По большинству месторождений в переменных затратах на добычу нефти затраты на борьбу с осложнениями в добыче нефти занимают основное место. Если учесть косвенные убытки и неполученную выгоду из-за простоя скважин по причине осложнений – убытки для добывающего предприятия колоссальные. В крупных нефтяных компаниях затраты на преодоление осложнений составляют миллиарды рублей, а недобор нефти исчисляется сотнями тысяч тонн в год. Несмотря на это не все предприятия по добыче нефти уделяют на борьбу с осложнениями должного внимания.

В зависимости от горно-геологических условий и свойств добываемых флюидов при добыче нефти и газа существует множество осложняющих факторов [1].

Основными осложняющими факторами в добыче нефти являются:

1.    Отложения асфальтосмолистых парафиновых веществ (АСПВ) в трубах и в насосном оборудовании.

2.    Отложения неорганических солей .

3.    Образование высоковязких эмульсий, высокая вязкость добываемой нефти.

4.    Коррозия скважинного и нефтепромыслового оборудования.

5.    Влияние механических примесей на работу насосного оборудования.

6.    Работа скважинного оборудования в наклонно-направленных и искривленных скважинах.

7.    Высокий газовый фактор

8.    Образование газогидратных отложений при добыче газа и нефти.

Для каждого вида осложнений существует множество методов и способов предупреждения и ликвидации осложнений [2]. Для плунжерных насосов с вентильным электроприводом для борьбы с АСПО следует отметить наиболее успешные методы.

При подборе метода борьбы с осложнениями необходимо, в первую очередь, изучить причины, особенности и интенсивность отложений, исходя из чего определяются оптимальные способы снижения влияния факторов осложнений. Например, замена НКТ диаметром 73 мм на 89 мм приводит к следующим положительным эффектам:

1. Межоперационный период горячих обработок от АСПО увеличивается на 40- 60%.

2. Максимальные нагрузки на головку балансира снижаются на 10-12%

3. Позволяет снижать энергетические расходы на 12- 16% при добыче высоковязких жидкостей и на скважинах с отложениями АСПО.

4. На 35 % снижается интегральная сила гидравлического трения при ходе штанг вниз при добыче ВВН, что снижает вероятность зависания штанг.

Для плунжерных насосов с вентильным электроприводом применение эмалированных внутри НКТ на порядок снижает межоперационный период от АСПО, от солей, защищает от коррозии НКТ (Рис.2).

Рис.2. Эмалирование внутренней поверхности НКТ на порядок снижает МРП от АСПО

1 – для стальных НКТ, 2 – для НКТ, покрытых эпоксидной смолой, 3 – для НКТ, покрытых эмалью.

Отложения АСПО в НКТ также зависят от способа эксплуатации. Например, имеются различия в отложениях АСПО в зависимости от содержания воды в нефти для установок электрического центробежного насоса (УЭЦН) и плунжерных насосов с вентильным электроприводом. При достижении обводнения 35% для продукции ЭЦН отложения АСПО минимальные (Рис.3), но нельзя подавать деэмульгатор в затруб, чтобы не потерять такую особенность [3]. При этом для плунжерных насосов с вентильным электроприводом обводнённость не оказывает существенного влияния на снижение отложений.

Рис.3 Зависимость интенсивности отложений АСПВ от обводненности

1 – для УЭЦН 5 – 50 – 1400, 2 – для плунжерных насосов, диаметром 44 мм.

В случаях применения плунжерных насосов целесообразно использование кабельных нагревателей для предупреждения АСПО. Однако этот способ энергозатратный. Например, при дебите жидкости 20 м³/сутки потребляемая мощность вентильного электропривода на подъем жидкости составляет 14 квт Потребляемая мощность нагревательного кабеля или элемента для предупреждения АСПО – 18 квт. Такой способ экономически целесообразно применять при частоте горячей обработки через 20 суток и менее, а также в труднодоступных участках.

При промывке скважин любой жидкостью имеет место недобор нефти из-за прекращения притока нефти из пласта в скважину. Такой факт не всегда учитывается нефтедобывающими предприятиями. Объем недобора определяется выражением:

Vн = Vп + Vз + Vпл, где

Vн - объем недобора нефти из-за промывки

Vп – объем недобора нефти за время промывки

Vз - объем недобора нефти за время откачки затрубной жидкости насосом от устья до установившегося динамического уровня.

Vпл – объем недобора нефти за время откачки

проникшей из забоя скважины в пласт жидкости

Один из эффективных способов удаления АСПО – применение растворителей АСПО. У этого способа следующие преимущества и недостатки

• Не вызывает вторичных осложнений
  
• Минимальные транспортные затраты
  
• Отсутствие недобора нефти
  
• Растворитель после использования сдается как товарная нефть.
  

  К недостаткам относится дороговизна и высокая пожароопасность при применении, особенно, в летнее время.
  

Оптимальная технология применения – заливка в затруб по 200 – 400 литров растворителя через 6-10 дней. Надо заметить, что при ОРЭ с наличием пакера в подвеске применение ингибиторов и растворителей является основным методом борьбы с АСПО [4].

На некоторых месторождениях значительной помехой в работе плунжерных насосов является прорыв затрубного газа на прием насоса. Даже имеются предложения механической откачки компрессорным устройством приводом от станка качалки [5]. Однако в большинстве случаев оптимальным способом является более простой способ. Чтобы затрубный газ не прорывался на прием насоса, необходимо спускать хвостовик из облегченных труб или из стеклопластиковых труб на несколько сот метров.

На месторождениях с преимущественно искривленными скважинами имеют место частые полеты погружных насосных установок. Одним из эффективных методов снижения полетов является замена асинхронных ПЭД на вентильные, которые значительно короче асинхронных, работают достаточно плавно. Это снижает изгибающие усилия и радиальную вибрацию. Кроме того, вентильные двигатели имеют более высокий КПД и в какой- то степени нейтрализуют реактивную составляющую потребляемой мощности.

Применение плунжерных насосов накладывает особые требования к конструкциям фильтров. Пока отсутствует технически обоснованный стандарт по оптимальным конструкциям фильтров насосов. Применяют самые различные варианты фильтров без подробного исследования и анализа, соответственно, без особого успеха. По нашим данным для плунжерных насосов рекомендуется стеклопластиковый фильтр длиной 2-2,5 метра, с круглыми отверстиями диаметром 2-3 мм или прорезами 1,5х 40мм. (рис. 4).

Рис. 4. Фильтр на приеме плунжерного насоса для устранения механических примесей приносимых с поверхности (щепки, ветошь и т.п.)

В последние годы в нефтегазодобывающих предприятиях значительно вырос МРП скважин в результате выполнения комплекса эффективных мероприятий, в том числе за счет успешной борьбы с осложняющими факторами. Однако проблемы борьбы с осложнениями время от времени вновь приобретает актуальность.

Дело в том, что специалисты, которые вплотную занимались данной проблемой и как-то «загасили» актуальность этого вопроса, по разным причинам уходят от занятия этими проблемами. Заменяющее их новое поколение не обладает необходимым теоретическим багажом знаний и практическим опытом.

В советское время довольно эффективно работал в этом отношении институт ВНИИОЭНГ. Там по каждой проблеме работала группа специалистов, которая собирала информацию по этой проблематике, после обработки положительный опыт и успешные новые технологии публиковала в виде информационных бюллетеней.

Если не каждая, но значительная часть информации представляла интерес для специалистов в практическом плане. Эта же группа хранила и архивировала информацию. К сожалению, в настоящее время такая система перестала работать, хотя и ВНИИОЭНГ функционирует. Поэтому накопленный багаж знаний тоже теряется и забывается. Некоторые книги, если они издаются, не имеют большой практической значимости, преобладает чисто теоретический, далекий от практики материал. Забывается и не используется накопленный положительный опыт по борьбе с осложнениями. Не финансируются и не издаются практически значимые образовательные книги, не организована информационная база и система хранения положительного опыта, передовой технологии.

Надо отметить большой вклад в науку в данном направлении В.П. Тронова, А.Р. Амирова, Р.А.Абдуллина, С.В.Люшина, Н.Н.Репина, В.В. Девликамова, К.Р.Уразакова, В.И.Кудинова, Г.З. Ибрагимова, Ю.В.Антипина, И.Т.Мищенко, М.Д.Валеева, Б.М.Сучкова, А.М.Пирвердяна и многих других ученых, результаты исследования которых с большой пользой применялись в нефтяной промышленности.

В настоящее время основными предприятиями, разрабатывающими и внедряющими новые технологии по борьбе с осложнениями, являются малые сервисные предприятия, работающие на свой страх и риск. Любое новое направление требует вложения денег, технологических и экономических расчетов, опытно-промышленных испытаний, инженерного сопровождения. Прогрессивные добывающие предприятия с пониманием относятся к этим проблемам и готовы часть рисков брать на себя. Наиболее успешно работают те сервисные предприятия, разработанные технологии которых глубоко продуманы, обсуждены с квалифицированными специалистами добывающих предприятий, техническая система предварительно испытана на моделях или в стендовых установках и т.д. В любом случае имеется необходимость применения системы стимулирования за создание пионерных образцов новой техники и технологии.

1. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. – Москва: Недра, 1970. – 183 с.
2. Насыров А.М., Иконников В.В. К вопросу совершенствования нефтяного оборудования. Нефтепромысловое дело. 2006.№3.С. 40.
3. Насыров А.М., Орлов И.А. , Насыров В.А. К вопросу совершенствования нефтяного оборудования. Нефтепромысловое дело. 2006. № 3. С.40-42.
4. Насыров А.М., Даутов Р.Ф. Проблема отказов глубинно-насосного оборудования из за засорения и пути и х решения. Нефтепромысловое дело. 2008. №8. С.35-37.
5. Насыров А.М., Каменщиков Ф.А. Особенности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений с высоковязкой нефтью. Научно-технический вестник НК «Роснефть». 2008. №3. С.27-29.

Все статьи автора «quality.lady»