Осложнения при эксплуатации добывающих скважин на объекте БС10 Дружного месторождения

Дружное месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югры Тюменской области в 15 км от г. Когалым. Месторождение расположено в пределах Дружного лицензионного участка, незначительная часть месторождения находится в нераспределенном фонде.

На долю продуктивного пласта БС 10 , выделенного в самостоятельный эксплуатационный объект, приходится 25,5% геологических и 24,6% начальных извлекаемых запасов категории АВ 1 Дружного месторождения. Разработка объекта ведется с 1985 года, на его долю приходится 23,7% текущей и 26,1% накопленной добычи нефти месторождения.

На данном объекте 1/5 часть добывающего фонда скважин относится к осложненному фонду.

Осложнения при эксплуатации добывающих скважин

В осложненном фонде Дружного месторождения находятся 59 скважин (19% действующего фонда). Эксплуатация скважин на месторождении осложнена:

• -    коррозией оборудования;

• -    отложением солей;

• -    АСПО;

• -    гидратообразованиями.

Распределение по видам осложнений представляет рисунок 1.

Рис. 1. Распределение скважин по видам осложнений.

Отложения АСПО сужают проходные сечения труб, ухудшают условия работы подъемных лифтов и глубинно-насосного оборудования – тем самым уменьшая дебиты скважин.

При изменении термобарических условий и разгазировании нефти, компоненты АСПО (высокомолекулярные соединения: парафины, смолы, асфальтены) осаждаются на стенках ствола скважины, что негативно сказывается на работе УЭЦН: уменьшение производительности, увеличение затрат энергии, излишний нагрев электродвигателя.

По состоянию на 01.01.2019 года эксплуатация 33 добывающих скважин (10,6% действующего фонда) осложнена АСПО, из них 32 скважины оборудованы ЭЦН и 1 – ОРЭ. Средний показатель обводненности добываемой продукции скважин, осложненных АСПО, составил 66 %, текущая наработка ГНО – 370 суток.

Удаление парафина на скважинах осложненного фонда производится с помощью ручного и автоматизированного скребков, межочистной период (МОП) составляет 6-30 дней (средний 19 суток).

В солеобразующем фонде числятся 14 скважин (4,5% действующего фонда), из них 5 скважин дополнительно осложнены АСПО (применяется скребок). Средний показатель обводненности добываемой продукции скважин, осложненных солеоб-разованиями, составил 62,5%, текущая наработка ГНО – 343 суток.

Для борьбы с солеотложением на глубинно-насосном оборудовании на месторождении используют:

• -    на 12 скважинах проводится периодическая закачка в затруб ингибитора комплексного действия ХПКС-004(А) производства ЗАО «Когалымский завод химических реагентов», обработки проводятся с периодичностью 30 суток;

• -    на одной скважине в состав компоновок УЭЦН входит внутрискважинный контейнер «ТРИЛ-Св» с ингибитором солеот-ложений;

• -    на одной скважине в состав компоновок УЭЦН входит резонансно-волновой комплекс «Пилот».

В фонде скважин, осложненном коррозией находятся девять скважин (2,9% действующего фонда). Средний показатель обводненности добываемой продукции скважин составил 81,8%, текущая наработка ГНО – 264 суток.

На месторождении, для защиты ГНО от коррозии применяют следующие методы:

• -    на пяти скважинах проводится периодическая закачка в затруб ингибитора комплексного действия ХПКС-004(А), в одной из указанных скважин спущены НКТ с защитным покрытием Majorpack. Обработки проводятся с периодичностью 30 суток;

• -    в четырех скважинах спущены НКТ с внутренним покрытием Majorpack, обработка ингибитором не производится.

Соответствующие термодинамические условия пребывания газожидкостных смесей в НКТ, насыщенность газа парами воды и воды газом могут создавать условия выпадения гидратов. Статистика отложения гидратов показывает, что наиболее частые случаи наблюдаются в верхней части НКТ и в зоне над динамическим уровнем в затрубном пространстве скважин.

В гидропарафинообразующем фонде находятся 3 скважины (1% действующего фонда). Средний показатель обводненности добываемой продукции скважин составил 68%, текущая наработка ГНО – 308 суток.

Для борьбы с гидратопарафиноотложе-ниями применяется тепловой и механический методы: проводится промывка горячей нефтью (МОП 30 суток) и удаление парафина с помощью механического скребка (МОП 5-15 суток).

На 01.01.2019 г. в бездействующем фонде находятся 31 скважина, в простое – три скважины и одна скважина – в освоении. Распределение бездействующего фонда нефтяных скважин по причинам остановки представляет таблица 1.

Скважины, находящиеся в простое, остановлены по причине ГТМ (перевод в ППД, ПВР, переход на другой горизонт).

Таблица 1. Распределение бездействующего фонда нефтяных скважин по причинам остановки

Причина остановки	Количество скважин
	шт.	%
НЭК	15	48,4
Аварии	10	32,3
Причина остановки	Количество скважин
	шт.	%
Прихват ГНО в скважине	4	12,9
ГТМ	1	3,2
Перекрытие забоя	1	3,2
Итого	31

Бездействие скважин, оборудованных УЭЦН, обусловлено в основном негерметичностью эксплуатационной колонны, а также авариями и прихватом ГНО в скважине.

Заключение

Факторами, осложняющими эксплуатацию скважин в условиях Дружного месторождения, являются: отложения солей; коррозия, АСПО; гидратопарафинообразо-вания. Влиянию перечисленных осложня- ющих факторов подвержено всего 19% действующего добывающего фонда скважин. Наиболее часто встречаемый вид осложнений – АСПО. Мероприятия, применяемые для борьбы с осложнениями достаточно эффективны.

Основными причинами остановки скважин, находящихся в бездействии, являются негерметичность эксплуатационной колонны и падение ГНО на забой скважин.