в каком случае механический метод удаления солеотложений не эффективен
В каком случае механический метод удаления солеотложений не эффективен
Закачка пластовой воды в скважины с целью поддержания пластового давления является часто применимой операцией. Степень риска, связанная с отложением минеральных солей в нагнетательных и добывающих скважинах во время таких операций, широко изучалась во многих работах. Отложения солей являются одной из самых серьезных проблем при разработке нефтяных месторождений, которые возникают в процессе закачки воды и смешения двух несовместимых вод. Пластовые воды называются несовместимыми, если они взаимодействуют между собой химически и при смешивании соли выпадают в осадок [1, 5].
Причины образования отложений солей
Скорость и объем выпадения солей зависят от ряда факторов [2]:
— первоначальной солевой насыщенности пластовой воды;
— типа ионов в пластовой воде;
— режимов эксплуатации добывающих скважин и способов добычи скважинных флюидов;
— совместимости пластовых вод различных продуктивных пластов;
— совместимости добываемых пластовых вод с применяемыми при ГТМ водными растворами и растворами глушения;
— совместимости пластовых вод с водами для системы ППД и др.
Выпадение в осадок химического вещества из раствора происходит в том случае, если его концентрация в растворе превышает равновесную концентрацию.
Выпадение солей может происходить в следующих случаях:
1) при смешивании несовместимых друг с другом вод различного состава;
2) при изменении термобарических условий в скважине либо в насосе и, как следствие, перенасыщении вод;
3) при испарении воды и т.д.
Твердая фаза образуется при условии, что радиус зародышей кристаллов превышает критическое значение, которое определяется по формуле [6]:
, (1)
где M – молекулярная масса зародыша кристаллов;
σ – удельная поверхностная энергия на границе раздела фаз;
ρ – плотность зародыша кристаллов;
Снас, С – концентрации насыщенного и пересыщенного растворов;
R – универсальная газовая постоянная;
T – абсолютная температура.
Сульфаты бария и стронция являются очень плотными и твердыми осадками. Низкая их растворимость практически во всех растворителях по сравнению с другими солеобразующими минералами делает их крайне нежелательным из всех органических и неорганических отложений, которые встречаются в процессе эксплуатации нефтяных скважин с высокой обводненностью продукции [3].
При описании и прогнозировании процесса образования сульфата бария обычно используются только химические (концентрация ионов и ионная сила раствора) и термодинамические (давление и температура) характеристики. Согласно уравнению прогноза образования сульфата бария индекс насыщения воды баритом SI определяется следующим образом [22]:
где Р – давление, МПа;
µ – ионная сила раствора;
[Ba 2+ ] · [SO4 2- ] – молярные концентрации соответствующих ионов, г-ион/л.
При SI > 0 – выпадает сульфат бария, при SI
В каком случае механический метод удаления солеотложений не эффективен
Основными эксплуатационными характеристиками установок электроцентробежных насосов являются подача и напор. Авторами рассмотрена зависимость наработки УЭЦН на отказ в зависимости от подачи (рис. 1) и напора (рис. 2) на ряде скважин, эксплуатирующихся ОАО «Юганскнефтегаз».
Рис. 1. Наработка на отказ УЭЦН при различных значениях подачи
Рис 2. Наработка на отказ УЭЦН при различных значениях напора
Как показано на рисунках, наработка на отказ для установок ЭЦН максимальна при подаче от 50 до 100 м 3 /сут и напоре менее 2000 м. В то же время, значительная разница между средним значением и медианой показывает, что все же большая часть насосов не дорабатывает до средних значений. Исключение составляют высоконапорные насосы с высокой подачей, для которых среднее и медианное значения наработки практически равны.
Расчет коэффициента вариации для работы УЭЦН с различной подачей и напором (табл. 1 и 2 соответственно) показал, что значения наработки характеризуются значительным разбросом.
Таблица 1. Коэффициент вариации для работы УЭЦН с различными значениями подачи
Среднее значение наработки, сут
Таблица 2. Коэффициент вариации для работы УЭЦН с различными значениями напора
Среднее значение наработки, сут
Рис. 3. Отказы УЭЦН, % от общего числа
Проблема резкого увеличения числа отказов УЭЦН по причине солеотложения в последние годы получила особую актуальность ввиду прогрессирующего роста обводненности пластовой жидкости на большинстве активно разрабатываемых нефтяных месторождений России. Серьезную опасность представляют солеотложения на рабочих органах и поверхностях погружных ЭЦН. Образование плотного камнеобразного осадка толщиной 0,6-1 мм нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию рабочих органов насоса, поломке вала и выходу установки из строя [1].
Необходимо учитывать и то, что солеотложение проходит в сложных гидротермодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов, газовой фазы и механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность процесса, характер и свойства осадков, формирующихся как в призабойной зоне пласта, так и в нефтепромысловом оборудовании [2].
На процесс смешения пластовых и закачиваемых вод решающим образом влияет используемый способ заводнения нефтяного месторождения.
При законтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтяной залежи, и закачиваемая вода нагнетается в водоносную часть пласта. Очевидно, что она смешивается прежде всего с законтурной водой. Образующиеся при смешении несовместимых вод осадки выпадают в водоносной части пласта, изменяя ионный состав как законтурных, так и закачиваемых вод. В этом случае ионный состав попутно-добываемой воды прямым образом зависит от объема воды закачиваемой для поддержания пластового давления.
При внутриконтурном заводнении закачиваемая вода непосредственно поступает в нефтяную часть пласта и главным образом смешивается с остаточной водой, которая характеризуется малой подвижностью и способна к перемещению только при достижении определенного перепада напора. Ионный состав остаточной воды во многих случаях сходен с составом законтурных подошвенных вод. Однако в процессе геологического развития региона могут возникать условия, под воздействием которых состав тех и других вод претерпевает изменения [3,4].
При внутриконтурном заводнении происходит вытеснение остаточной воды закачиваемой. В этом случае смешение протекает в нефтяном пласте в зоне непосредственного контакта. При несовместимости вод в пласте возможно образование нерастворимых осадков, затрудняющих процесс фильтрации нефти. Из-за разной проницаемости пропластков нефтяного пласта в добывающей скважине также происходит смешение остаточной воды, вытесняемой вместе с нефтью, с закачиваемой водой в различных соотношениях, что приводит к выпадению солей в призабойной зоне скважины. Этот фактор может оказывать решающее влияние на солеотложение при прорыве нагнетаемых вод в призабойную зону скважины.
Законтурные и остаточные воды, длительное время находившиеся в контакте с породой, успевают прийти с ней в равновесное состояние. Закачиваемая вода, также взаимодействуя с породой, меняет свой ионный состав, обогащаясь карбонатами либо сульфатами, либо тем и другим. Перемещаясь по пласту в процессе заводнения, закачиваемая вода будет стремиться к равновесному с породой состоянию при пластовых давлениях и температуре. Это приводит к тому, что с остаточной водой взаимодействует закачиваемая вода совсем не того ионного состава, который характерен для нее в поверхностных условиях.
По преимущественному содержанию неорганических солей определенного вида различают три группы отложений: сульфатные, карбонатные и хлоридные.
Образованию карбонатных отложений способствует изменение термобарических условий. В продукции скважин происходит перераспределение компонентов скважинных флюидов между водной, нефтяной и газовой фазами, что приводит к снижению содержания углекислоты в воде и, как следствие, выпадению карбоната кальция. В результате происходит отложение карбонатов на поверхности колес ЭЦН и внутри НКТ. Также одной из причин интенсивного отложения карбоната кальция и гипса на колесах ЭЦН является повышение температуры потока добываемой продукции. Так как с ростом температуры снижается растворимость сульфата и карбоната кальция, то это приводит к отложению выпавшей соли в УЭЦН.
При выводе скважины на режим после глушения также возможно интенсивное солеобразование. В начальный момент вывода, при преобладании в смеси раствора глушения над пластовой водой, интенсивность осадкообразования небольшая. Увеличение содержания пластовой воды в смеси способствует осадкообразованию. При глушении скважины раствором хлористого кальция ее вывод на режим сопровождается интенсивным осадкообразованием, что обусловлено увеличением содержания в смеси ионов кальция и снижением содержания растворенного СО2. Осадкообразование будет протекать и при глушении скважин раствором хлористого натрия, хотя и менее интенсивно. В этом случае выпадение карбоната кальция связано только со снижением содержания растворенного СО2.
Отложения хлорида натрия при добыче нефти встречаются на месторождениях, где залежи нефти контактируют с высокоминерализованными рассолами. На месторождениях, эксплуатирующихся с применением закачки воды, отложения галита встречаются сравнительно редко. Они отмечаются в тех скважинах, где попутная вода представлена пластовыми рассолами. По мере образования смешанных вод появление галита прекращается, хотя возможно образование отложений других солей [4,5].
Для предотвращения отложения солей традиционно применяют ингибиторы, подаваемые в затрубное пространство скважины посредством устьевых дозирующих устройств [6]. Данная технология приводит к большим потерям реагента, который расходуется на насыщение столба нефти в затрубном пространстве скважины, адсорбцию его на поверхности обсадной колонны и наружной поверхности НКТ. Оптимальным же для подачи реагента в скважину является непосредственно интервал до начала кристаллизации. Для этого разработана эффективная система подачи химического реагента с устья скважины по капиллярному трубопроводу, проходящему по внешней поверхности НКТ. По сравнению с подачей химических реагентов в затруб, в капиллярной системе до 60% уменьшается расход ингибиторов парафино- и солеотложений. Отработана подача реагентов из емкости в капиллярный трубопровод и далее в требуемый интервал скважины с помощью насоса-дозатора, а также безнасосная, за счет перепада давления в колонне НКТ и затрубном пространстве. Данные трубопроводы обеспечивают подачу до 250 л/час химического реагента в скважину. Конструкция позволяет оснащать капиллярными системами подачи химических реагентов нефтяные, газовые, водяные и добывающие скважины, эксплуатируемые ШГНУ, УЭЦН, винтовыми насосами, фонтанным способом [8].
В каком случае механический метод удаления солеотложений не эффективен
Особую актуальность проблема повышения эффективности эксплуатации скважин приобретает в настоящее время, поскольку многие нефтяные месторождения страны вступили в период интенсивного обводнения. Основным методом разработки нефтяных месторождений является заводнение продуктивных пластов. При этом в пласте протекают сложные геохимические процессы взаимодействия закачиваемой воды с породой пласта и насыщающими ее жидкостями, приводящие к формированию попутно добываемых вод, насыщенных неорганическими солями [1].
Основными компонентами большинства промысловых отложений являются карбонат кальция, сульфат кальция и сульфат бария. В скважинах отложения чистых солей встречаются редко. Обычно они представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Без удаления органической составляющей солеотложений невозможно успешно провести обработку скважин.
Механизм образования твердой фазы осадка состоит из нескольких стадий. Первая стадия его развития начинается с насыщенного раствора в виде образования нестабильных кластеров из атомов. Затем образуются первичные центры кристаллизации, когда атомные кластеры переходят в маленькие кристаллы-зародыши. Эти кристаллы постепенно растут за счет адсорбции ионов на дефектных участках поверхности кристаллов, увеличивая свой размер, объединяются между собой в более крупные агрегаты. В течение некоторого времени в растворе образуются настолько крупные кристаллы или их агрегаты, что они не могут более удерживаться во взвешенном состоянии в растворе и происходит выделение твердой фазы (осадка) [3].
Рост кристаллов также имеет место при инициировании определенных физико-химических реакций на уже имеющейся границе между твердым телом и жидкостью. Участками возникновения таких реакций являются различные дефекты поверхности, такие как неровности поверхностей труб, перфорационные отверстия и т.д.
Неорганические отложения встречаются в трех формах: в виде тонкой накипи или рыхлых хлопьев, в слоистой форме, в кристаллической форме. Отложения первого вида имеют рыхлую структуру, проницаемы и легко удаляются. Слоистые отложения, такие как гипс, представляют собой несколько слоев кристаллов, иногда в виде пучка лучин, заполняющих все сечение трубы. Кристаллические структуры, такие как барит и ангидрит, образуют очень твердые, плотные и непроницаемые отложения.
Радиоактивные соли бария являются наиболее трудноудаляемыми из солевых отложений. Барий часто встречается в высокоминерализованных пластовых водах нефтяных месторождений, где концентрация, например, бария нередко достигает 0,15-0,5 г/л. Уже при наличии небольших концентраций сульфат-иона барит (BaSO4) выпадает в осадок. Соли наименее растворимые. Например, в дистиллированной воде при температуре 25 °С растворяется всего 0 0023 г/л барита, что почти в 900 раз меньше растворимости гипса.
Исследованиями установлено, что стабильные воды, насыщенные сульфатом бария в поверхностных условиях, остаются стабильными и при высоких температурах, существующих в нефтяных залежах, что не вызывает осложнений при их нагнетании в пласт [2]. Наоборот, вода, недонасыщенная сульфатом бария в пластовых условиях, при подъеме на поверхность в условия пониженных температур и давления может оказаться перенасыщенной сульфатом бария и выделять осадок барита.
Отмечено, что баритовые осадки, отобранные из нефтепромыслового оборудования и НКТ, обладают повышенной радиоактивностью, что обусловлено наличием радиоактивных изотопов радия, которые ассоциируются в подземных водах с барием. В осадок выпадает радиоактивный радиобарит, что облегчает его обнаружение как в скважинах, так и в поверхностных коммуникациях.
Влияние давления на растворимость BaS04 изучено недостаточно. В целом отмечается небольшое повышение растворимости с увеличением давления, особенно четко проявляющееся в растворах с минерализацией менее 30-50 г/л. С повышением минерализации влияние давления сказывается незначительно [2].
Термобарические условия при движении восходящего потока жидкости по стволу скважины незначительно влияют на изменение растворимости барита в воде.
Основными причинами выпадения солей в скважинах являются смешения несовместимых вод в результате эксплуатации нескольких продуктивных пластов одновременно или в скважинах, эксплуатируемых один пласт с заколонными перетоками из смежных горизонтов. Нередко причиной служит нарушение технического состояния эксплуатационных колонн и негерметичность пакера, особенно на старых месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.
С каждым годом фонд скважин стареет, происходит коррозионное разрушение эксплуатационных колонн (ЭК). В условиях экономической целесообразности встает вопрос раннего обнаружения нарушений их технического состояния и принятия решения о срочности проведения ремонтных работ, т.к. нарушение может привести к выходу из строя дорогостоящего глубинно-насосного оборудования (ГНО) по причине отложения солей. Особое значение в решении столь сложной многогранной проблемы приобретает прогнозирование возможных осложнений, связанных с солеотложением.
Мониторинг солеотложения, изучение, накопление и обобщение данных по составу попутно добываемой воды могут служить основанием для выделения основных признаков, позволяющих с большой точностью обнаружить нарушение ЭК скважины.
Выделение признаков возможного нарушения эксплуатационной колонны очень удобно осуществлять, используя карты изменения состава пластовых вод по различным компонентам: хлоридам, сульфатам, баритам, минерализации и др. Такие карты были построены и прослежена динамика изменения физико-химического состава вод за 4 года для скважин Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения (рисунки 1, 2).
Рисунок 1 − Содержание ионов бария в пластовой воде (г/л) за период с 2009 по 2012 г.
Минерализация пластовой воды
Содержание ионов бария
Рисунок 2 − Сопоставление результатов анализов пластовых вод за январь 2012 года
В результате могут быть выявлены случаи нарушения эксплуатационной колонны, приводящие к выпадению солей в скважинах по следующим основным признакам [4].
Основной идеей такого подхода является изучение динамики состава попутно добываемой воды. Так, снижение содержания ионов бария на ранних стадиях может свидетельствовать о негерметичности ЭК и цементного кольца на уровне отложений каменноугольной системы – при неизменной плотности воды; при уменьшающейся же плотности воды – на уровне вышележащих пермских слоев. Появление в дальнейшем в составе воды сульфатов, при полном исчезновении бария, вероятно, свидетельствует о скором выходе из строя насоса по причине отложения солей. Дополнительным признаком является наличие в составе твердых взвешенных частиц сульфата бария.
Рассмотрим, например, такой случай: в попутной воде наблюдается повышенное содержание сульфат-иона (более 0,3 г/л), барий присутствует в незначительных количествах (менее 0,2 г/л или отсутствует). Проанализируем ситуацию. Для большинства девонских скважин характерно содержание ионов бария в пределах 0,1−0,8 г/л и низкое содержание сульфат-ионов, в пределах 0−0,25 г/л (0,25 г/л − предел насыщения по сульфат-иону для баритовых вод высокой минерализации). Скважины, находящиеся под влиянием закачки пресных или сточных вод, бария содержат в пределах 0−0,1 г/л. Для вод верхних горизонтов (кроме Турнейского и самых верхних пресных ярусов) характерно высокое содержание сульфат-ионов (от 1 до 12 г/л). Если в попутно добываемой воде девонской скважины есть сульфат-ион в концентрации более 0,3 г/л, эта скважина требует дополнительного изучения на предмет возможного нарушения технического состояния ЭК.
В этом случае необходимо совершить следующие действия:
Предположение о нарушении ЭК подтверждается при выполнении хотя бы одного условия:
Повышенное содержание сульфат-ионов без нарушения эксплуатационной колонны может быть в результате мероприятий повышения нефтеотдачи пластов или геолого-технических мероприятий при вовлечении в разработку пропластков и зон, ранее подвергнувшихся влиянию сернокислотных оторочек.
Совместное присутствие в значительных количествах ионов бария (от 0,2 г/л и более) и сульфат-ионов (от 0,15 г/л и более) − случай достаточно распространенный, но при определенных условиях наиболее опасен с точки зрения отложения солей на насосе и в НКТ. Более того, это может быть первым признаком нарушений для девонских скважин еще на ранних стадиях. Необходимо провести анализ состава ТВЧ, при наличии сульфата бария делается его количественное определение в г/л.
Изменение плотности для кыновско-пашийского горизонта не является показательным. Большинство вышележащих горизонтов имеют в составе пластовой воды значительное количество сульфат-ионов. Поэтому даже при незначительных нарушениях в первую очередь будет снижаться содержание бария и в составе ТВЧ появляться сульфат бария. После накопления информации по содержанию в составе пластовой воды бария по уменьшению его количества по данным анализа воды можно будет определять нарушения ЭК на ранней стадии.
При снижении содержания бария необходимо отобрать повторную пробу и сделать анализ ТВЧ. При обнаружении в составе ТВЧ сульфата бария делается вывод о нарушении ЭК. При этом не происходит сколько-нибудь значительного повышения концентрации сульфат-ионов.
Для баритовых скважин единственный критерий будущих осложнений – снижение концентрации бария и наличие в ТВЧ сульфата бария (рисунок 2). Сульфат бария (барит) в составе ТВЧ может появляться только в девонских скважинах, с бариевым типом воды, практически при любых нарушениях, кроме Турнейского яруса.
Нарушения ЭК не всегда сопровождаются отложениями солей на ГНО. В случае выявления нарушения необходимо сделать анализ состава ТВЧ. Если в ТВЧ нет соединений, характерных для отложений «солей», вероятно, нет необходимости в срочном ремонте ЭК. И наоборот, если в составе ТВЧ обнаружены соединения, характерные для «солей», или в воде − агрессивные соединения (сероводород в девонских скважинах), то необходим срочный ремонт ЭК, т.к. подобные нарушения могут привести к отказу ГНО.
В отличие от традиционных схем построения мониторинга нарушений предложенная методика построена на отслеживании изменений контролируемых параметров с обязательным повторным отбором проб на анализ состава ТВЧ. Заключение о возможном нарушении и «степени опасности» нарушения, в случае подтверждения, дается на основании анализа состава ТВЧ. Выявленные нарушения делятся на «требующие срочного принятия мер» и «проверка герметичности при плановом ремонте». Нарушения первого типа могу привести к сокращению срока межремонтного периода работы (МРП) скважинного оборудования или выходу из строя наземного оборудования. Нарушения второго типа могут привести к росту обводненности продукции скважин, но если скважина рентабельная и рост обводненности не превышает допустимых значений, то ремонт таких скважин целесообразнее проводить после отработки скважины МРП при плановом ремонте.
Рецензенты:
Рогачев М.К., д.т.н., декан нефтегазового факультета Национального минерально-сырьевого университета «Горный», г. Санкт-Петербург.
Долгий И.Е., д.т.н., профессор кафедры СГП и ПС Национального минерально-сырьевого университета «Горный», г. Санкт-Петербург.
Соли на миллионы
Защита нефтяных скважин от отложений солей за два с половиной года принесла «Газпромнефть-Востоку» более 230 млн рублей экономии. Сегодня работа нефтепромысловых химиков как никогда актуальна, ведь около 40% скважин «Газпромнефть-Востока» относятся к солевому фонду и без должной защиты могут остановиться в любой момент
Отложение солей — общая проблема для многих нефтяных месторождений. Из школьного курса химии известно, что соли выпадают из водных растворов при их перенасыщении определенными ионами. Причины такого перенасыщения в процессе нефтедобычи могут быть разными: параметры добываемого флюида (обводненность, состав пластовой воды, наличие растворенных и нерастворенных минералов), термобарические условия, конструктивные особенности глубинно-насосного оборудования. Как бы там ни было, последствия солеотложения самым негативным образом влияют на эффективность нефтедобычи.
Так, выпадение солей в призабойной зоне пласта добывающих скважин снижает их продуктивность и дебет в несколько раз вплоть до нулевой отметки. Солеотложение на глубинно-насосном оборудовании (ЭЦН, ПЭД, ГС, ГЗ, НКТ) приводит к отказу оборудования, инициированию коррозии, а в целом к снижению выработки на скважине. Влияют соли даже на подготовку товарной нефти, повышая стабильность водонефтяных эмульсий и приводя к увеличению затрат на их разделение.
Во всех нефтедобывающих предприятиях «Газпром нефти» всерьез взялись за проблему в 2010 году. Результат не заставил себя ждать. Так, если в 2010 году в «Газпромнефть-Востоке» от солеотложений защищались только 23% осложненных скважин, то сегодня этот показатель прочно занял стопроцентную высоту.
Дорогой опыт
«С 2012 года мы вышли на 100%-ю защиту солевого фонда, — рассказывает начальник ОНПХ компании Артем Боев. — Наиболее эффективным для месторождений „Газпромнефть-Востока“ оказалось дозирование ингибитора солеотложений с устья скважины с помощью установок дозирования реагента (УДР). По нашим подсчетам, за обработка солевого фонда при помощи УДР принесла экономический эффект в 227 млн рублей. Этим способом защищаются 93% скважин». Также для защиты скважин используются и другие методы. Неплохо показали себя погружные скважинные контейнеры с реагентом, которые опускаются непосредственно в забой и устанавливаются под насос. Этот метод позволил сэкономить еще 4 млн рублей. А вот третий опробованный способ защиты — рассредоточенная закачка ингибитора в пласт — себя не оправдал. «У компании небольшие дебиты, при этом достаточно высокий газовый фактор, и при закачке в пласт происходил залповый вынос ингибитора», — пояснил Артем Боев.
Как показывает опыт, с ингибиторной защитой средняя наработка скважины на отказ (НнО) увеличивается в
Ингибитор
Вещество, замедляющее или предотвращающее течение какой-либо химической реакции. Химические методы предотвращения солеотложений, основанные на применении химических реагентов-ингибиторов, в настоящее время являются наиболее известными, эффективными и технологичными способами предотвращения отложения неорганических солей. Различают ингибиторы для предотвращения возникновения карбонатных, сульфатных и барийсодержащих отложений.
Особенные скважины
Ингибиторы для каждого месторождения приходилось подбирать индивидуально. Необходимо было учесть множество факторов: минеральный состав вод, эксплуатацию в условиях экстремальных температур (до —50 градусов) и т.д. Процесс выбора потребовал скрупулезности: всего было протестировано 25 образцов разных производителей. Ключевую роль в этом процессе сыграл Научно-технический центр «Газпром нефти». В 2011 году исследование было закончено, и «Газпромнефть-Восток» получил линейку эффективности ингибиторов, четыре наиболее эффективных реагента из которой за три года эксплуатации подтвердили свои характеристики на томских месторождениях.
«В этом году, по-хорошему, нужно снова проводить такую работу, поскольку она требует периодичности: технологии не стоят на месте, появляются новые производители, возможно, уже существуют более эффективные и дешевые реагенты, — говорит Артем Боев. — В любом случае для каждого месторождения мы имеем выбор, и это важно: ни один производитель не может диктовать нам цены».
Месторождения «Газпромнефть-Востока» имеют и еще одну особенность — удаленность и автономность, которая выливается в отсутствие круглогодичной возможности наземной транспортировки груза. Если в Ноябрьск или Муравленко реагенты можно завезти в любое время года по железной дороге, то на Урманское или Крапивинское — только автотранспортом в зимний период. Поэтому каждый год специалистам необходимо точно просчитать, сколько ингибитора потребуется до следующей зимы. Ошибки в расчетах обходятся дорого — стоимость доставки вертолетом намного превышает стоимость самого реагента, а излишние запасы на складах приводят к дополнительным затратам на хранение.
Полезные опыты
Эффективность внедренной системы защиты подтверждается ростом средней наработки на отказ, то есть безотказной работы скважин солевого фонда. Если до полномасштабной защиты этот показатель составлял 253 дня, то после внедрения ингибиторов увеличился до 328 суток. При этом средняя текущая НнО составляет уже 397 суток. Однако специалисты ОНПХ видят еще более перспективные решения, которые принесут дополнительную экономию, улучшат функциональность системы защиты, увеличат эффективность технологий. Это требует не столько финансовых, сколько временных затрат.
«Необходимо оценить эффективность погружных контейнеров, — рассказывает инженер ОНПХ Наталья Шелест. — На сегодняшний день нет данных о том, на какое количество времени хватает реагента для условий каждой конкретной скважины. Эти исследования еще предстоит провести, чтобы понимать, когда нужно применить дополнительную защиту».
Солеотложение на глубинно-насосном оборудовании приводит к его отказу
Еще один важный вопрос: можно ли совместно использовать два ингибитора с различным значением рН? В практике «ГПН-Восток» были такие случаи, когда одновременное использование ингибиторов разной кислотности привело к отказу скважины из-за отложения солей. Ответить на вопрос, стало ли причиной этого взаимное влияние реагентов, помогут лабораторные исследования. Корпоративным лабораториям вообще отведено большое место в плане по совершенствованию защиты от солеотложений. В ближайшее время они начнут делать анализ твердых отложений. Раньше он делался в сторонних организациях — аккредитованных лабораториях, но это занимало много времени: пока образцы вывезут с месторождения, пока исследуют.
«Для эффективной работы мы должны получать анализ в течение трех дней, максимум — недели, — говорит Артем Боев. — Нужно быстро оценить состав отложений, процент солей и в соответствии с этим принять решение о необходимости защиты скважины. Если вовремя не начать защиту, проблема начнет расти как снежный ком: соль на погружном оборудовании является центром сорбции, на нее высаживаются асфальтосмолопарафины, мехпримеси, в итоге получаем отложения сложного состава».
Среди других значимых задач — ускорение проведения анализа шестикомпонентного состава воды, необходимого для оценки содержания в пластовой воде солеобразующих ионов и прогнозирования выпадения осадка. Сейчас анализ занимает два часа, промысловые лаборатории не успевают справиться с объемом работы. Наталья Шелест опробовала методику капиллярного электрофореза на пробе воды с месторождения. Результат — ускорение анализа до снижения точности определения концентраций. В ближайшее время будет рассмотрена возможность внедрения этого метода в лабораториях «Газпромнефть-Востока». И, конечно, необходимо продолжить подбор новых реагентов с пониженным расходом и улучшенными физико-химическими свойствами (температурой застывания, коррозийной активностью, вязкостью при пониженных температурах). Одно только снижение дозировки с нынешних 30 г/тн до 25 г/тн принесет экономию около 450 тыс. рублей, так что останавливаться на достигнутых успехах рано.