Осложнения при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин

Одним из осложнений при эксплуатации фонда скважин является отложение солей на глубинно-насосном оборудовании. Отложения солей, в основном, сульфида железа в насосах ШГН приводят к отсутствию подачи на скважинах, возможно заклинивание плунжера (может быть прихват плунжера), что в дальнейшем, зачастую, приводит к обрыву штанг. ПРС по причине солеотложений составляют значительное количество ремонтов. На сегодняшний день нет универсального способа предотвращения данных ремонтов, применимого для любой скважины. Самым распространенным методом предупреждения отложения солей является химический метод.

Доставка ингибитора может осуществлятся несколькими методами:

- устьевым дозатором;

- глубинным дозатором;

- закачка ингибитора в призабойную зону при ПРС;

- разовые затрубные заливки.

Наибольшее распространение доставки реагента к приему насоса получил глубинный дозатор. Предлагаемое устройство, препятствующее образованию солей, представляет из себя контейнер и форсунку для выхода реагента. Принцип работы основан на дозировании необходимого количества реагента путем создания насосом перепада давления. От других дозаторов данный дозатор отличается простотой конструкции, дешевизной и применимостью на любых скважинах, оборудованных ШГН .

Для заправки глубинного дозатора используем СНПХ-1004. Ингибитор СНПХ-1004 имеет в сравнении с СНПХ-5313 меньшую плотность, вследствие чего возрастает вероятность его выноса на прием насоса.

Т.к. образование осадков сульфида железа FeS обусловлено кроме смешения вод разного состава коррозионным процессом металла в присутствии сероводорода в потоке жидкости, то применение ингибитора СНПХ-1004 позволяет бороться с первоисточником образования соли – коррозией.

Другим осложнением высокообводненного фонда скважин является образование в их стволе стойких высоковязких эмульсий. Интенсивное перемешивание обводненной продукции в подземном оборудовании и ее эмульгирование является причиной увеличения вязкости в десятки раз. Наиболее напряженные условия для оборудования создаются при обводненности продукции в интервале 45 – 75 процентов. По мере роста вязкости эмульсии происходит значительный рост амплитуды нагрузок на штанги, что увеличивает их обрывность и на привод, что увеличивает пиковые значения тока на статоре электродвигателя и потребление электроэнергии.

Одним из методов, препятствующих образованию эмульсии, является применение входного устройства ВУ-11-89., которое не позволяет жидкости не перемешиваясь подняться на некоторую высоту. Эмульсия начинает образовывать

ся в верхней части колонны труб. Это снижает ее отрицательное влияние на работу оборудования. Устройства ВУ оснащаются якорем нефти и газа, что исключает попадание в насос газированной нефти вместе с водой через прием для воды, а также еще более уменьшает насыщенность газом пластовой воды. В связи с этим для нормальной работы насоса, прием которого оборудован ВУ, достаточным является погружение насоса под динамический уровень на 150 м .

Для этих же целей – предупреждение образования эмульсии – служит и глубитнный дозатор, заправленный деэмульгатором («Дин», МЛ-81Б).

Расчет необходимого количества реагента

Количество реагента зависит от следующих параметров:

- дебита скважины

- удельного расхода реагента

- периода времени в течении которого предполагается эксплуатация глубинного дозатора (расчет для Т=220 сут)

Промысловый опыт эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть» выявил, что проблема формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) существует, в основном, при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона.

В соответствии с «нормальной» или неосложнённой считается скважина, из которой за­данное количество жидкости можно отбирать стандартным на­сосом, снабженным на приеме только простым дырчатым фильтром при коэффициенте наполнения насоса, близком к еди­нице. При этом в процессе эксплуатации не обнаруживается яв­ного влияния на работу подземного оборудования песка, вяз­кости откачиваемой жидкости, коррозии, отложений парафина, солей или кривизны ствола скважины. Глубина погружения на­соса под динамический уровень не превышает необходимой для откачки жидкости, не содержащей свободного газа.

В соответствии с к фонду, осложнённому формированием асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ), относятся скважины, эксплуатирующие девонский или заволжский горизонт, с обводнённостью продукции менее 99%

при наличии одного или нескольких ниже перечисленных критериев:

- в скважине применяется любой из методов защиты от АСПО (механический, химический и т.д.);

- выполнение в течение последних пяти лет ПРС по причине АСПО (в НКТ или насосе);

- наличие отложений АСПВ, выявленных в процессе подъёма ГНО, без осложняющих последствий (должно подтверждаться лабораторными исследованиями);

- наличие отложений АСПВ в устьевой арматуре или выкидном нефтепроводе;

- постепенное увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки на головку балансира СК (должно подтверждаться промысловыми исследованиями) или периодическое «зависание» штанговой колонны.

Скважины, осложнённые формированием АСПО, можно разделить на три категории:

1. Защищенный фонд. Фонд скважин, на котором механические методы защиты внедрены на всём интервале и используются эффективно (ремонты из-за запарафинивания ГНО отсутствуют).

2. Недостаточно защищенный фонд. Фонд скважин, на котором, несмотря на использование методов защиты, возможны ремонты по причине АСПО:

- механические методы защиты внедрены, но не на всём интервале или используются неэффективно;

- периодически проводятся химические или тепловые обработки или используются другие (немеханические) методы.

3. Незащищённый фонд. Методы защиты отсутствуют. Обычно к этой категории относятся высокодебитные или высокообводнённые скважины (более 95%), где вероятность запарафинивания ГНО незначительна. По этой причине скважины такого фонда принято считать «непроблемными». Однако, учитывая, что при определённых обстоятельствах, связанных с выполнением ОПЗ пласта, МУН или других ГТМ, в скважине возможно формирование АСПО,

необходимо при очередном ПРС предусматривать внедрение методов защиты.

Выбор методов борьбы с АСПО проводится с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной стадии разработки месторождения, наличия тех или иных технических средств, химических реагентов и т. д. (рисунок 2). Интегральными критериями при выборе метода являются экономические критерии, в частности, годовые затраты при использовании данного метода в расчете на скважину.

Блок-схема выбора метода борьбы с АСПО

Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы:

· механические (применение скребков, установленных на штангах);

· химические (промывки растворителями или моющими средствами,

применение ингибиторов);

· физические (тепловые, применение магнитных устройств) ;

· применение защитных покрытий;

· комбинированные (сочетание методов из перечисленных групп).