6. Характеристика технологий, применяемых для предупреждения и увеличения мрп. Анализ эффективности применения

В условиях акташской площади основными факторами, осложняющими эксплуатацию скважин УЭЦН являются АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизна ствола скважины, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активность среды.

Наиболее серьёзные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложениями парафина, солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т. д.

Отложения парафина и солей на рабочих органах установки, на стенках подъёмных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а в некоторых случаях полностью перекрывают) проходное сечение, создавая дополнительное сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву погружного электродвигателя и преждевременному выходу его из строя. В результате отложения парафина и солей в призабойной зоне скважин происходит снижение проницаемости призабойной зоны пласта, и как следствие, падение дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважины обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погружного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважины.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД центробежного насоса и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважины может послужить причиной перегрева ПЭДа и преждевременному выходу из строя УЭЦН.

Затраты на предотвращение и борьбу с осложнениями при эксплуатации скважин УЭЦН могут быть минимизированы при соблюдении определенных правил и рекомендаций, разработанных с учетом передового опыта нефтедобывающих предприятий ОАО «Татнефть».

Основным фактором, оказывающим влияние на формирование АСПО, является изменение температуры. При снижении температуры ниже температуры кристаллизации парафина происходит перенасыщение раствора и появляются первые кристаллы парафина. Кроме того, при снижении давления ниже давления насыщения, происходит выделение свободного газа, вследствие этого увеличивается концентрация асфальтосмолопарафиновых веществ в нефти, что также приводит к появлению кристаллов парафина. При этом основной причиной расширения зоны парафинизации на поздней стадии разработки является уменьшение забойного давления ниже давления насыщения.

На интенсивность формирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводнённость скважины. Влияние дебита на интенсивность парафинизации носит сложный характер: с одной стороны при увеличении дебита увеличивается интенсивность роста кристаллов за счёт увеличения количества контактов порций нефти с поверхностью, на которой формируются отложения. С другой стороны, улучшается тепловой режим работы скважины и усиливается срыв отложений с поверхности НКТ. Минимальная интенсивность парафинизации соответствует обводнённости от 20 до 50 %.

Действенным средством предотвращения отложений на стенке НКТ в ряде случаев при невысоких дебитах скважин может оказаться переход на колонну НКТ меньшего диаметра, при этом за счет увеличения скорости движения продукции в колонне подъемных труб увеличивается срывающая кристаллы отложений сила потока. Однако при этом необходимо оценить величину роста гидродинамических потерь в подъемном лифте и его влияние на рабочую характеристику ЭЦН.

Для предотвращения и удаления АСПО могут применяться различные методы: промывки скважины растворителями (например, дистиллятом, реагентом СНПХ-7870, производства ОАО «Нефтепромхим»); ввод в продукцию скважины ингибиторов парафиноотложений (диспергаторов); подогрев продукции скважины стационарными электронагревателями или периодический прогрев подъемного лифта спуском в него электронагревателя на каротажном кабеле, установка в составе подъемного лифта магнитных устройств; периодическая механическая очистка НКТ специальным скребком с применением геофизического подъемника, например скребком-протяжкой.

Анализ промысловых данных показывает, что для условий ОАО «Татнефть» наиболее приемлемым в существующих геолого-технических условиях разработки, с точки зрения технологической и экономической эффективности, является применение НКТ с защитным покрытием, в частности ОРС и ПЭП-585 производства БМЗ. В ОАО «Татнефть» НКТ с полимерным покрытием успешно применяются скважинах парафинящегося фонда, эксплуатируемых УЭЦН.

Особенностью полимерных покрытий является невысокая термостойкость, поэтому применение тепловых методов в скважинах с НКТ с защитными полимерными покрытиями недопустимо.

Для предотвращения солеотложения существуют различные методы.

Перспективным средством защиты от отложения солей в ЭЦН является применение рабочих колёс электроцентробежных насосов из угленаполненного полиамида, которые имеют повышенную чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса, что повышает гидродинамические характеристики насоса. В ОАО «Татнефть» успешно внедрены более 600 насосов с такими колёсами.

Метод использования ингибиторов занимает особое место вследствие его высокой технологичности и эффективности в промысловых условиях. Механизм действия ингибиторов солеотложения, замедляющих процесс осадкообразования, заключается в том, что молекулы ингибиторов диффундируют через объём раствора и адсорбируются на поверхности микрочастиц солей. Образуются довольно устойчивые ассоциации, дальнейший рост которых прекращается. Адсорбционный слой ингибитора на поверхности кристалла не только подавляет его рост, но и препятствует соединению кристаллов между собой и прилипанию их к поверхности оборудования и труб. Образовавшиеся ассоциации вследствие их малых размеров легко переносятся потоком жидкости.

На промыслах ОАО «Татнефть» основным средством для предупреждения солеотложения является использование ингибиторов ИСБ-1, Инкредол, СНПХ-5301 путём обработки призабойной зоны скважины. Однако необходимо иметь в виду, что влияние ингибиторов солеотложения на коллекторские свойства продуктивных пластов исследовано пока не достаточно, поэтому эту технологию рекомендуется применять в основном для скважин с большими коэффициентами продуктивности.

Эксплуатация скважин в условиях повышенного выноса механических примесей

Наличие в продукции скважин мех. примесей усиливает износ рабочих органов ЭЦН, сокращает срок его службы. Работа изношенного насоса сопровождается повышенным уровнем вибрации и может привести к серьезной аварии - «полету» скважинного оборудования на забой скважины.

Для повышения надежности и ресурса работы в скважинах, продукция которых содержит мех. примеси в концентрации свыше 0,1 г/л, а твердость песка в которых выше 5 баллов по Моосу, необходимо применять УЭЦН в износостойком исполнении. В насосах износостойкого исполнения рабочие колеса изготовлены из полиамидной смолы, в корпусе насоса установлены промежуточные резино-металлические центрирующие ват подшипники, в результате чего насос износостойкого исполнения при той же длине имеет меньше ступеней и соответственно напор. В современных конструкциях применяются более износостойкие материалы: осевые опоры изготавливают из карбида кремния, силицированного графита или твердого сплава; радиальные подшипники из абразивностойкого материала «КАРСТ». В скважинах с повышенным выносом мех. примесей целесообразно также применение ЭЦН с рабочими органами двухопорной конструкции, имеющими меньшие перетечки. Для работы в скважинах с содержанием абразивных частиц в продукции свыше 500 мг/л рекомендуется устанавливать так называемые «активные» опоры, представляющие из себя ступени требуемого номинала, у которых ступицы колеса и аппарата выполнены из материала «КАРСТ».

Наряду с применением насосов в износостойком исполнении, необходимо принимать возможные меры по снижению выноса песка в скважину. Это известные технологии укрепления призабойной зоны пласта, применение противопесочных забойных фильтров (например типа ФПП-146/168, выпускаемого ДОАО Машиностроительный завод «Нефтемаш», п. Черноморский, Краснодарского края), а в случаях неоднородного по прочности (по толщине) пласта - разработанную в ТатНИПИнефть технологию вскрытия слабосцементированного неоднородного пласта (РД 39-147585-004-86).

Если высокое содержание мех. примесей сочетается с повышенной вязкостью продукции, может оказаться целесообразным перевод скважины на эксплуатацию установками винтовых насосов с погружным электродвигателем, например, типа УЭВН5, выпускаемые АО «Ливгидромаш».

УЭЦН не предназначены для откачки вязких сред. С ростом вязкости откачиваемой среды характеристики работы УЭЦН ухудшаются. Центробежный насос интенсивно диспергирует перекачиваемую жидкость и в скважинах с обводненностью от 40 до 75 - 80 % способствует образованию тонкодисперсных высоковязких водонефтяных эмульсий, осложняющих эксплуатацию скважин.

Осложнения при эксплуатации скважин с повышенной вязкостью продукции УЭЦН могут быть уменьшены применением химических реагентов- деэмульгаторов. Однако при вязкости продукции более 300-350 мПа с кардинальным, технически и экономически оправданным решением следует признать перевод скважины на эксплуатацию другими типами насосных установок. На основании анализа причин выхода из строя скважин оборудованных УЭЦН видно, что основное количество ремонтов произведено причине засорения насоса.

На Акташской площади скважины, оборудованные УЭЦН, осложнены солеотложениями и водонефтяными эмульсиями.

Ниже представлена таблица 6.1 с данными по осложненным скважинам

Таблица 6.1 – Данные по осложнениям в скважинах

Скважина	Осложнение
2390	Соли на приеме насоса
20715	Соли на приеме насоса
20793	Соли на приеме насоса
20957	Соли на приеме насоса
2291	Водонефтяная эмульсия
10838	Водонефтяная эмульсия
20709	Водонефтяная эмульсия
20795	Водонефтяная эмульсия
20933	Водонефтяная эмульсия
20967	Водонефтяная эмульсия

В соответствии с таблицей 6.1 можно отметить, что на Акташской площади большинство скважин осложнены водонефтяной эмульсией.

Далее приведена таблица с мероприятиями, проводимыми на осложненных скважинах. В ней представлены виды жидкостей, которыми проводили промывки скважин.

Таблица 6.2. – Мероприятия, проводимые на осложненных скважинах

Скважина	Компонент
	Вид жидкости	V жидкости м3	Уд.в.ж.
1	2	3	4
2390	Пресная вода	32	1
20715	Пресная вода	32	1
20793	Пресная вода	32	1
20957	Дистиллят	1,9	0,67
2291	Деэмульгатор	13	0,696
10838	Деэмульгатор	30	0,86
20709	Деэмульгатор	16	0,7
20795	Деэмульгатор	15	0,7
20933	Деэмульгатор	30	0,698
20967	Деэмульгатор	30	1

В таблице 6.3 представлено эффективность мероприятий по борьбе с осложнениями в скважинах с УЭЦН на Акташской площади

Таблица 6.3 – Влияние мероприятий на МРП скважин и дебит нефти

Скважина	МРП, сут			Прирост МРП, сут	Дебит нефти, м3/сут		Прирост дебита нефти, м3/сут
	До мероприятия		После меропрития		До мероприятия	После меропрития
1	2	3		4	5	6	7
2390	254	356		102	10,97	11,5	0,53
20715	585	670		85	1,09	4,1	3,01
20793	438	546		108	3,23	5,3	2,07
20957	1214	1376		162	8,8	10	1,2
2291	374	523		149	16	17	1
10838	160	379		219	2,08	3,2	1,12
20709	268	340		72	4,89	6,7	1,81
20795	1585	1725		140	7,4	9,2	1,8
20933	438	540		102	6,34	7,8	1,46
20967	663	775		112	3,62	3,79	0,17

Рисунок 6.1 – МРП до и после мероприятия

По рисунку видно, что обработка промывками прошла результативно, т.к. МРП увеличился после мероприятия.

На рисунке 6.2 представлено дебит нефти до проведения мероприятий и после.

Рисунок 6.2 – Дебит нефти до и после мероприятия

Анализируя рисунок, можно сказать, что обработка промывками прошла результативно, т.к. дебит нефти после мероприятия увеличился.

Таким образом на Акташской площади Ново-Елховского месторождления в основном скважины эксплуатируемые с УЭЦН осложнены водонефтяными эмульсиями, а также солеотложениями. Для борьбы с осложнениями проводят такие мероприятия, как промывки. Анализируя таблицу 6.3 можно сказать, что промывки эффективны, так как отмечается увеличение МРП скважин и дебит нефти.