Образование сульфидсодержащих осадков

Арланское нефтяное месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся высокой обводненностью скважин, интенсификаци­ей процессов коррозии оборудования, об­разованием в скважинах и глубиннонасосном оборудовании различных отложений и др. Все это приводит к значительным из­держкам производства и увеличению себе­стоимости добычи нефти. В таких условиях одним из основных способов повышения эффективности эксплуатации скважин яв­лялось увеличение их межремонтного периода (МПР), в первую очередь скважин, оснащенных УЭЦН, на которые приходится основная доля добываемой продукции (табл.1). Поэтому в НГДУ «Арланнефтъ» дей­ствует комплексная система по обеспече­нию эффективной эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, охватывающая всю технологическую цепочку по схеме пласт-скважина-УЭЦН.

По результатам работы в 1998 г. произошло снижение МРП на 45 сут. из-за значительного влияния некоторых факто­ров, осложняющих эксплуатацию УЭЦН. в первую очередь связанных с образованием сульфидосодержащих осадков.

На 1.01.98 г. в НГДУ «Арланнефгь» насчи­тывалось 460 скважин с УЭЦН. Проведен­ный анализ показал, что МРП по ним изме­няется в очень широких пределах: от 450 до 1000 сут. и более. Наименьший МРП (488 сут) и наибольшее чисто преждевре­менных отказов УЭЦН (47,1%) наблюдались по скважинам Николо-Березовской площа­ди. В 45 скважинах было проведено по два и более текущих ремонта, свя­занных с вос­становлением надежности работы УЭЦН. МРП по ним составит 40 -120 сут. Из них в 38 скважинах наблюдалось интенсивное отложение со­лей, причем в скважинах с преимущественным содержа­нием сульфида железа. Ингибиторы солеотложения, например инкредол, дифонат, хо­рошо зарекомендовавшие себя для предот­вращения отложений гипса и карбонатов, оказались малоэффективными в условиях сульфидосодержащих осадков. Поэтом в НГДУ «Арланнефть» были проведены иссле­дования по установлению законо­мерностей отложения твердых осадков в рабочих органах УЭЦН, их влияния на ос­новные эксплуатационные показатели, по подбору композиций химических реаген­тов для борьбы с отложениями солей.

Для предотвращения образования суль­фидосодержащих осадков была разработа­на композиция химических реагентов на основе ингибитора солеотложений, бакте­рицида и активизирующей добавки. Пос­ледняя увеличивает адсорбционную спо­собность ингибитора солеотложений и нейтрализует сероводород, что в итоге со­кращает расход ингибитора солеотложе­ний на 10 - 20% и увеличивает продолжи­тельность защитного эффекта. Технология обработки скважин предложенной компо­зицией предусматривает предварительную очистку призабойной зоны пласта от суль­фидосодержащих осадков путем закачки в него 5 - 7,5%-ного раствора соляной кисло­ты. Раствор соляной кислоты предваритель­но выдерживается в интервале перфорации для растворения накопившихся осадков сульфида железа, затем продавливается в пласт водой. Далее в скважину закачивается расчетный объем композиции из 2 - 4%-ного раствора ингибитора солеотложений и 0.1 - 0,5%-ного раствора активизирующей добавки и продавливается в пласт водой из расчета 5 - 6мЗ на 1 м толщины пласта. На завершающем этапе обработки в скважину закачивается 10 м3 1%-ного раствора бакте­рицида с последующей продавкой в пласт. Скважина выдерживается в течение 24 ч для адсорбции химических реагентов на по­верхности пор породы, после она вводится в эксплуатацию.

Для удаления сульфидосодержащих отло­жений из рабочих органов ЭЦН без подъе­ма насосов разработана и внедрена техно­логия с применением композиции, раство­ряющей осадки и включающей соляную ки­слоту, ингибиторы коррозии и солеотложений, а также бактерицид. Обработка осуще­ствляется путем закачки в остановленную скважину композиции, состоящей из 0,05 -0,1 м3 5 - 7,5%-ного раствора соляной кис­лоты и 0,01 - 0,02 м3 ингибитора коррозии, с доведением ее в насос и последующей вы­держкой в течение 4 - 6 ч для растворения осадков. Затем осуществляется запуск насо­са и переключение устьевых задвижек для направления жидкости обратно в скважину. Перекачка жидкости по замкнутому конту­ру выполняется из расчета достижения 1,5 -2-кратного объема скважины. Далее в затрубное пространство закачивается смесь объе­мом 0,2 - 0,4 м3 20 - 25%-ного раствора ин­гибитора солеотложений, ингибитора кор­розии и бактерицида по 0,01 м3 каждого. Результа­ты промысловых испытаний этой техноло­гии в 10 скважинах НГДУ "Лрланнефть" по­казали ее высокую эффективность. Произ­водительность установки восстанавливается на 89 - 98%, продолжительность межочист­ного периода увеличивается до 3 мес. и более.

Также наиболее простым и эффективным методом борьбы с солеотложениями является применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений), которые дозируются в поток или задавливаются в призабойную зону «солеотлогающих скважин». Подбор ингибиторов может осущестляться на основании методики прогнозирования выпадения солей на ЭВМ. Испытанными ингибиторами отечественного производства являются ОЭДФ, ИСБ-1Н,

СНПХ-5306, ПАФ-13А и ингибиторы зарубежных фирм – SP-181,SP-203, деквест 2000, деквест 2042, Visko-953R, корексит 7642.

Из физических методов борьбы с солеотложениями рекомендуется применение магнитоактиваторов, устанавливаемых для фонтанных скважин – на башмаке НКТ и для УЭЦН ниже приёма насоса, в результате чего скорость солеобразования снижается в 2-3 раза.

Для расчёта параметров солеотложения в скважине рекомендуется использовать программу Zem 3, разработанную Уфимским филиалом ЮганскНИПИнефть.