снижают дебит из-за отложения
солей в пласте, и усложняют работу КРС в части разбуривания солевых корок (очень трудоемкое и затратное занятие).
Минералогический анализ осадков проводил институт УфаНИПИнефть (см. «Минералогический анализ
осадков»). На приведенных фотографиях видно: по 565й скважине Южного Харампура — монолитный осадок,
когда постепенно идет наслоение соли, по 711-й здесь
уже присутствие газа (газовый фактор — 470 м3/т).
ДИНАМИКА ПРЕЖДЕВРЕМЕННЫХ ОТКАЗОВ
Динамика действующего фонда УЭЦН
и добычи жидкости
Суточная добыча нефти
К этой группе мы относим отказы до 180 суток. В период с 2007 года по конец августа 2009 года произошло
209 преждевременных отказов по причине солеотложения, что составляет 9% от общего количества преждевременных отказов (см. «Динамика преждевременных
отказов до 180 суток»). То есть, в принципе, солеотложение — конечно, один из существенных факторов снижения наработки, но это не основная причина для нашего предприятия. Больше отказов связанно с «пескопроявлением» и высоким «газовым фактором».
С конца 2008 года прослеживается снижение доли
отказов, связанных со сменой технологии периодической закачки. В 2007 году и до октября — ноября 2008
года мы применяли «периодику» — в общей сложности
на 105 скважинах. То есть раз в неделю подходили и
расчетный объем реагента заливали в затруб. На этих
скважинах мы имели повторные отказы по причине солеотложения. Были проблемы с подрядчиками по качеству работ, потом приходилось взимать деньги за эти
скважины, накладывать штрафы.
УфаНИПИнефть рассчитала весь наш солевой фонд
по состоянию на август 2009 года. Расчеты показали,
что неэффективно использовать периодическую обра-
Осадки Южно-Харампурского месторождения
Специфика выпадения кальцита в скважинах
ООО «РН-Пурнефтегаз»
Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы прогнозирования и предупреждения солеотложений
инженерная практика пилотный выпуск 31
Характеристики эксплуатации УЭЦН
Месторождение
Восточно-Янгтинское
Западно-Пурпейское
Пласт
Qж (м3/сут)
Обвод %
ГФ (м3/т)
Тпл. (C°)
Рзаб
Рнас
БС10, 11
362
89
184
79
111
187
БП2
262
71
72
82
107
125
2БП2, ПК18,19
87
66
611
62
86
112
Тарасовское
БП14
83
70
313
91
94
179
Южно-Харампурское
1-4Ю1
78
69
326
90
110
200
Комсомольское
Минералогический анализ осадков
Скважина
Пласт
Состав
Описание
299
1Ю1,
2Ю1
барит
Корковидные частицы толщиной около 1 мм. Сложены плотным скрытокристаллическим агрегатом
светло-серого цвета
711
1Ю1,
2Ю,
3Ю1
кальцит,
кварц
Кальцитовая корка толщиной 1–2 мм. Сложена плотным или пористым агрегатом параллельно шестоватых кристаллов.
На внутренней стороне корки густой налет гидроксидов железа. Количество кальцита 90%. Кварц составляет 10%.
Представлен окатанными зернами и угловатыми обломками
391
1Ю1
кальцит,
кварц,
проппант
Представлен корковидными частицами толщиной 1–2 мм сложенными плотным или пористым агрегатом
ромбоэдрических кристаллов. Кальцит составляет 75%. Кварц представлен окатанными зернами.
Количество кварца 15%. Проппант–шарики в количестве 10%
300
1Ю1
барит,
кальцит
Баритовая корка толщиной около 1 мм. Сложена плотным агрегатом пластинчатых кристаллов белого цвета.
На поверхности корки встречается тонкий налет кальцита
434
1Ю1,
2Ю,
3Ю1
продукты
коррозии,
галит
Проба представлена продуктами коррозии — удлиненными изогнутыми магнитными частицами стально-серого
и бурого цвета покрытыми охристым налетом гидроксидов железа. Встречаются редкие кристаллические зернистые
налеты галита на поверхности коррозионных частиц
325
1Ю1
барит,
галит,
проппант
Баритовая корка толщиной менее 1 мм. Сложена плотным скрытокристаллическим Агрегатом светло-серого цвета.
На внутренней стороне корки интенсивный налет гидроксидов железа. В небольшом количестве встречаются агрегатные
сростки кубических кристаллов галита. Присутствуют единичные шарики проппанта
454
1Ю1,
2Ю1
кальцит,
кварц
Проба представлена кальцитовой коркой толщиной около 1 мм сложенной плотным агрегатом
параллельно-шестоватых кристаллов светло-серого цвета. В небольшом количестве присутствуют зерна кварца размером
от 0,3 до 0,6мм
Осадки Южно-Харампурского месторождения
Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы прогнозирования и предупреждения солеотложений
32
Динамика преждевременных отказов до 180 суток
Применяемые методы защиты
ботку по причине полного выноса воды с забоя скважины. Было принято решение отказаться от данного
метода и закупить 100 дозаторов фирмы «Позитрон»
(см. «Применяемые методы защиты»).
ЗАДАВКА В ПЛАСТ
Наработки на защищаемом фонде
В 2008 году в рамках проекта «Система новых технологий» (СНТ) в рамках ОПИ было проведено 20 скважино-операций по задавке ингибитора в пласт. В 2009
году мы уже могли констатировать очень хорошие результаты. Таким образом львиная доля солеотлагающего фонда на Южном Харампуре была защищена задавкой ингибитора в призабойную зону пласта (ПЗП).
На фонде дозаторов в 2007, 2008 и 2009 году мы использовали «Акватек» и «Инсан». Сейчас от «Акватека» перешли на «Инсан», что было связано с организационным трудностями подрядных организаций. Впрочем, есть и экономические преимущества использования «Инсана» — требуется меньшая дозировка на скважину, что в целом дешевле исользования «Акватека».
В 2010 году планируется ОПИ сухих (гранулированных)
ингибиторов солеотложений.
О результативности внедрения дозаторов и задавки
можно судить по изменению средних наработок УЭЦН на
отказ. Там, где наработка составляла порядка 80 суток,
после внедрения УДЭ мы имеем 254, текущая — 229. По
задавкам — 48, после внедрения — 203, текущая цифра
— 199 суток (см. «Наработки на защищаемом фонде»).
Также хотим освоить применяемую в «РН-Юганскнефтегазе» технгологию по минизадавкам. Написали
письмо подрядным организациям о закупке реагента.
По 2008 году анализировали вынос ингибиторов по
тем скважинам, где проходили задавки в пласт. Отклонение фактического выноса от прогнозного остается в рамках 9–10%, не более (см. «Вынос ингибитора по обработанным скважинам»). В принципе, эффективно, и даже при снижении концентрации до
значения меньше 10 мг на литр скважина, все равно,
остается защищенной.
На основе полученного опыта были определены мероприятия по снижению рисков при ОПЗ (см. «Мероприятия по снижению рисков при ОПЗ»).
Дальнейшее развитие направления видится в продолжении внедрения устьевых дозаторов. До конца
2009 года запланировано внедрить 250 УДЭ. По 2010
году — еще около 50. Также продолжится внедрение
задавок в пласт, минизадавок. И мы хотим попробовать
гранулированные ингибиторы, как при ГРП, и, возможно, в стакане на забое скважины.
Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы прогнозирования и предупреждения солеотложений
инженерная практика пилотный выпуск 33
Наработки на защищаемом фонде
ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ
Вопрос. Вы сказали, что преждевременный отказ — это до 180
суток у вас считается?
Д.Семенов. Да, до 180 суток (согласно стандарта компании
ЕЕТ 2006).
Вопрос. То есть гарантия сервисной базы — 180 суток, а не год?
Д.С. Да.
Вопрос. Как оцениваете результаты применения магнитных
активаторов?
Д.С. Продолжает работать одна скважина на Северном
Харампуре. По остальным результаты неоднозначные. Там, где по
расчетам рекомендовалось применение, были отказы. Там, где
спускали, потому что нечем было защитить, вроде бы работает.
В любом случае, я бы не назвал это панацеей.
Закачка ингибиторов солеотложений с помощью устьевых дозаторов:
•Увеличение наработки на отказ в 3,1 раза на фонде скважин с
устьевыми дозаторами.
•Защита ГНО до приемной сетки насоса. (Риск отложения ниже
приема насоса).
•Опробованы отечественные ингибиторы Акватек, Оптима, Инсан,
Ипроден. В данный момент проводится ОПИ СолМастер.
•Запланировано увеличение фонда УДЭ до 250 штук в 2009 году.
Закачка ингибиторов солеотложений в призабойную зону пласта:
•Увеличение наработки на отказ в 4,2 раза.
•Используемые ингибиторы отечественных производителей
Акватек, Ипроден.
•На ряде скважин с использованием хлорида калия в качестве
оторочки, получен длительный вывод на ВНР, роста %
обводненности продукции (водная — блокада).
•Согласован с ДНГД переход на более эффективный реагент
Ипроден ВР-1в качестве оторочки при ОПЗ.
•Прорабатывается вопрос по поставке ОЭДФ для скважин с
жидкостями глушения более 1,18 г/см3 на основе хлористого
кальция.
Мероприятия по снижению рисков при ОПЗ
Риски
Мероприятия по снижению рисков
1. Высокое содержание КВЧ
в тех. растворах. Занос
кольматанта в ПЗП совместно
с хлоркалиевым флюсом
1. Супервайзинг. Применение
чистых солей хлоридов калия,
кальция, натрия. Приготовление
растворов на Растворных узлах
2. Набухание глинистой
составляющей коллектора
2. Применение хлорида калия,
гидрофобизаторов
3. Изменение ФЕС пласта
3. Применение взаимного
растворителя на основе спиртов
для подготовки пласта
4. Низкие сроки защиты при
обработке отечественными
реагентами
4. Обучение химизационного
сервиса и ТКРС. Входной
контроль химии. Применение
более качественных реагентов
5. Обводнение скважины в
результате прорыва в
водонасыщенную зону пласта
5. При проведении закачки
не превышать максимальное
давление репрессии на пласт.
Обеспечение приемистости
не менее 250 м3/сут. при 10 мПа
6. Увеличение времени вывода
на режим
6. Подготовка скважины,
переход на неводные системы
7. Увеличение времени закачки и
большие перерывы в подаче
реагента. Необеспеченность
исправной техникой для
проведения работ:
7. Привлечение
специализированных сервисных
организаций. Обеспечение
наличие 2-х исправных ЦА-320,
4-6 чистых 16м3 емкостей
Вопрос. Были опубликованы страшные фотографии по отказам
глубинно-насосного оборудования по причине коррозии корпусов
на ваших скважинах. Вы это связываете с увеличением
использования ингибиторов солеотложения?
Д.С. На скважинах, где есть серьезные проблемы по коррозии,
ингибиторы солеотложения не используются.
Вопрос. Скажите, пожалуйста, чьи трубки вы используете?
«Синергия-Лидер»?
Д.С. Да. Сами дозаторы двух производителей — это «СинергияЛидер» — поставки 2005–2006 года. И «Позитрон» — в 2009 году
100 дозаторов было куплено.
Вопрос. В какой дозировке использовали «Акватек» и
используете «Импроден»?
Д.С. На «Акватеке» мы качали 30 миллиграмм на литр
добываемой воды, на «Ипродене» — 20 мг.
Вопрос. А на выходе сколько имеете?
Д.С. Если 50% имеем, мы говорим, что эффект положительный —
50% от того, что закачиваем.
Вопрос. Какую ответственность подрядчика по сервису с УДЭ
вы оговариваете в договоре?
Д.С. Они за свои деньги химию покупают. Если они
некачественная, они будут сами разбираться с заводом.
Вопрос. Нет, допустим, вы получили отказ по солеотложениям.
Что вы предъявляете им? Затраты на ремонт? Затраты КРС?
Д.С. Нет. Затраты на обслуживание, плюс штраф в размере
двух месяцев обслуживания. То есть мы им не платим за химию,
которую они потратили на эту скважину, плюс два месячных
обслуживания.
Вопрос. То есть достаточно высокий штраф?
Д.С. В среднем, в принципе, я считаю, что не очень
существенный для них.
Вопрос. Почему ни одного слова не сказано о покрытиях рабочих
органов?
Д.С. В принципе, очень хорошо применялся «Ижнефтепласт» —
поставки были 2006–2007 года, оборудование работало неплохо.
В 2008 году получили проблемы с этим же оборудованием по
песку. Там 200 мг на литр. А у нас в условиях «Пурнефтегаза»
песок — это очень осложняющий фактор. Песок с твердостью даже
по «Комсомолке» — 8 баллов по шкале Мооса. Какие ЭЦН тут
будут работать?!
Вопрос. Вы подняли оборудование завода «Ижнефтепласт», и
опустили другой вариант оборудования в эту же скважину. Какой был
эффект после этого? Стало лучше? Стало хуже?
Д.С. Если эта скважина была в солеотлагающем фонде, поставили
дозатор, спустили более износостойкий насос, и она работает.
Вопрос. То есть комплексно решили?
Д.С. Комплексно, да.
Вопрос. Что можете сказать о погружных контейнерах?
Д.С. Мы не применяли погружные контейнеры. Не хотели
осложнять скважину дополнительным оборудованием. Кроме того,
когда ингибитор закончится — что дальше делать со скважиной?
Ждать, пока она откажет? Так она может зарасти солью, мы ее не
вытащим, получим аварию, какие-то ловильные работы. Или
поднимать установку, чтобы наполнить контейнер?
Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы прогнозирования и предупреждения солеотложений