3.2 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации

скважин

Основными видами осложнений при эксплуатации скважин на Северо-Губкинском месторождении являются: парафиноотложения, солеотложения, гидратообразование и коррозия нефтепромыслового оборудования.

Мероприятия по предупреждению и борьбе с парафиноотложениями

Работа насосных скважин на месторождении осложнена отложениями асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на глубинно-насосном оборудовании.

Нефти Северо-Губкинского месторождения содержат парафина 1.46-9.5%. АСПО отмечены в 77 скважинах (фонтанные и скважины, оборудованные ЭЦН), что составляет 95% действующего фонда. Для борьбы с отложения АСПО на внутренней полости НКТ на Северо-Губкинском месторождении применяются механические скребки. Большая часть скважин с незначительным МОП (1-6 суток) обрабатывается силами подрядной организации и меньшая часть скважин (МОП – 7-30 суток) обрабатывается механическими скребками вручную. Работы проводятся согласно утвержденному графику очистки скважин от АСПО.

Для скважин, оборудованных ШГН, можно рекомендовать обработки горячей нефтью, закачиваемой агрегатом АДПМ в затрубное пространство скважин, и использование штанговых скребков-центраторов.

Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями

Отложения солей в подземном оборудовании (ЭЦН) отмечены в 35 скважинах (43% действующего фонда). По результатам анализов проб со скважины №265, проведенных лабораторией ООО «ЦНИПР» г. Когалыма, следует отметить следующее:

- пластовые воды Северо-Губкинского месторождения по данным шестикомпонентного анализа относятся к водам высокой минерализации;

- общая минерализация пластовых вод составляет 15 г/л;

- химический состав пластовых вод отличается высоким содержанием ионов кальция, магния, гидрокарбоната, значительным количеством ионов железа.

Как правило, рост содержания ионов кальция, магния и железа в попутно-добываемой воде на порядок увеличивает вероятность образования солеотложений в скважине.

Основными причинами образования солеотложений на месторождении являются:

- высокая минерализация пластовых вод и высокое содержание ионов кальция, железа, что характеризует значительную агрессивность вод;

- изменение термобарических условий в ЭЦН, обусловленное изменением температуры и давления перетекающей жидкости. Повышение температуры (особенно в интервале расположения ПЭД) приводит к снижению растворимости некоторых групп солей и выпадению их в осадок, что приводит к налипанию солей на корпусе двигателя; изменение давлений, в свою очередь, вызвано выбросом свободного газа, вследствие чего создаются зоны разряжения, т.е. при работе скважин с высокой обводненностью и производительностью насоса менее номинала происходит повышение температуры ПЭД и окружающей среды, что способствует интенсивному отложению солей на поверхности ПЭД и эксплуатационной колонны.

В целях предупреждения отложения солей (карбонаты) на рабочих органах ГНО с 2005 года используется ингибитор солеотложений ХПС-005 (производства Когалымского завода химических реагентов).

Реагент закачивается в затрубное пространство скважин агрегатом СИН-31 («кислотник») согласно графику (1 раз в месяц с МОП=30-60 суток и 2 раза в месяц с МОП=15 суток). Объём закачки ингибитора при одной обработке составляет 100 л.

Применение ингибитора солеотложений ХПС-005 на месторождении практически уже в первый год показало его высокую технологическую эффективность. Количество отказов по причине солеотложений снизилось с 19.5% (на 01.01.2005 г.) до 10% (на 01.01.2009 г.), тем самым наработка на отказ УЭЦН по месторождению выросла со 129 суток до 512 суток за этот же период. Данный реагент эффективно работает против отложения солей на рабочих органах ГНО, но не предотвращает солеобразования на поверхности ПЭД, т.к. в результате нагрева ПЭД меняются условия работы ХПС-005. При закачке ХПС-005 в затрубное пространство 85% реагента доходит до приема насоса, не попадая в зону расположения ПЭД.

В процессе разработки месторождения увеличивается обводненность, вследствие чего возрастает вероятность солеобразования. Поэтому солеобразующий фонд месторождения продолжает стабильно расти, соответственно растет и количество обработок, но учитывая доказанную эффективность применения ингибиторов солеотложений, предприятие продолжает использовать ингибирование скважин реагентом ХПС-005.