CC BY
57УДК НХ-44
А.г. михайлов, к.т.н., заместитель главного инженера по новым технологиям,
e-mail: AGMihaylov@purneftegaz.ru; в.А. волгин, к.т.н., начальник планово-экономического управления; р.А. ягудин, менеджер проектов по новым технологиям, ООО «РН-Пурнефтегаз»; в.А. стрижнев, к.т.н., заведующий лабораторией РИР; в.в. рагулин, к.т.н., начальник отдела борьбы с осложнениями, ООО «РН-УфаНИПИнефть»
комплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ооо «рн-пурнефтегаз»
Одной из актуальных задач при добыче нефти и газа из продуктивных пластов, сложенных слабосцементированными породами, является совершенствование методов борьбы с пескопрояв-лением. Разрушение коллектора и вынос песка с добываемой продукцией приводят к быстрому износу внутрискважинного оборудования и перекрытию интервала перфораций. Из-за песчаных пробок затрудняется или совсем прекращается движение жидкости к стволу скважины [1].
Основные песконесущие продуктивные пласты ООО «РН-Пурнефтегаз» представлены пачкой Покурской свиты (ПК) Барсуковского и Комсомольского месторождений, которые сложены слабосцементированным и мелкозернистым песчаником. Интервал их залегания находится на глубине 14002000 м (рис. 1). Спецификой строения данных коллекторов является слабая устойчивость к разрушению даже при создании незначительных депрессий. Так, на некоторых скважинах отмечалось пересыпание песком до 300 м по стволу за 48 часов работы насосного оборудования.
Слабосцементированные пласты характеризуются наличием подстилающей воды, газовой шапки и глинистой перемычки между ними толщиной менее 1,5 м. В таких условиях при интенсивном пескопроявлении возможно образование в призабойной зоне скважин каверн, приводящих к преждевременному прорыву газа и воды. И в данном случае выбор и эффективность технологий защиты особенно важны для предотвращения дальнейших осложнений. В ООО «РН-Пурнефтегаз» осложненный пескопроявлением фонд добывающих
скважин составляет 74% от действующего. По результатам расследования преждевременных отказов электроцентробежных насосов (ЭЦН), в 40% случаев причиной выхода из строя погружного оборудования является засорение и износ рабочих органов выносимым песком (рис. 2). Одной из особенностей осложнений в механизированной добыче в ООО «РН-Пурнефтегаз» является сочетание негативных факторов. Так, например, в фонд скважин, осложненный выносом песка, дополнительно входит:
• 36% скважин, осложненных высоким газовым фактором;
• 28% скважин, осложненных отложением асфальтеносмолопарафиновыми отложениями;
• 19% скважин, осложненных солеот-ложением;
• 9% скважин, осложненных коррозией УЭЦН;
• 8% скважин, осложненных высокой температурой на забое.
С учетом вышеизложенного, стратегия защиты погружного оборудования от пескопроявления должна учитывать взаимовлияние различных видов осложнений в конкретной скважине.
Минералогическим анализом проб песка, отобранного с помощью комплекса очистки скважин с забоя 10 добывающих скважин на объектах ПК19-20, установлено преимущественное содержание кварца (рис. 3), твердость которого достигает 7 баллов по шкале Мооса.
Гранулометрический анализ проб показал, что большинство частиц (~92%) имеют небольшой размер (до 0,25 мм) и в основном представлены деструк-тированным обломочным кварцем и полевыми шпатами (рис. 4). Мелкие частицы песка в сочетании с продуктами коррозии, солями, глино-содержащими минералами имеют хорошую адгезию к внутренней поверхности рабочих органов ЭЦН, где, скапливаясь, снижают производительность насоса и вызывают заклинивание вращающихся частей. Частицы же, проходящие через насос, часто вызывают чрезмерную вибрацию и повышенный износ металла рабочих колес.
Для борьбы с данным негативным явлением в ООО «РН-Пурнефтегаз» проведены испытания различных способов и технологий защиты по предложенной матрице (табл. 1).
Необходимо отметить, что в механических методах защиты не рассматривались использования забойных противо-песочных фильтров и абразивостойких насосов. Испытания данного оборудования проводились ранее 2008 года и не получили широкого промышленного применения из-за малой эффективности и дороговизны. Рассмотрим результаты испытаний представленных методов более подробно.
1. МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
1.1. В качестве фильтрующих систем за период 2009-2010 гг. испытано следующее оборудование: входные модуль-фильтры МВФ - 4 шт., ЭЦН со шламоуловителями ШУМ-5 - 11 шт., входные модуль-фильтры ЖНШ -10 шт. Сравнение основных ключевых параметров испытаний представлено на рисунке 5.
На основании результатов испытаний установлена низкая эффективность работы фильтров, которая была связана либо с быстрым заиливанием поверхности фильтрующего элемента мелкодисперсными алевролитами, либо невозможностью эффективно задерживать частицы размером менее 0,2 мм. Незначительный рост средней наработки на отказ (СНО) с 34 до 49 суток произошел только при использовании фильтрующих систем МВФ. Увеличение же количества взвешенных частиц(КВЧ) в продукции после установки трех видов фильтров в основном связано с интенсификацией анализируемых скважин.
1.2. Внедрение верхних шламоуловите-лей, устанавливаемых над УЭЦН Основное предназначение испытываемого оборудования - недопущение попадания мехпримесей во время остановок насоса. Компоновка шламоулови-теля отличается простотой и технологичностью использования. Применение данного оборудования позволило увеличить СНО насосов, эксплуатирующих пласты группы ПК в среднем с 49 до 94 суток (рис. 6). На основании полученной эффективности шламоуловители рекомендованы к промышленному внедрению в ООО «РН-Пурнефтегаз».
1.3. Подбор параметров эксплуатации
Для выбора оптимальной эксплуатации насосов в щадящем режиме в песконе-
Рис. 1. Особенности геологического строения пластов на примере Комсомольского месторождения
Рис. 2. Распределение причин преждевременных отказов погружного оборудования
Рис. 3. Осредненный минералогический состав
Рис. 4. осредненный гранулометрический состав
сущих скважинах за два последних года было испытано 122 комплекта высоконапорных ЭЦН с работой на частотах ниже 50 Гц.
В ходе испытаний насосов на пониженных частотах получены следующие технологические преимущества перед работой стандартного оборудования:
• снижение абразивного износа твердыми частицами рабочих органов ЭЦН за счет уменьшенной скорости вращения подвижных частей и потока жидкости;
• уменьшение риска засорения увеличенных проходных сечений в ступенях насоса;
• увеличение сроков эксплуатации ЭЦН в период износа установки за счет корректировки частоты до промышленной и выше.
Необходимо отметить, что низкотем-
эксплуатировать насосы на частотах 35-40 Гц без риска перегрева погружного электродвигателя. В результате испытаний достигнуто увеличение наработки на отказ в 2,1 раза. Так, СНО ЭЦН, предшествующих высоконапорным насосам, составляла 55 суток, после внедрения технологии наработка на отказ выросла до 111 суток. Учитывая положительные результаты испытаний, технология рекомендована к масштабному внедрению на фонде скважин с умеренным выносом песка без пересыпания интервала перфораций.
2. химические методы
2.1. Применение смол и их композиций
Наиболее перспективным направлением в области борьбы с выносом мехприме-сей является использование технологий
пературные пласты ПК позволяют таблица 1. Матрица критериев применимости методов защиты от песка
крепления слабосцементированных пластов, оказывающих минимальное влияние на коллекторские свойства. Величина снижения продуктивности должна составлять не более 15-20%, при этом компенсация потерь в добыче жидкости возможна за счет интенсификации притока. Актуальность химических методов крепления обоснована их влиянием на первопричину проблемы -недопущение разрушения породы пласта. Одним из самых распространенных способов крепления является закачка в пласт смол и композиций на их составе. Одна из таких технологий основана на использовании смолы Линк [2, 3]. В отличие от других технологий в данном случае в призабойной зоне пласта не формируется монолитный экран, а создается хорошо проницаемая структура - благодаря частичному заполнению порового пространства отвер-ждаемой смолой.Это происходит за счет неравномерного продавливания смолы композицией на основе гидрофобной жидкости, которая в 2 раза превышает объем закаченной смолы. Дополнительная адгезия пленки смолы к частицам породы обеспечивается за счет реакций, проходящих с выделением газа. Вид структуры смолы после отверждения и порядок закачки компонентов представлены на рисунке 7. Проведенный анализ за период с 2009 по 2010 г. закачек смолы в семь скважин Барсуковского направления показал рост СНО насосов с 40 до 73 суток и
методы защиты суть технологий область защиты критерии применения
Механические Применение фильтрующих систем, шламоуловителей Установка фильтров и другого оборудования ниже и выше насоса для предотвращения попадания в него песка Прием насоса, насос Слабый и умеренный вынос песка без пересыпания забоя
Подбор параметров эксплуатации Эксплуатация высокопроизводительных насосов на пониженной частоте - 35-40Гц Прием насоса, насос
Химические Закачивание смол и их композиций в ПЗП Создание пористого экрана в пласте для предотвращения разрушения коллектора Интервал перфораций, прием насоса, насос Интенсивный вынос песка с пересыпанием забоя. Образование каверн
Дозирование ингибитора солеотложения Предотвращение выпадения кальцита как цементирующего агента для частиц кварца Прием насоса, насос Слабый и умеренный вынос песка без пересыпания забоя. Отложения сложного состава
Физико-химические Применение RCP проппанта Создание проппантной упаковки за эксплуатационной колонной и в пласте Интервал перфораций, прием насоса, насос Интенсивный вынос песка с пересыпанием забоя и образованием каверн
уменьшение содержания в продукции КВЧ с 196,4 до 101 мг/л (рис. 8). При общем снижении средней номинальной производительности насосов с 143.8 до 99,5 м3/сут. дебит жидкости и нефти изменился незначительно. В двух скважинах отмечены отказы погружного оборудования из-за выноса песка после закачки. В основном это связано с неэффективным формированием пористого экрана в расчлененном пласте и наличием заколонных перетоков воды в обрабатываемых скважинах. В настоящее время ведутся работы по оптимизации дизайна закачек для различных коллекторских условий. Еще одной перспективной технологией, планируемой к внедрению на скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» в 2010 г., является закачка композиции SandAid™. Суть технологии состоит в том, что в качестве крепящего агента используется новый низкомолекулярный полимер, который, в малом количестве покрывая частицы, обеспечивает необходимое притяжение между ними [4].
Предлагаемая технология должна оказывать еще более минимальное влияние на проницаемость ПЗП при сохранении эффекта крепления породы на уровне методов с использованием смол. 2.2. Применение ингибитора солеот-ложения при засорении насосов комплексными отложениями Часто при разборах ЭЦН на рабочих органах встречаются умеренно адге-зированные к поверхности металла осадки с поликомпонентным составом. Минералогический анализ, проведенный ООО «РН-УфаНИПИнефть», показал, что такие отложения представлены в основном кварцем (до 95%), кальцитом (до 15%), оксидами и гидроксидами железа (до 95%) (табл. 2). В таких осадках выпавший кальцит в сочетании с продуктами коррозии является хорошим цементирующим агентом для частиц кварца. Для предотвращения образования отложений в данном случае целесообразно применять ингибиторы солеотложения подачей через поверхностное дозирующее устройство [5].
Данный способ защиты скважинно-го оборудования был испытан в ООО «РН-Пурнефтегаз» в период с 2008 по 2010 г. на 28 скважинах. В качестве ингибиторов солеотложения исполь-
Рис. 5. Сравнение параметров эффективности применения фильтров
Рис. 6. Эффективность внедрения верхнего шламоуловителя
Рис. 7. Вид пористой структуры и схема задавки в ПЗП смолы «ЛИНК», где
1 - закачивание буферной оторочки с отвердителем Линк-О;
2 - закачивание смолы Линк-С с газообразователем Линк-Г;
3 - продавка гидрофобной жидкостью.
Рис. 8. Сравнение параметров эксплуатации до и после применения смолы Линк
Таблица 2. Минералогический и гранулометрический состав отложений с рабочих органов ЭЦН Барсуковского направления
СКВАЖИНА ПЛАСТ СОСТАВ ОСАДКА СОДЕРЖАНИЕ В ПРОБЕ, % ОПИСАНИЕ
3173 ПК 19-20 кварц, продукты коррозии, кальцит 60 30 10 Кварц представлен в основном угловатыми, прозрачными обломками размером 0,2-0,3мм. Незначительно присутствуют обломки размером 0,4-0,5мм. Кальцит представлен корковидными выделениями, сложенными плотным агрегатом мелких ромбоэдрических кристаллов светло-серого цвета. Продукты коррозии представлены чешуйчатыми и пластинчатыми магнитными частицами темно-бурого цвета. Поверхность частиц покрыта порошковатым налетом гидроксидов железа.
2014 ПК 19-20 продукты коррозии, кварц, кальцит 95 4 1 Продукты коррозии представлены пластинчатыми и комковатыми кавернозными частицами желтовато-бурого цвета, покрытыми охристым налетом гидроксидов железа. В незначительном количестве присутствуют зерна кварца размером 0,2-0,4 мм и корковидные образования кальцита.
8473 ПК 19 кварц, кальцит 85 15 Кварц представлен хорошо отсортированными угловатыми обломками размерами 0,2-0,3 мм(80%) и 0,4-0,5 мм (20%). Кальцит представлен корковидными образованиями толщиной до 2 мм, сложенными плотным агрегатом удлиненно-шестоватых кристаллов светло-серого цвета.
265б ПК 19 кварц, продукты коррозии, кальцит 75 24 1 Кварц представлен окатанными и угловато-окатанными зернами следующих размеров: 0,1-0,3 мм (75%), 0,4-0,5мм (25%). Продукты коррозии представлены пластинчатыми магнитными частицами бурого цвета, покрытыми охристыми и натечными образованиями гидроксидов железа. Кальцит представлен малочисленными корковидными выделениями.
зовались реагенты Инсан и Ипроден С-1. Результаты испытаний на скважинах с наиболее интенсивным отложением комплексных осадков представлены на рисунке 9.
В ходе проведенных испытаний получен средний прирост наработки ЭЦН в осложненных скважинах в 1,9 раза, причем расчет наработки произведен с учетом скважин, находящихся в работе, а это значит, что средняя наработка будет увеличиваться далее. Результаты анализа применения технологии показали, что наиболее эффективно применение ингибитора солеотложения в скважинах, эксплуатирующих слабос-
цементированные объекты ПК 16-18, ПК18, ПК19-20 (рис. 10). Так, по пластам ПК 16-18, где пескопроявление наиболее интенсивное, рост СНО составил с 28 до 105 суток, т.е. 3,8 раза. В среднем по всем пластам ПК увеличение наработки оборудования составило 2,9 раза. Такое эффективное влияние ингибитора солеотложения на предотвращение образования комплексных осадков, по-видимому, связано с увеличением доли карбоната кальция в отложениях, процесс выпадения которого интенсифицируется при перегреве узлов УЭЦН из-за подклинивания, большого содержания газа на приеме насоса и т.д.
В настоящее время проходят дальнейшие расширенные испытания для уточнения критериев применимости технологии. При выборе скважин-кандидатов обязательно учитываются наличие и состав отложений на рабочих органах ЭЦН.
3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ВЫНОСОМ ПЕСКА
3.1. Для скважин с интенсивным песко-проявлением, приводящим к образованию каверн в пласте, была испытана технология крепления на основе малотоннажного гидравлического разрыва пласта (ГРП) с использованием RCP-проппанта массой до 5 т. Суть данной технологии заключается в создании в призабойной зоне хорошо проницаемого для добываемых флюидов экрана за эксплуатационной колонной и в пласте, но препятствующего выносу несцементированного мелкодисперсного песка. С этой целью в призабойную зону скважины производилась закачка 1}СР-проппанта по дизайну ГРП. Фракция закачиваемого проппанта подбиралась исходя из данных гранулометрического анализа попутно выносимого
■ПИК МТ1МН 1ПШ|Е ЕН1Т[ 1Г *н М)04
Рис. 9. Изменение СНО при применении ингибиторов солеотложения
Рис. 10. Эффективность применения ингибиторов солеотложений в разрезе пластов
песка. Поскольку температура пластов ПК в обрабатываемых скважинах ниже 70 °С, к закачиваемому RCP-проппанту добавлялись активаторы спекания MS-1, ПКК-1
Результаты испытаний, проведенных на двух скважинах - №№ 243/9 и 3304/14 -Комсомольского месторождения, представлены в таблице 3. На основании представленных параметров работы скважин можно заключить, что проведенные испытания позволили снизить вынос мелкодисперсного песка в 2,8 и 3,1 раза соответственно. На скважине № 243 после проведения работ было получено увеличение дебита добываемой нефти на 11 т за счет проведенной оптимизации оборудования в условиях низкого содержания в продукции КВЧ.
Снижение дебита на скважине № 3304/14 Комсомольского месторождения связано с тем, что в результате совместного испытания активаторов не произошло качественного спекания |}СР-проппанта, и он частично был вынесен в скважину. На скважине после крепления проводились мероприятии по промывке забоя от проппанта. Кроме этого, была большая вероятность недостижения крылом трещины ГРП зон, не подвергнутых кольматации из-за малого тоннажа проппанта. Для сохранения продуктивности в таких
условиях необходимо производить закачки большей массы проппанта и тщательно подбирать активатор спекания.
В настоящее время основным фактором, ограничивающим массовое применение данного метода в ООО «РН-Пурнефтегаз», является наличие маломощных глинистых перемычек на пластах ПК, не позволяющих проводить ГРП в эффективных объемах.
выводы
Для эффективного снижения негативного влияния пескопроявления в скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» выбор технологий необходимо осуществлять, учитывая интенсивность выноса частиц
коллектора, геологические особенности и наличие сочетанных осложнений. Установлена недостаточная эффективность испытанных фильтрующих систем из-за выноса большого количества мелкодисперсных частиц. Показана высокая эффективность применения ингибиторов солеотложения для защиты скважин при выпадении поликомпонентных осадков. Основными перспективными технологиями для ООО «РН_Пурнефтегаз» в области защиты скважин являются:
• при умеренном выносе песка - эксплуатация высокопроизводительных ЭЦН на пониженной частоте;
• при интенсивном пескопрявлении -химическое крепление ПЗП смолами.
Таблица 3. Сравнение параметров эксплуатаций скважин при креплении призабойной зоны скважины
№ Скв., куст Технология активации RCP -проппанта Параметры работы до крепления ПЗП Параметры работы после крепления ПЗП
Способ КВЧ, мг/л Qж, м3/ сут Qh, т/ сут W,/% Ндин, м Р заб, атм Способ КВЧ, мг/л Qh, м3/ сут Qж, т/сут W,/% Ндин, м Р заб, атм
243/9 MS-1 ШГН 268 13 9 20 950 80 ШГН 97 32 20 31 1020 70
3304/14 MS-1+ПКХ! ШГН 270 14 8 31 800 75 ЭЦН 86 12 7 35 900 70
Литература:
1. Маслов И.И. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1980, 62 с.
2. Способ крепления призабойной зоны пласта/ Румянцева Е.А., Козупица Л.М., Чегуров С.П. Патент РФ № 2352764. Опубл. 12.10.2008 г.
3. Камалетдинов Р.С. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями. - М.: Производственно-технический журнал «Инженерная практика», Изд-во Energy Press, № 2, 2010, с. 6-13.
4. Kakadjan S.; Zamora F. and Venditto J. Zeta Potential Altering System for Increased Fluid Recovery, Production and Fines Control. Paper SPE 106112 presented at the 2007 SPE Symposium on Oilfield Chemistry held in Houston, USA, 28 February - 2 March 2007.
3. Рагулин В.В., Волошин А.И., Ганиев И.М., Михайлов А.Г., Телижин М.М., Хлебников С.П., Елисеев Д.Ю. Регулирование солеотложения в нефтяных и газоконденсатных скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз». - М.: Нефтяное хозяйство, № 11,2007, с. 12-15.
Ключевые слова: пескопроявление, скважина, средняя наработка на отказ, количество взвешенных частиц, призабойная зона пласта.
