2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Нефть юрских отложений месторождения Каракудук характеризуется как лёгкая, высокопарафинистая с большим содержанием смол и асфальтенов, застывающая при высокой температуре. Проведённые в 2003-2004 г.г. исследования свойств дегазированной нефти верхнеюрских отложений показали содержание парафина в среднем 21,22%, смол и асфальтенов – 7,94% с температурой застывания нефти плюс 31°С. Процесс добычи таких нефтей сопровождается выпадением твёрдых органических отложений, содержащих парафины, асфальтены, смолы, масла и механические примеси. Выпадение асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) в подъёмных трубах ведёт к их закупориванию, что приводит к снижению дебитов скважин.

По данным термометрии пластовая температура продуктивных горизонтов Ю-I-II и Ю-IVБ достаточно высокая, соответственно 104 и 114°С. Пластовое давление составляет соответственно 18,37 и 18,43 МПа [1]. Если устьевая температура выше температуры застывания нефти при достаточно высоком газосодержании нефти (69,7 – 89,0 м³/т), можно предположить, что при таком технологическом режиме мелкие частицы парафина остаются во взвешенном состоянии и уносятся потоком жидкости, не откладываясь на стенках подземного оборудования. За период 2002-2004 г.г. из мероприятий по удалению АСПО только на скважине 91 в августе 2007 г. была проведена очистка скребком до глубины 2984 м. В 2008 г. во время проведения подземного ремонта скважин 181 и 186 наблюдались отложения парафина на внутренней поверхности НКТ.

Понижение температуры нефти до точки насыщения нефти парафином приводит к изменению агрегатного состояния компонентов нефти и образованию центров кристаллизации парафинов. Для борьбы с парафиноотложениями существуют различные методы, направленные как на предупреждение образования их, так и на удаление уже образовавшихся отложений.

В настоящее время мероприятия по предупреждению образования парафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании не проводятся. Для предупреждения образования органических отложений в подземном оборудовании в мировой практике добычи парафинистых нефтей широко применяется использование ингибиторов парафиноотложений, которые, обладая поверхностно-активными свойствами, влияют на начало кристаллизации, стабилизируют кристаллическую фазу и предупреждают осаждение АСПО на поверхности оборудования.

Ингибиторная защита предусматривает постоянную подачу реагента дозировочными насосами в затрубное пространство. Необходимая дозировка подбирается расчетным путем по результатам лабораторных испытаний и выбора наиболее эффективного и экономически выгодного реагента.

С целью удаления образовавшихся парафиновых отложений рекомендуется применять механический метод – парафиноочистки. По мере необходимости требуется проводить работы по удалению образовавшихся отложений в верхней части ствола скважины посредством скребка типа «система ножей» на геофизическом кабеле без остановки работающей скважины.

Начиная с 2016 г. обводнённость продукции скважин, согласно основным показателям разработки по отбору нефти и жидкости, превысит 60%. Интенсивное обводнение связано с возрастанием объема закачки. Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к снижению добычи нефти и конечной нефтеотдачи, вследствие чего возникают большие экономические потери. В предупреждении проявления данного вида осложнении решающее значение имеет выделение и правильный выбор эксплуатационных объектов. Для выработки рекомендаций по изоляции обводнившихся пропластков необходимо провести специальные исследования по определению профиля притока и характера притока обводняющихся скважин. Кроме того, необходимо проводить тщательные наблюдения за реализуемой системой площадного заводнения и стараться контролировать рост обводненности продукции скважин.

Рекомендуемые меры предотвращения увеличения обводненности скважин будут способствовать тому, что рост обводненности будет происходить гораздо медленнее.

Качественная оценка агрессивности продукции и уровня интенсивности коррозии оборудования и внутрипромысловых трубопроводных коммуникаций различного назначения производится для условий применения оборудования, труб, арматуры и основных материалов.

Классификация нефтегазопромысловых сред по степени агрессивного воздействия на металл производится по десятибалльной шкале коррозионной стойкости металлов, и для сред, не вызывающих коррозионное растрескивание, определяется коррозионным проникновением, рассчитываемым по данным потери массы. Среды, вызывающие коррозионное растрескивание, оцениваются по значениям парциальных давлений коррозионно-активных компонентов с учетом повышающих агрессивность факторов.

По результатам исследований уровень коррозии образцов – свидетелей в пробах нефти месторождения характеризует скважинную нефть, нефтяную эмульсию как коррозионные, скважинный газ и газ сепарации – как слабокоррозионные среды. [1]

Коррозионная активность углеводородной жидкости (нефтяной эмульсии) обусловлена водной фазой, которой изначально свойственна высокая коррозионная активность из-за качественного и количественного состава пластово-сточной воды. [6] Активность пластовых и дренажных (сточных) вод по результатам исследований характеризуется как повышенно-коррозионная и оценивается 6 баллами по десятибалльной шкале коррозионных условий. Пластово-сточная и альбсеноманская (водозабор) воды характеризуются одинаковым уровнем активности. По шкале коррозионных условий рабочий агент системы ППД – технологические воды – характеризуется как весьма коррозионная среда и оценивается 7 баллами.

Коррозионные процессы, несвязанные с потерей массы, зависят от парциальных давлений кислого газа (двуокиси углерода), содержащегося в нефтяном газе. В составе газа однократного и дифференциального разгазирования пластовой нефти содержание углекислого газа составляет 1,44-1,83% мольных (скважина 177), что соответствует расчетным парциальным давлениям 0,15-0,19 МПа, или для совмещенных Ю-I-II – 0,051-0,135 МПа. Данные значения парциальных давлений превышают на порядок пороговое (безопасное) значение коррозионно-активного компонента, что характеризует коррозию как возможную. Для скважин Ю-I-II, Ю-VIII-IX и Ю-VI парциальные давления кислого газа при текущих забойных давлениях составляют 0,108-0,3568 МПа, при этом потенциал углекислотной коррозии по классификации АНИ оценивается как весьма вероятный.

Эксплуатация Ю-I горизонта, являющегося основным объектом эксплуатации, характеризуется режимом работы Р_заб больше, чем Р_нас. При текущих забойных давлениях разгазирование флюида происходит много выше фильтровой части скважины, что минимизирует коррозионный риск для насосной установки, а при наличии разобщающего пакера – и в целом для скважины. Запас пластовой энергии для Ю-I и Ю-II, Ю-IV горизонтов, недонасыщенных газом, а также для горизонта Ю-III, свойства которого рекомендуется принять по аналогии с вышележащими горизонтами, составляет более 10 МПа. Резонно предположить, что продолжительное время уровень коррозионного риска для перечисленных объектов не будет повышаться.

Режимные параметры скважин, разрабатывающих совместно горизонты Ю-I-II; Ю-VIII-IX, а также горизонты Ю-VI, Ю-VIII и Ю-IX, планировалось осуществлять в условиях Р_заб меньше, чем Р_нас. Как показано выше, в этих условиях парциальные давления коррозионно-активного компонента газа превышают пороговое значение для инициации углекислотного растрескивания. Необходимым условием для реализации данного вида коррозионного поражения металла является конденсация влаги из газа на поверхности оборудования.

Текущие условия эксплуатации характеризуются появлением свободной воды в составе флюида и увеличением обводненности продукции скважин. Состав и минерализация попутной воды представляют фактор коррозионного риска. Кроме того, с увеличением объема добываемой воды изменяется характер истечения газожидкостной смеси при ее подъеме из пласта. Переход дисперсионного потока в мультифазный нарушает антикоррозионный режим эксплуатации скважины.

Для системы сбора и внутрипромыслового транспортирования нефтяной эмульсии характер воздействия водной фазы продукции определяется не только ее минерализацией, но и условиями для инверсии фаз. Меры, применяемые для уменьшения вязкости и солесодержания транспортируемой нефти – обогрев и внутритрубная деэмульсация – создают условия для выделения в сточных коллекторах водной фазы.

Существует фактор коррозионной угрозы также для системы ППД – напорной сети водоводов вследствие высокой коррозионной активности транспортируемого рабочего агента.

Рассмотренные факторы коррозионного риска при реализации параметров эксплуатации объектов обусловливают проявления коррозионной активности пластового флюида и рабочих агентов в виде электрохимической коррозии общей и локальной и коррозионного углекислотного растрескивания.

Технологические методы защиты представляют собой комплекс мероприятий, включающий применение герметизированных систем сбора, подготовки, транспортирования нефти и нефтяного газа; эксплуатацию трубопроводов систем сбора и транспортирования нефтяной эмульсии со скоростями выше критических, при которых не происходит выделения водной фазы в виде скоплений или подвижного слоя и др.

Антикоррозионный режим для добывающих скважин должен поддерживаться в течение возможно длительного времени, в частности, обеспечением дисперсного режима истечения жидкости или предотвращением сепарации флюида в стволе скважины.

В проектируемых скважинах для исключения воздействия углекислого газа при разгазировании нефти рекомендуется устанавливать пакер в межтрубном пространстве с заливкой инертной надпакерной жидкости. Для защиты оборудования скважин при глубинно-насосном способе эксплуатации применяются диспергаторы, которые устанавливаются на приеме насосов, что наряду с защитой насосов предотвращает воздействие агрессивного газа на подъемные трубы.

Для защиты труб НКТ и низа обсадной колонны (под пакером) необходима протекторная защита. Последнее технологическое мероприятие рекомендуется при показаниях коррозионного мониторинга в условиях конденсации воды на забое скважины.

Выбор материала для колонных труб должен производиться с учетом агрессивности рабочих сред, прилагаемых механических нагрузок и эксплуатационных параметров добычи. Компоновка существующих добывающих скважин выполнена из стали группы прочности Д. Это – углеродистые стали, обладающие удовлетворительной стойкостью к коррозионному растрескиванию, но уязвимые к общей коррозии. При применении стали Д необходим жесткий мониторинг коррозионного состояния оборудования скважин.

Сущность технологических методов защиты нефтегазопроводов состоит в поддержании антикоррозионного режима, обеспечивающего дисперсный характер течения газожидкостной смеси, при котором отсутствуют условия для образования водных скоплений и твердых отложений в течение длительного времени эксплуатации. Выбор конкретного варианта, реализующего антикоррозионный режим эксплуатации, определяется технологическими особенностями добычи нефти на месторождении с учетом схем сбора продукции скважин и параметров: величинами расхода жидкости, обводненности нефти и допустимых давлений в начале и в конце нефтегазопровода. Обращение эмульсий в трубопроводе требует применения специальных мер защиты от коррозии.

Критерием применения электрохимической защиты (ЭХЗ) на скважинах является уровень внешней коррозии. В общем случае, угроза или превалирование внешней коррозии над внутренней будут определяющими. Результаты электрометрических замеров, определяющих коррозионное состояние скважины, ее положение в системе общего стационарного электрического поля окружающих скважин, электрифицированных производственных объектов, позволяют оценить степень возбуждающих факторов и обосновать целесообразность применения или отказа от электрохимической катодной защиты скважин.

На сегодня отсутствуют данные, которыми можно было бы обосновать применение или отказ от ЭХЗ скважин. В институте разработана программа по обследованию, оценке, обоснованию целесообразности применения электрохимической защиты оборудования скважин.

Применение ингибиторной защиты – специального метода защиты – обязательно для систем нефтесбора при транспорте продукции, относящейся к средне- и сильноагрессивным средам. Применение ингибирования коррозии по ряду причин особенно эффективно: ингибиторы могут быть поданы в агрессивную среду в любом желаемом месте функционирующей системы без существенного изменения технологического процесса добычи. Их можно применять на более поздней стадии разработки месторождения (когда возрастает обводненность добываемой нефти), что является экономически выгодным. Применение ингибиторов коррозии в системе напорной сети позволяет одновременно осуществить как защиту нагнетательной сети, так и оборудования добывающих скважин и системы сбора продукции скважин.

При химическом ингибировании обязателен тщательный подбор ингибиторов с учетом их совместимости с технологическими процессами подготовки и переработки продукции, при осуществлении которых применяются химические реагенты различного класса. Необходимо проведение предварительных испытаний ингибиторов в промысловых условиях с целью определения эффективности защиты и соответствия эксплуатационным и технологическим требованиям.

Требования к ингибиторам определяются качественным составом и физико-химическими свойствами среды, технологией добычи и промысловой подготовки нефти, газа и воды, требованиями к качеству выпускаемой продукции.

При рабочих концентрациях ингибиторы не должны вызывать вспенивание технологических жидкостей; ухудшать антигидратные свойства метанола; снижать эффективность химреагентов, используемых для борьбы с парафиноотложениями; замедлять отделение углеводородной жидкости от водометанольной смеси; ухудшать качество газа и нефти; физико-химические свойства прокладочных и уплотнительных материалов.

В настоящее время на месторождении осуществляется борьба с коррозией путем применения ингибиторов. При воздействии на пласт и обработках призабойной зоны с применением химических реагентов, их несовместимость может привести к усилению коррозионных процессов, поэтому при выборе химреагентов – ингибиторов различного рода осложнений - их совместимость друг с другом определяется согласно РД 39-30-574-81. Ассортимент предлагаемых ингибиторов обеспечивает большой выбор реагентов для различных условий эксплуатации.

Подготовка воды на БКНС ограничивает содержание механических примесей, железа, кислорода; обработка технологических вод бактерицидами – ингибиторами коррозии (при показаниях микробиологического и коррозионного контроля) позволяет повысить уровень надежности эксплуатации системы ППД.

К конструкции и оборудованию водозаборных скважин предъявляются специальные требования. При эксплуатации водозаборных скважин возникают осложнения, связанные с выносом песка и образованием песчаных пробок. Высокая агрессивность добываемой воды и выносимый песок могут инициировать процессы коррозионной эрозии обсадных и НКТ колонн, насосного оборудования, поэтому при использовании углеродистой стали для компоновки водозаборных скважин необходимо предусмотреть способы удаления песка из воды, например с помощью фильтровых колонн.

Оценка коррозионного состояния оборудования и трубопроводных коммуникаций производится по результатам технического диагностирования, а также специальных методов контроля за коррозией. Контроль коррозии основывается на характере коррозионных проявлений, исходя из которых выбираются методы и средства контроля для качественной и количественной их оценки.

Коррозионный контроль в технологическом оборудовании и трубопроводах выполняется в местах, наиболее подверженных коррозионному воздействию. Это зона верхней и нижней образующей, где возможна концентрация влаги, скопление минерализованной водной фазы и шлама; зона раздела фаз «газ-жидкость», где коррозионный процесс развивается достаточно интенсивно и имеет специфическое проявление, места резких поворотов труб, где возможен эрозионно-коррозионный износ.

Основными методами контроля состояния внутрипромысловых трубопроводов являются техническое освидетельствование, визуально-измерительный контроль (ВИК) с применением оптических и линейно-измерительных приборов, ультразвуковая толщинометрия (УЗТ) и радиографический метод.

Контроль скорости коррозии предусматривает применение гравиметрического метода, приборов для измерения скорости коррозии (коррозионно-индикаторные установки, коррозиметры), толщиномеров и водородных зондов (при процессах сульфат-редукции). Контроль скорости коррозии производится в пунктах наблюдения, оснащенных датчиками и вторичными приборами контроля. [1]