ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»

Открытое акционерное общество «Удмуртнефть»
Государственное унитарное предприятие
«Институт проблем транспорта энергоресурсов»
УДК622.276.76
На правах рукописи
ШЛЯПНИКОВ ЮРИЙ ВИКТОРОВИЧ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ
И РЕМОНТА СКВАЖИН МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ
Специальность 25.00.17 ‒ Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений
ДИССЕРТАЦИЯ
на соискание учёной степени
кандидата технических наук
Научный руководитель ‒
доктор технических наук, профессор
Ю.В. Зейгман
Уфа 2014
2
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………………… 5
1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ,
РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ», НАХОДЯЩИХСЯ
НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ……………………………………………… 9
1.1. Анализ эксплуатации месторождений, разрабатываемых ОАО «Удмуртнефть»……. 9
1.2. Краткий обзор осложнений в процессе добычи нефти………………………………… 13
1.3. Особенности эксплуатации месторождений высоковязких нефтей……………………19
1.4. Критерии эффективности применения технологии одновременно-раздельной
эксплуатации пластов на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»…………………… 23
Выводы по главе 1…………………………………………………………………………… 28
2. ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ» НА ПОЗДНЕЙ
СТАДИИ РАЗРАБОТКИ………………………………………………………………… 29
2.1. Методы повышения межремонтного периода скважин месторождений
на поздней стадии разработки…………………………………………………………….29
2.2. Механический метод изоляции прорывов газа и воды в добывающих скважинах
месторождений нефти ОАО «Удмуртнефть»……………………………………………37
2.3. Применение блокирующих составов при проведении технологических
операций в скважинах с поглощением месторождений ОАО «Удмуртнефть»……... 44
Выводы по главе 2 …………………………………………………………………………....51
3. ТЕХНОЛОГИЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СКВАЖИН КАК СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ
РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»…………………..53
3.1. Характеристики компоновок скважинного оборудования для реализации
технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин………………………...53
3.2. Примеры исполнения компоновок подземного оборудования при реализации
технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов………………………...56
3.3. Рекомендации по внедрению технологии одновременно-раздельной закачки воды
и добычи нефти на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»……………………………59
Выводы по главе 3…………………………………………………………………………….63
4. МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»…………………………….....65
4.1. Борьба со скважинными осложнениями при реализации технологии
одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти……………………………..65
4.2. Влияние обводнённости продукции скважин на осложняющие факторы добычи
нефти………………………………………………………………………………………..67
4.3. Обеспечение целостности штанговых колонн скважинных насосов…………………..74
4.4. Метод санации трубопроводов для ликвидации последствий их коррозионного
разрушения………………………………………………………………………………... 82
Выводы по главе 4…………………………………………………………………………….85
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ………………………………………….….................................... 87
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ…………………………………………………………………..89
Библиографический список использованной литературы………...………………........91
ПРИЛОЖЕНИЕ…………………………………….…………………………………….102
Справка о технологической и экономической эффективности применения
блокирующих составов и оборудования, изолирующего интервалы перфорации скважин,
в процессе эксплуатации месторождений ОАО «Удмуртнефть» ……………………… 103
3
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы
В настоящее время основная часть месторождений, эксплуатируемых
ОАО «Удмуртнефть», находится на заключительной, четвёртой, стадии разработки. Эксплуатируемый фонд скважин, как правило, имеет возраст от 20
до 40 лет. Средний дебит скважин по нефти составляет 4,8 т/сут, по жидкости ‒ 48 м3/сут, средняя обводнённость добываемой продукции ‒ порядка 90
%, средняя глубина скважин ‒ 1200 м. Большинство месторождений ОАО
«Удмуртнефть» ‒ это многопластовые залежи, имеющие несколько объектов
эксплуатации. На сегодняшний день основные объекты разработки обычно
не достигают проектного коэффициента извлечения нефти (КИН), в связи с
чем встаёт вопрос ‒ что должно быть осуществлено: эксплуатация низкорентабельных высокообводнённых скважин для достижения проектных показателей, изоляция основных объектов или переход на возвратные объекты разработки, бурение сетки скважин на возвратный объект.
Для решения указанных проблем нами предложена технология одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов добычи нефти (ОРЭиД).
Для реализации технологии необходимо надёжное оборудование, удовлетворяющее требованиям, предъявляемым к одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов.
В результате прогрессирующего обводнения добываемой продукции
скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» изменяются не только гидродинамика пласта, но и условия подъёма жидкости на поверхность, промысловой перекачки и подготовки нефти. Возникают задачи вовлечения в разработку неработающих пластов. При этом, если в разрезе объекта разработки
имеется несколько перфорированных пластов, а нагнетание воды осуществляется лишь в высокопроницаемые пласты, то малопроницаемые пласты
4
остаются практически захороненными и не участвуют в разработке залежи
нефти. Применение в нагнетательных скважинах предложенной нами технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти (ОРЗиД) позволяет вовлекать в разработку малопроницаемые пласты.
Другим актуальным аспектом при эксплуатации скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» является увеличение коррозионной агрессивности
добываемой продукции, выпадение осадков неорганических солей, отложений асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) на поверхности нефтепромыслового оборудования, образование трудно разрушаемых водонефтяных
эмульсий в добываемой скважинной продукции. Все это существенно увеличивает затраты при добыче нефти, что особенно актуально на завершающих
стадиях
разработки месторождений, когда рентабельность скважин
на пределе.
В этой связи необходим комплексный подход к оптимизации работы с
фондом скважин и борьбе со скважинными осложнениями, который позволит
вывести уровень межремонтного периода (МРП) эксплуатации скважин на
максимальный, сократить эксплуатационные затраты, повысить эффективность эксплуатации низкорентабельных зон месторождений, находящихся на
заключительных стадиях разработки.
Направленность исследований диссертационной работы на решение
приведённых проблем и определяет её актуальность.
Цель работы ‒ повышение эффективности эксплуатации многопластовых месторождений нефти, находящихся на поздней стадии разработки, совершенствованием технологий добычи нефти и одновременно-раздельной
эксплуатации скважин.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие
основные задачи:
5
- выявление критериев эффективности применения технологий одновременно-раздельной добычи нефти, их адаптация к условиям эксплуатации
месторождений с высоковязкими нефтями и высоким газовым фактором;
- поиск методов повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин и борьбы со скважинными осложнениями, алгоритма
выбора наиболее эффективной технологии;
- анализ эксплуатации компоновок скважинного оборудования при реализации технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи
нефти, выявление критериев их применения;
- исследование факторов, влияющих на эксплуатацию насосных штанг
добывающих скважин;
- разработка рекомендаций по совершенствованию методов проведения
ремонтно-изоляционных
работ
(РИР)
в
скважинах
месторождений
ОАО «Удмуртнефть».
Методы решения поставленных задач
Поставленные в диссертационной работе задачи решались при помощи
проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований с
использованием стандартных контрольно-измерительных приборов и применением современных методов математической статистики.
Научная новизна результатов работы
1. Разработана технологическая схема оборудования для применения
технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти в одной
скважине с коаксиальным расположением насосно-компрессорных труб
(НКТ). Разработаны технологические и экономические критерии целесообразности применения технологии ОРЗиД на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», произведён расчёт геолого-технологической целесообразности применения технологии, учитывающей остаточные запасы
нефти и стоимость внедрения технологии.
6
2. Разработан алгоритм выбора наиболее эффективных технологий
борьбы с различными категориями осложнений скважин ‒ отложением асфальтосмолопарафиновых веществ, неорганических солей на поверхности
нефтепромыслового оборудования, его коррозии, образованием стойких водонефтяных эмульсий для условий месторождений Волго-Уральской нефтеносной провинции, отличие которого заключается в применении новых способов и технологий освоения скважин, контроле процессов их вывода на
плановые режимы работы, применении усовершенствованных конструкций
скважинного оборудования.
На защиту выносятся:
-
критерии эффективности применения технологий одновременно-
раздельной добычи нефти на многопластовых залежах месторождений нефти
и газа;
- алгоритм выбора методов борьбы со скважинными осложнениями ‒
осадками неорганических солей и АСПВ, коррозией (биокоррозией) нефтепромыслового оборудования;
- технологии проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах;
- методы защиты насосных штанг от образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и коррозионного разрушения.
Практическая ценность результатов работы
1. Установлено, что при реализации технологии одновременнораздельной закачки воды и добычи нефти с коаксиальной схемой расположения НКТ в 50 скважинах, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», дополнительная добыча нефти может составить 73 тыс. т/год.
2. Реализация оптимального подхода к работе с фондом скважин позволила увеличить за 5 лет МРП эксплуатации скважин ОАО «Удмуртнефть»
с 458 до 1070 сут, количество отказов сократилось на 1300 шт. в год, снижение потерь добычи нефти составило 15,6 тыс. т/год, что в материальном вы-
7
ражении составило 200 млн руб./год.
3. Показано, что при негерметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» изоляция газоводопроявлений механическими методами имеет более низкую стоимость по
сравнению с традиционными методами проведения РИР (средняя стоимость
традиционных РИР 600…900 тыс. руб., РИР с блокирующим оборудованием ‒ 400 тыс. руб.) и более высокую успешность. К преимуществам метода
следует отнести и снижение времени простоя скважин при ремонте ‒ в
среднем на 4…6 сут.
4. В результате испытаний и внедрения оборудования по технологии
ОРЭ (по различным схемам) в ОАО «Удмуртнефть» установлено:
- средняя наработка оборудования на отказ составила 145 сут;
- средний прирост производительности на одну скважину от внедрения
оборудования для технологии ОРЭ двух объектов за счёт подключения дополнительных пластов составил 17,4 т/сут;
- дополнительная добыча нефти составила 7,335 тыс. т;
- экономический эффект (NPV) составил 8,5 млн руб.;
- всего за период эффекта NPV составил 61,3 млн руб. (расчёт экономической эффективности произведён исходя из продолжительности эффекта
по дополнительной добыче нефти за 3 года).
Применение компоновок для одновременно-раздельной добычи нефти
позволило дополнительно добыть на месторождениях, эксплуатируемых
ОАО «Удмуртнефть», в 2012 г. 200 тыс. т нефти.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на IV международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи
пластов. Перспективы развития» (Геленджик, 2009 г.), III ежегодной корпо-
8
ративной конференции по обмену опытом по проектам «Системы новых технологий ОАО «НК «Роснефть»» (Бекосово, 2009 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9
научных трудах, в том числе в 6 ведущих рецензируемых научных журналах,
рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получен патент на полезную модель.
9
1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ,
РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»,
НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
1.1. Анализ эксплуатации месторождений, разрабатываемых
ОАО «Удмуртнефть»
Как отмечено во введении, в настоящее время основная часть месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», находится на заключительной, четвёртой, стадии разработки. Эксплуатируемый фонд скважин, как
правило, имеет возраст от 20 до 40 лет. Общий фонд нефтяных скважин, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», на сегодняшний день составляет 3950
скв., из них 1167 скв. оборудованы установками центробежных насосов
(УЭЦН), 2706 скв. ‒ штанговыми глубинными насосами (ШГН), установками
одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) оборудовано 68 скв. и 9 скв. ‒
электровинтовыми насосами (ЭВН), штанговыми винтовыми насосами
(ШВН). Средний дебит скважин по нефти составляет 4,8 т/сут, по жидкости
48 м3/сут, средняя обводнённость добываемой продукции составляет 90 %
(рисунок 1.1). Средняя глубина скважин 1200 м. Типоразмер ЭЦН, применяемый в процессе добычи нефти изменяется от Э-45 до Э-700, ШГН ‒ от 32 до
70 мм.
Средний дебит скважин по нефти ‒ 4,8 т/сут
Средний дебит скважин по жидкости ‒ 48 м3/сут
Средняя обводненность ‒ 90 %
Средняя глубина скважин ‒1200 м
Рисунок 1.1 ‒ Структура добывающего фонда месторождений,
эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть»
10
Следует отметить, что большинство месторождений, эксплуатируемых
ОАО «Удмуртнефть», ‒ залежи, имеющие несколько объектов эксплуатации:
Верей, Башкир и Визей, Турней и др. (рисунок 1.2).
Турнейский
Рисунок 1.2 ‒ Структура месторождений, эксплуатируемых
ОАО «Удмуртнефть»
Фонд скважин, подлежащий проведению РИР, ‒ обводняющиеся скважины и скважины с прорывом газа. Фонд с преждевременным обводнением
скважинной продукции по тем или иным причинам составляет 1200 скв., при
этом 450 скв. ‒ вследствие негерметичности эксплуатационной колонны
(ЭК), 700 скв. ‒ с прорывом от закачки воды, 50 скв. ‒ с заколонными перетоками, 150 скв. ‒ по прорыву газа, в основном, из-за негерметичности эксплуатационной колонны вследствие выработки эксплуатационного ресурса, коррозионного разрушения ‒ нарушения целостности цементного камня (рису-
11
нок 1.3). Следует отметить, что фонд скважин, подлежащих РИР, ‒ это скважины, эксплуатирующиеся 30 и более лет.
Осложнённый фонд
Кол-во скв, шт.
4000
3500
3000
2500
Общий фонд
2000
обводнение
1500
прорыв газа
1000
1200
500
150
0
Фонд,
прорывом
воды:
Фонд осложненный
осложнённый прорывом
воды
– 1200скважин
скважин
- 1200
- 30%
от всего
в том
числе:
- 30
% от
всегофонда,
фонда,
в том
числе:
- с негерметичностью э/к – 450 скв.
- с негерметичностью ЭК – 450 скв.
- с прорывом воды от закачки – 700 скв.
- с- спрорывом
воды от закачки – 700 скв.
ЗКЦ – 50 скв.
- с ЗКЦ – 50 скв.
Фонд,
осложненный
прорывом
Фонд осложнённый
прорывом
газа газа:
150 скважин
скважин
-–150
фонда,
в том
числе:
-- 44%
%ототвсего
всего
фонда,
в том
числе:
- с негерметичностью э/к – 130 скв.
-- сс негерметичностью
ЭК – 130 скв.
ЗКЦ – 20 скв.
- с ЗКЦ – 20 скв.
3
Рисунок 1.3 ‒ Структура осложнённого фонда скважин,
эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть»
Как показано выше, сокращение сроков выработки запасов является
актуальной задачей, решение которой позволит избежать ряда осложнений,
сопутствующих процессу добычи нефти, как с точки зрения повышения экономической эффективности эксплуатации добывающих скважин, так и с точки зрения уменьшения технологических осложнений и обводнения скважин
через негерметичности колонн, предотвращения заколонных перетоков. Чем
дольше эксплуатируется скважина, тем больше риск осложнений и, соответственно, больше затрат для предприятия. Поэтому в ОАО «Удмуртнефть» в
настоящее время внедряется технология ОРЭ, позволяющая не ждать полной
выработки одного пласта, а осуществлять параллельно вовлечение в разработку возвратного объекта и
1.4 ‒ 1.6).
разрабатывать их одновременно (рисунки
12
Ликвидация негерметичности
Ликвидация негерметичности
Технологии РИР негерметичности
ЭК, применявшиеся в ОАО «Удмуртнефть»
Технологии РИР негерметичности э/к, применявшиеся с УН в 2008в 2008-2012
гг., количество
2012г.г.,
количествоскважин
скважин
Кол-во, скв.
35
50
15
2
РИР газа 2-х ПО
РИР газа СНПХ-8345
4
РИР воды 2-х ПО
РИР газа АКРОН
3
РИР газа цементом с
газоблокатором
РИР газа "Полиэкс"
(Репласт +
Пластирокс)
Дополнительная добыча нефти и уд.эффект, тыс.тн., т/сут
Доп добыча, тыс.тн
уд.эффект, т/сут
10,0
9,0
18,717
8,0
6,5
7,0
6,0
11,648
5,0
3,8
4,0
2,7
1,5
1,045
РИР газа 2-х ПО
РИР газа СНПХ-8345
2,0
1,485
РИР воды 2-х ПО
3,0
2,0
2,0
РИР газа АКРОН
2,481
0,146
1,0
0,0
РИР газа цементом с
газоблокатором
РИР газа "Полиэкс"
(Репласт +
Пластирокс)
7
ПО ‒ пакерное оборудование
Рисунок 1.4 ‒ Ликвидация негерметичности скважин при применении
технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов
Технологии ликвидации ЗКЦ, применявшиеся
в ОАО «Удмуртнефть» в 2008-2012 гг., количество скважин
5
Кол-во, шт
5
4
3
2
1
2
0
РИР воды ЗАО НТЦ "ГеотехноКИН"
РИР "РИТЭК" Пластик КС
Дополнительная добыча нефти и уд.эффект, тыс.тн., т/сут
Доп добыча, тыс.тн
уд.эффект, т/сут 10,0
8,4
9,0
8,0
7,0
6,0
3,788
5,0
4,0
3,0
2,0
0,9
1,0
0,716
0,0
РИР воды ЗАО НТЦ "ГеотехноКИН"
РИР "РИТЭК" Пластик КС
Рисунок 1.5 ‒ Технологии ликвидации заколонных перетоков в скважинах
13
Рис.3 Вариант ОРЗ и Д с коаксиальной подвеской
для добычи с верхних пластов и закачки в нижние
1 –1-эксплуатационная
колонна
эксплуатационная
колонна
2 – пакер
- пакер 73 мм
3 –2 НКТ
- НКТ - 73мм
4 –3 муфта
с наружной резьбой
5 –4спец.
переходник (нестандарт)
- муфта с наружной
резьбой (нестандарт)
6 – катушка
7 –5НКТ
89 мм
- спец переходник
(нестандарт)
8 – цилиндр
насоса 32 мм
6
катушка
(нестандарт)
9 – центратор
89мм
10 7–- НКТ
плунжер
насоса
32
мм
с
переходником
8 - цилиндр насоса 32мм
11 9–- центратор
патрубок
12 – насос 32 мм
10 - плунжер от насоса
13 32мм
– штанги
16 мм
с переходником
13
12
11
9
10
11 - патрубок
8
12 - насос 32мм
13 - штанги 16мм
7
6
5
А
А
4
3
нефть
2
нефть
вода
1
вода
вода
Рисунок 1.6 ‒ Схема технологии ОРЗиД
1.2. Краткий обзор осложнений в процессе добычи нефти
На месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», имеют
место традиционные виды осложнений, сопутствующие процессам добычи
нефти, ‒ коррозия нефтепромыслового оборудования, отложение на поверхности нефтепромыслового оборудования неорганических солей, асфальтосмолопарафиновых веществ. Ниже кратко представлены их особенности и
методы борьбы с ними.
14
Коррозия нефтепромыслового оборудования
Проблемы борьбы с коррозионным разрушением нефтепромыслового
оборудования рассматривали в своих работах многие исследователи, в частности Абдуллин И.Г., Андреюк Е.И., Астрова Ф.А., Асфандияров Ф.А., Байков Н.М., Билай В.И., Бочарников А.И., Бугай Д.Е., Герцог Э., Гетманский М.Д., Гоник А.А., Горичев И.Г., Гумеров А.Г., Гутман Э.М., Давыдов С.Н., Ефимов А.А., Коваль Э.З., Кузнецов С.И., Леонов В.В., Липович Р.Н., Маричев Ф.Н., Маркин А.Н., Митина А.П., Низамов К.Р., Рахманкулов Д.Л., Рождественский М.А., Розанова Е.П., Тетерина О.П., Фрумкин А.Н., Хазипов Р.Х., Хорошилов А.В., Худякова Л.П., Хуршудов А.Г.,
Booth J., Iverson W.P., Grego E., Parsons S.A., Starkey R., Wight K., Wright W. и
другие.
Дефекты нефтепромысловых трубопроводов
Основными дефектами нефтепромысловых трубопроводов, приводящими к авариям, связанным с их разгерметизацией, и разливу перекачиваемой продукции, являются дефекты металла, строительно-монтажные дефекты, эксплуатационные дефекты [25, 26]. Одним из основных видов коррозионного разрушения нефтепромысловых трубопроводов являются канавки в
районе нижней образующей трубы [37, 68, 70].
Основной причиной канавочной коррозии является наличие в перекачиваемой продукции механических примесей, что приводит к возникновению
макрогальванопар и развитию коррозионных процессов на внутренней поверхности труб. Развитие язвенных коррозионных дефектов происходит в два
этапа. В начале на поверхности металла образуется продолговатый «каньон»
длиной 20…30 см и глубиной до 3 мм. На втором этапе в середине «каньона»
происходит образование свища диаметром 5…10 мм, при этом отмечается
практически полное отсутствие продуктов коррозии на поверхности язвы или
свища. Состав и структура продуктов коррозии зависят от рН, температуры и
ионного состава перекачиваемой продукции [45, 51, 78]. В частности, на основании рентгенографических и электронно-микроскопических исследова-
15
ний осадков на поверхности углеродистой стали выявлено, что основу осадков, образующихся в приэлектродном слое, составляют сидерит (FeCO3), цементит (Fe3C) и изоморфная структуре сидерита фаза высокой симметрии.
Для трубопроводов системы поддержания пластового давления (ППД),
помимо присутствия диоксида углерода, характерно наличие в перекачиваемой
жидкости растворённого кислорода и сероводорода [22, 33, 64, 68, 71], существенно повышающих скорость коррозионных процессов. Наличие сероводорода обусловливается преимущественно биогенным происхождением, кислород
же попадает в систему ППД в основном из системы подготовки воды [23].
Существенной причиной коррозии нефтепромысловых трубопроводов
является совместное влияние технологических параметров перекачки добываемой продукции и химических факторов (наличие растворённых коррозионноагрессивных газов, минерализация добываемой продукции, её ионный
состав) [4, 48].
Водонефтяная смесь, в зависимости от соотношения компонентов, может образовывать два типа эмульсии: «нефть в воде» (Н/В) или «вода в
нефти» (В/Н). В эмульсии типа «нефть в воде» внешней фазой является коррозионноагрессивная попутно добываемая пластовая вода, что может вызывать интенсивную коррозию внутренней поверхности трубопровода. При перекачке эмульсии типа «вода в нефти» внешней фазой является нефть, которая является естественным ингибитором коррозии. При этом возможно расслоение водонефтяной эмульсии под действием сил гравитации с образованием водного слоя у нижней образующей трубы.
Негативное влияние на коррозию нефтепромысловых трубопроводов
оказывает и наличие в перекачиваемых средах микрофлоры, в первую очередь, углеводородокисляющих [6], тионовых (сероокисляющих) [42, 64],
сульфатвосстанавливающих бактерий [6, 30].
В настоящее время для защиты оборудования и нефтепромысловых
коммуникаций от коррозии на месторождениях нефти, эксплуатируемых
ОАО «Удмуртнефть», применяются комплексные мероприятия [48]:
16
- коррозионноустойчивое глубинно-насосное оборудование и погружные электродвигатели;
- на выкидных линиях, в нефтесборной системе и в системе ППД применяются футерованные трубы;
- в скважины с помощью электрических и гравитационных дозаторов
подаются комплексные реагенты ‒ ингибиторы коррозии-бактерициды. В
частности, на Гремихинском месторождении на более чем 200 скважинах
установлены дозаторы для подачи реагента СНПХ-1004.
Отложение неорганических солей на поверхности
нефтепромыслового оборудования
Существенным негативным фактором, сопутствующим процессу добычи нефти, является отложение в призабойной зоне пласта добывающих скважин, на стенках эксплуатационных колонн, в насосном оборудовании и
наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти, осадков неорганических солей. Вопросам солеотложения посвящён широкий ряд работ, в
частности Антипина Ю.В., Бабаляна Г.А., Валеева М.Д., Волобуева Г.П., Гарифуллина Ю.В., Гаттенбергера А.А., Дытюка В.А., Ибрагимова Л.Х., Кащавцева В.Е., Люшина С.Ф., Лялиной Л.Б., Маринина С.Н., Рагулина В.А.,
Сыртланова А.Ш.
Основным источником солеотложения служит попутно добываемая вода [3, 8, 10, 12, 13, 43, 50, 52, 61, 62, 65, 86, 91].
На процесс смешивания пластовых и закачиваемых вод, ведущего к образованию осадков неорганических солей на поверхности нефтепромыслового оборудования, существенное влияние оказывает тип заводнения пластов.
В случае применения системы внутриконтурного заводнения разрабатываемого пласта закачиваемая вода поступает в нефтяную часть пласта и смешивается с водой, находящейся в пласте. Для неё характерна малая подвижность, она способна к перемещению лишь при достижении определённого
перепада напора. В случае реализации внутриконтурной системы заводнения
пластов имеет место поршневое вытеснение остаточной воды закачиваемой.
В этом случае смешивание происходит в нефтяном пласте ‒ в зоне непосредственного контакта вод. При их несовместимости в пласте возможно образо-
17
вание нерастворимых осадков неорганических солей, затрудняющих процесс
фильтрации нефти [43].
По мнению авторов работы [12], условия и причины отложения солей
многообразны и зависят от большого числа разнонаправленных факторов. В
частности, исследованиями С.Н. Маринина, И.З. Ахметшина и А.Г. Бабаляна
[3, 61, 62] установлено, что на карбонатное равновесие существенное влияние оказывают природные амфотерные соединения. Выделение из нефтяной
фазы нафтеновых и карбоновых кислот на 90…100 % приводит к выпадению
из растворов карбонатов кальция и магния.
Для предупреждения солеотложения на поверхности нефтепромыслового оборудования используются технологические, физические и химические
способы [55]. Для повышения работоспособности оборудования в условиях
солеотложения используют различные покрытия поверхности нефтепромыслового оборудования, соприкасающиеся с жидкостью ‒ лакокрасочные и полимерные, полимерные детали и узлы оборудования [73, 74].
Наиболее широкое применение находят химические методы предотвращения отложения солей. Для предупреждения выпадения неорганических солей на поверхности нефтепромыслового оборудования в настоящее время предложены различные реагенты-ингибиторы ‒ полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, алкил- и акрилсульфонаты и т.д. [5, 39, 49, 66, 73, 74],
применяемые по различным технологиям ‒ постоянное дозирование ингибитора, периодическое дозирование ингибитора в затрубное пространство скважин,
задавливание ингибитора в призабойную зону пласта (ПЗП) [39], дозированная
подача ингибиторов в пласт через систему ППД [28, 52], дозированная подача
ингибиторов солеотложения с помощью глубинных дозаторов.
Отложение асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности
нефтепромыслового оборудования
К негативным осложнениям процесса нефтедобычи следует отнести и
отложение на нефтепромысловом оборудовании АСПВ [2, 5, 17, 18, 44, 67,
72]. Проблемы образования и борьбы с отложениями асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности нефтепромыслового оборудования рассмат-
18
ривали в своих работах Абашев Р.Г., Абдуллин Р.А., Бабалян Г.А., Балабанов В.Т., Галлямов А.К., Дерягин Б.В., Едигаров С.Г., Иксанова Р.Р., Кузнецов Н.П.,
Люшин С.Ф., Мазепа Б.А., Муллагаллямов Г.Ш., Неприме-
ров Н.Н., Рассказов В.А., Салатинян И.З., Сизая В.В., Сковородников Ю.А.,
Стефанович Н.И., Тронов В.П., Тюшева Н.Н., Reistly C.E., Sayre T.A.,
Shok D.A., Sudbury J.D., Wertman N.T. и другие исследователи.
На состав и структуру АСПО первостепенное влияние оказывают свойства добываемой продукции, её обводнённость, гидродинамика добываемого
и перекачиваемого потока, термо- и гидродинамическими параметры объектов разработки [18, 76]. Основными компонентами АСПО являются предельные нормальные и изопарафиновые углеводороды, также присутствуют нафтеновые и алкилароматические углеводороды. На образование отложений
асфальтосмолопарафиновых веществ влияет и наличие в добываемой продукции поверхностно-активных веществ (ПАВ) нефти ‒ асфальтенов и смол,
содержащих алкильные цепи и полярные группы [56, 57], минеральных примесей,
причём с увеличением их содержания наблюдается упрочнение
структуры АСПВ.
В литературе приведены адсорбционно-адгезионный и электрокинетический механизмы образования АСПО [2, 44, 54, 76].
Методы борьбы с отложением АСПВ на поверхности нефтепромыслового оборудования разделяют на две группы ‒ удаление сформировавшихся отложений и их предотвращение ‒ ингибирование [34].
Удаление АСПВ осуществляется механическими, тепловыми, физическими, химическими способами [2]. В качестве удалителей АСПО используется широкий ряд углеводородных композиций ‒ газоконденсат, газовый
бензин, лёгкая нефть, смесь жирных нефтяных газов ‒ лёгкие фракции парафиновых углеводородов С3 ‒ С6, индивидуальные органические растворители, в первую очередь, толуол. Следует отметить, что универсальных растворителей АСПО нет, необходим их подбор для условий конкретного объекта
обработки.
19
Более перспективен способ борьбы с АСПО, заключающийся в ингибировании (предотвращении) отложений АСПВ ‒ использование покрытий
НКТ [36], химических ингибиторов [2, 17, 34, 54, 63, 73, 76, 92].
1.3. Особенности эксплуатации месторождений высоковязких
нефтей
Как отмечено во введении диссертационной работы, в результате прогрессирующего обводнения продукции скважин происходят значительные
изменения не только в гидродинамике пласта и призабойных зонах скважин,
но и существенно изменяются условия подъёма жидкости на поверхность,
внутрипромысловой перекачки и подготовки нефти. Возникают и задачи по
эксплуатации скважин, связанные с необходимостью вовлечения в разработку неработающих пластов.
Это, прежде всего, относится к эксплуатации месторождений с высоковязкой нефтью. Так, например, на Гремихинском месторождении с вязкостью нефти в пластовых условиях основного объекта разработки (башкирский ярус) 150 мПа·с все скважины после бурения эксплуатировались с помощью скважинных штанговых насосных установок (СШНУ). Вязкость продукции на устье составляла от 350 до 600 мПа·с в зависимости от дебита и
расположения скважин по площади. На дожимных насосных станциях (ДНС)
применялись только объёмные насосы типа НБ-125.
По мере обводнения продукции скважин, особенно в интервале обводнения 45…65 %, из-за образования в подъёмных трубах аномально вязких
эмульсий (АВЭ) вязкость добываемой жидкости на устье достигала
1500…2000 мПа·с. В этих условиях из-за особенностей гидродинамического
трения в колоннах насосных штанг при их движении вниз на многих скважинах наблюдалось отставание колонны штанг от хода головки балансира станка-качалки. Это сопровождалось обрывом штанг, канатной подвески или аварией станка-качалки. Для адаптации СШНУ для добычи АВЭ в первую очередь применялась инженерная оценка величины допустимой скорости откач-
20
ки n × S (произведение числа качаний на длину хода) по формуле А.М. Пирвердяна ‒ В.Ф. Силкина:
n  Sдоп 
P '  m  1.2743
,
156 109  L  Lэкв     ж
(1.1)
где n х Sдоп ‒ произведение числа качаний на длину хода, мин-1·м;
Р' ‒ вес штанговой колонны в жидкости, кгс;
m ‒ соотношение внутреннего диаметра труб к диаметру штанг;
L ‒ глубина спуска насоса, м;
Lэкв ‒ длина штанг, эквивалентная сумме местных сопротивлений на
штанговых муфтах.
Из экспериментальных данных можно допустить: Lэкв = 3.9  nm ,
где nm ‒ число муфт в штанговой колонне;
 ‒ кинематическая вязкость жидкости, мм2/с;
 ж ‒ плотность жидкости, кг/м3.
При необходимости увеличения скорости откачки добываемой скважинной продукции применяются следующие способы:
- увеличение диаметра НКТ от 73 до 89 мм;
- утяжелённая колонна штанг в нижней части подвески НКТ;
- периодическая или постоянная дозировка деэмульгаторов.
Одним из способов повышения МРП и увеличения отбора жидкости
является применение винтовых насосов с штанговым приводом. Однако из-за
низкого качества исполнения отечественных насосов и дороговизны зарубежных такие насосы не нашли широкого применения.
В случае прорыва воды по определённому пропластку при добыче высоковязких нефтей продуктивность скважин по жидкости увеличивается в
десятки раз. Дебит жидкости при этом можно выразить формулой:
QЖ 
2к  ( Н  Нв )  Р 2кН в Р

Rк
R
н  ln
 в ln к
RC
Rc
Первоначальный же дебит скважины составляет:
.
(1.2)
21
Qн" 
2кН Р
,
Rк
 н ln
Rc
(1.3)
где Н ‒ работающая мощность пласта, м;
Нв ‒ мощность обводнённого пласта, м;
μн, μв ‒ вязкости соответственно нефти и воды, мПа·с.
Отношение дебита жидкости после прорыва воды к первоначальному
дебиту скважин при этом может быть определено из выражения:
QЖ  Н  Н в Н в  Н
/


.
Qн"  в
в  
н
(1.4)
Так, если мощность работающего пласта составляет 5 м, мощность обводнённого интервала пласта 0,5 м, вязкости соответственно нефти и воды
150 и 1,5 мПа·с, то выражение принимает вид:
QЖ  5  0,5 0,5  5


 10,9 .
/
Qн  150
1,5  150
(1.5)
В данном примере дебит жидкости при неизменной депрессии на пласт
увеличивается в 10,9 раза.
Вследствие этого продуктивность ряда скважин по жидкости значительно увеличивается, в связи с чем на Гремихинском месторождении начали
более широко использовать насосы диаметрами 57 и 70 мм. Однако это привело к частым обрывам штанг и аварийности скважинного оборудования.
Встал вопрос использования УЭЦН для форсированной добычи жидкости.
Однако напорные характеристики насосов УЭЦН приводятся лишь для воды,
и не один завод не исследовал работоспособность насосов для добычи вязких
жидкостей. Поэтому инженерную оценку возможности применения УЭЦН в
данном случае выполнили по рекомендациям Института проблем транспорта
энергоресурсов:
доп  2,6  10 4
Qвопт
,
Д 2  в2
где  доп ‒ допустимая вязкость жидкости для данного насоса, мм2/с;
(1.6)
22
Qвопт ‒ оптимальная подача насоса по характеристике на воде, м3/с;
Д 2 ,в2 ‒ внешний диаметр и ширина лопатки рабочего колеса на внешнем
диаметре соответственно, м.
Результаты расчётов по прогнозированию возможности эксплуатации
УЭЦН для добычи высоковязких жидкостей показали, что на Гремихинском
месторождении при обводнённости продукции скважин выше 80 % УЭЦН
могут работать без значительного изменения напорных характеристик. Промышленные испытания подтвердили результаты предварительных расчётов.
В то же время было отмечено, что при повышении вязкости откачиваемой
жидкости потребляемая мощность УЭЦН увеличивается на 14…20 %.
В настоящее время более 100 скважин месторождения с обводнённостью 75…96 % эксплуатируется УЭЦН. По промысловым данным не удалось составить напорную характеристику УЭЦН для различных стадий обводнения, поскольку применяемые средства замера дебита добываемой продукции и отбора проб имеют большую погрешность, превышающую 17 %.
Для повышения коэффициента подачи насосов при добыче жидкости
повышенной вязкости практикуется замена первых 4-5 ступеней насосов на
ступени более высокой производительности, например ступени ЭЦН-45 на
ЭЦН-80, что способствует более устойчивой работе насосов в условиях их
недостаточного погружения под динамический уровень скважин и добычи
жидкости с повышенной вязкостью.
Следует отметить, что ни один завод, производящий УЭЦН, до сегодняшнего времени не проводит их стендовые испытания для жидкостей с повышенной вязкостью, поэтому в паспортах УЭЦН эти напорные характеристики отсутствуют. В связи с этим подбор УЭЦН для добычи высоковязких
нефтей в большинстве случаев проводится методом проб и ошибок, что приводит к неоправданным экономическим затратам. Однако нам в процессе
эксплуатации Гремихинского месторождения в результате предварительных
23
расчётов и учёта опыта работы УЭЦН удалось избежать возможных технологических ошибок и связанных с ними экономических затрат.
Прогнозируя ситуацию эксплуатации нефтепромыслового оборудования, следует отметить, что при эксплуатации высокообводнённых скважин с
помощью СШНУ целесообразна постепенная замена насосных штанг на
стеклопластиковые, оснащение хвостовиков и фильтров насосов из стеклопластиковых и других инертных материалов. На скважинах, оборудованных
УЭЦН, необходимо применение НКТ с внутренним эпоксидным покрытием,
а в нагнетательных скважинах сточной воды ‒ неметаллических труб.
1.4. Критерии эффективности применения технологии
одновременно-раздельной эксплуатации пластов
на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»
Вопросы эксплуатации многопластовых месторождений нефти и реализации технологий ОРЭ и ОРЗиД при их совместной разработке ранее рассмотрены, в частности в работах [14-16, 19-21, 85]. Технологии позволяют
эффективно разрабатывать одной сеткой скважин несколько объектов, отличающихся по свойствам коллекторов, глубине их залегания, составам добываемых флюидов, обеспечивают возможность отбора продукции нескольких
пластов независимо от их забойных давлений, вязкости добываемой продукции [35, 75, 77, 79, 84, 85].
Конструкции скважин, эксплуатируемых по технологии ОРЭ, разделяются на одно- и двухлифтовые [38]. К достоинствам однолифтовой конструкции следует отнести возможность применения с колоннами меньшего
диаметра. При этом смешивающиеся флюиды из разных пластов должны обладать подобными свойствами, динамические свойства пластов также должны быть подобными, чтобы установка могла эксплуатироваться как совместно, так и раздельно.
Основными достоинствами двухлифтовой конструкции являются получение физически разделённых потоков жидкости, возможность контроля экс-
24
плуатации каждого из пластов, при этом используются две колонны НКТ
[38]. Экономический эффект от внедрения технологии ОРЭ достигается, преимущественно, за счёт снижения капитальных затрат на бурение новых
скважин [38].
Изолированную эксплуатацию двух объектов разработки
позволяет
осуществлять технология Dual Zone фирмы Schlumberger. К её преимуществам следует отнести: управляемость технологическим процессом, возможность осуществления устьевого замера пластовых параметров по пластам,
оптимизацию нефтеотдачи пластов при различных депрессиях пластового
давления. Однако ей присущ и ряд существенных недостатков, в частности,
минимальный наружный диаметр эксплуатационной колонны должен составлять не менее 178 мм, тогда как на отечественных месторождениях применяются преимущественно колонны с диаметром 146 мм, высокая стоимость и металлоёмкость установки.
Осуществлять изолированную эксплуатацию двух объектов разработки
и контролировать необходимые параметры позволяет и технология ОРЭ с
применением системы «ЭЦН ‒ ШГН». К недостаткам технологии следует отнести ограничения, связанные с диаметром, техническим состоянием и кривизной эксплуатационной колонны, необходимостью при реализации установки станка-качалки.
При реализации технологии ОРЭ используются компоновки из двух ШГН,
ориентированные на применение стандартного российского оборудования, что
снижает их стоимость. Компоновка позволяет создавать различную депрессию
давления на каждый из объектов разработки, однако применение технологии
ограничено площадью кустовой площадки, повышенной вероятностью выпадения АСПО и солеотложений в НКТ, снижением дебита скважин.
Ограниченное применение нашли однолифтовые компоновки ЭЦН и
электропакер-отсекатель на кабеле, ЭЦН с системой телеметрии на каждый
пласт под УЭЦН. Однолифтовая компоновка ЭЦН с электропакером-отсекателем на кабеле проста по конструкции, относительно дёшева, позволяет ве-
25
сти эксплуатацию скважин при их высоких дебитах. В то же время компоновка
не позволяет создавать различную депрессию на каждый из объектов, связна с
риском непрохождения электропакера в интервал его установки [20, 77].
Как отмечено во введении настоящей работы, при эксплуатации месторождений ОАО «Удмуртнефть» проблемным является вопрос реализации
методов одновременно-раздельной добычи нефти из двух и более пластов, а
также одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти из скважин
многопластовых залежей, что обуславливается необходимостью обеспечения
выработки запасов, не вовлечённых в разработку интервалов нефтеносных
разрезов объектов. Если в разрезе объекта разработки имеют место несколько
перфорированных пластов, а нагнетание воды осуществляется лишь в высокопроницаемые пласты, то малопроницаемые пласты остаются практически
захороненными и не участвуют в разработке залежи нефти. Так, на залежи А4
(башкирский ярус) Гремихинского месторождения имеется по разрезу до 7
пластов, а закачка воды ведётся в среднем в 3-4 пласта при давлении на устье
скважин 7…8 МПа. Для обеспечения приёмистости других пластов необходимо довести давление закачки до 14…15 МПа и более. Для этого необходимо применять другую систему закачки агентов вытеснения или применять
локальную, повышающую давление закачки в системе ППД. В любом случае
такие мероприятия дорогостоящи и технически сложны.
Как отмечено выше, целесообразен вариант вовлечения неработающих
пластов в разработку классическим методом ‒ сначала раздренировать пласты путём добычи нефти и через определённое время организовать закачку
воды в эти пласты. Однако перевод нагнетательных скважин в категорию
добывающих сопряжён с риском снижения пластового давления в элементе
закачки и с проблемами в добывающих скважинах из-за отсутствия системы
ППД. В связи с этим очевидна необходимость организации добычи нефти из
неработающих пластов, не прекращая закачку воды в эти же скважины в
прежние пласты.
26
Установлена целесообразность внедрения технологий одновременнораздельной эксплуатации пластов и одновременно-раздельной закачки воды
и добычи нефти, позволяющих не дожидаться полной выработки одного пласта, а осуществить переход на возвратный объект и разрабатывать их одновременно [60].
Показана эффективность использования технологии ОРЗиД с коаксиальным расположением НКТ (рисунок 1.6). При внедрении технологии
ОРЗиД необходимо учитывать, что на пакерующий элемент между интервалом добычи жидкости и закачки воды воздействует повышенный перепад
давления. Так, если на забое добывающей скважины давление будет 6 МПа, а
давление нагнетания воды на устье скважины 15 МПа, то на глубине 1000 м
на пакер будет воздействовать перепад давления 15 + 10 ‒ 6 = 19 МПа. Поскольку реализация технологии ОРЗиД требует значительных материальных
затрат, необходимо наличие на объекте воздействия определённого потенциала нефти, позволяющего окупить расходы. Следует отметить, что приёмистость нагнетательных скважин месторождений, эксплуатируемых ОАО
«Удмуртнефть», варьируется в интервале 50…200 м3/сут, средняя приёмистость составляет 88 м3/сут, в связи с чем проходное сечение нагнетательной
системы при реализации технологии ОРЗиД должно обеспечивать закачку
указанного количества жидкости без существенных потерь давления. С учётом образования в подъёмных трубах вязких водонефтяных эмульсий минимальный диаметр НКТ для добычи нефти с помощью установок штанговых
насосов при использовании на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» технологии ОРЗиД составляет 60 мм (но допустим и диаметр 48 мм). Этому диаметру НКТ соответствует насос диаметром 44 мм, средняя производительность которого составляет порядка 30 м3/сут по жидкости.
В отличие от ОАО «Татнефть», где применяется двухлифтовый способ
технологии ОРЗиД, технология с коаксиальным расположением НКТ даёт
возможность её реализации в эксплуатационных колоннах диаметром 146 мм,
27
учитывая же что на месторождениях Удмуртии 90 % всех скважин имеют ЭК
146 мм, предлагаемая нами схема имеет значительные преимущества.
На основании вышеизложенного отметим, что основными критериями
реализации технологии ОРЗиД являются:
- наличие в разрезе нагнетательной скважины неработающих нефтяных
пластов;
- потенциал добычи нефти из неработающих пластов ‒ не менее 5 т/сут
(показатель рассчитан из экономических соображений ‒ если пусковой дебит скважин будет 5 т/сут, далее он будет снижаться с учётом базового темпа падения добычи, который по месторождениям ОАО «Удмуртнефть» в
среднем равен 9 % в год). Зная добычу нефти за 3 года и стоимость оборудования, рассчитана экономическая целесообразность внедрения данного
метода именно при таком пусковом дебите скважин;
- максимальная обводнённость добываемой продукции ‒ 80 %;
- наличие непроницаемой перемычки между пластами, куда закачивается вода и откуда предполагается добыча нефти, ‒ не менее 3 м;
- высокое качество цементного камня за эксплуатационной колонной в
интервале перемычки;
- габариты скважины и компоновка скважинного оборудования при
ОРЗиД должны соответствовать следующему: при дебите добычи нефти до
15 т/сут ‒ диаметр НКТ 48 мм, до 30 т/сут ‒ 60 мм;
- компоновка оборудования для ОРЗиД должна позволять производить
технологические операции по промывке скважин от АСПО, эмульсий, а
также глушение части скважины, добываемой нефть;
- компоновка скважинного оборудования должна позволять осуществлять подъём насоса без подъёма пакера;
- при соблюдении требований промышленной безопасности можно
применять двухрядную (параллельную) компоновку НКТ, однако технически проще использование коаксиальной схемы компоновки подземного оборудования.
28
Выводы по главе 1
1. В настоящее время основная часть месторождений, эксплуатируемых
ОАО «Удмуртнефть», находится на заключительной, четвёртой, стадии разработки. Большинство месторождений ‒ это многопластовые залежи, имеющие несколько объектов эксплуатации: Верей, Башкир и Визей, Турней.
Фонд скважин, подлежащий проведению РИР, ‒ обводняющиеся скважины и
скважины с прорывом газа. Следует отметить, что фонд скважин, подлежащих РИР, ‒ скважины, эксплуатирующиеся 30 лет и более. В этой связи сокращение сроков выработки запасов является актуальной задачей, решение
которой позволит избежать ряд осложнений, сопутствующих процессу добычи нефти. Поэтому в ОАО «Удмуртнефть» внедряется технология ОРЭ, позволяющая не ожидать полной выработки одного пласта, а осуществить приобщение возвратного объекта и разрабатывать их одновременно.
2. Представлен обзор основных осложнений, сопутствующих процессу
добычи нефти, ‒ коррозии нефтепромыслового оборудования, в том числе
биокоррозии, отложений неорганических солей, асфальтосмолопарафиновых
веществ. Приведён механизм коррозионного влияния основных видов бактериальной микрофлоры ‒ сульфатвосстанавливающих, углеводородокисляющих, тионовых бактерий. Представлен анализ условий образования осадков
неорганических солей и асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности
нефтепромыслового оборудования, методов их удаления и предотвращения.
3. Отмечена актуальность реализации методов одновременно-раздельной добычи нефти из двух и более пластов, а также одновременнораздельной закачки воды и добычи нефти для скважин многопластовых залежей ОАО «Удмуртнефть», что обуславливается необходимостью обеспечения выработки запасов, не вовлечённых в разработку интервалов нефтеносных разрезов объектов разработки.
29
2. ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ОАО «УДМУРТНЕФТЬ» НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ
РАЗРАБОТКИ
2.1. Методы повышения межремонтного периода скважин
месторождений на поздней стадии разработки
Как показано выше, на поздней и завершающей стадиях разработки
нефтяных месторождений актуален вопрос рентабельности эксплуатации добывающих скважин [7]. При снижении дебита скважин по нефти для поддержания рентабельности на необходимом уровне требуется сокращение эксплуатационных затрат на обслуживание и ремонт скважин, поэтому задача увеличения межремонтного периода скважин особо актуальна. Согласно методике ОАО «НК «Роснефть», под показателем МРП понимается отношение отработанного времени действующего добывающего фонда скважин за текущий
год к количеству отказов скважинного насосного оборудования за тот же период [47]. В ОАО «Удмуртнефть» проводится большая работа по организации
системной работы с фондом скважин для достижения высоких показателей
МРП. На рисунке 2. 1 приведён график изменения показателя МРП и количества отказов глубинно-насосного оборудования за период с 2005 по август
2009 г., откуда следует, что за 5 лет МРП вырос более чем в 2 раза и является одним из самых высоких в ОАО «НК «Роснефть», количество скважинных наработок на отказ (СНО) уменьшилось более чем в два раза.
Прежде всего, была организована системная работа по повышению работоспособности скважинного оборудования. Ниже приведена организационная
схема (рисунок 2.2) работы с глубинно-насосным оборудованием (ГНО). Эффективным мероприятиям по повышению МРП скважин, оборудованных
скважинными штанговыми насосными установками, явилсяь ультразвуковой
контроль (УЗК) насосных штанг, организованный в ОАО «Удмуртнефть» в
2007 г. Ранее доля брака в заводской продукции доходила до 8 %, в настоящее
время доля брака с заводов составляет 0,8…1,6 %, что позволило значительно
снизить отказы по обрывам насосных штанг (рисунок 2.3).
30
1076
4400
1080
1044
1073
1100
920
4000
900
767
700
587
458
Количество
отказовза
за текущий
Кол-во
отказов
скользящий
год,
шт.
год всего, шт.
МРП за
год, сут год, сут.
МРП
затекущий
скользящий
2800
2400
2000
500
300
100
1600
-100
2728
1200
2196
1750
800
МРП, суток
3200
МРП, сут
Кол-во отказов
год,
шт.
Кол-во за
отказов
за год
3600
-300
1518
1330
1 320
1367
1345
-500
400
0
-700
2005 год
2006 год
2007 год
2008 год
2009 год
2010 год
2011 год
2012 год
Рисунок 2.1 ‒ Динамика изменения МРП на месторождениях нефти,
эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», за период 2005-2009 гг.
Внедрение новых
способов освоения
скважин
1. Освоение
скважин
Организация входного
контроля оборудования
2. Подбор
скважинного
оборудования
Разработка и внедрение
регламентов по выводу
на режим
3. Вывод скважин
на режим после
ТКРС
Испытание и внедрение
новых технологий по
борьбе с осложнениями
Работа с производителем оборудования
по увеличению ресурса
работы
4. Борьба
со скважинными
осложнениями
5. Расследование
отказов
оборудования
6. Анализ отказов,
мероприятия по
снижению отказов
Повышение
культуры
производства
подрядчика ТКРС
Работа с фондом
ЧРФ
Выполнение
регламента
расследования
отказов и аварий
оборудования
Ежемесячные
совещания
по рассмотрению
всех отказов
оборудования
ТКРС ‒ текущий и капитальный ремонт скважин; ЧРФ ‒ часто ремонтируемый фонд
Рисунок 2.2 ‒ Организационная схема работы с глубинно-насосным
оборудованием в ОАО «Удмуртнефть»
31
700
636
Кол-во
обрывов,
шт.шт
кол-во
обрывов,
600
472
500
375
400
365
282
300
233
238
2010 год
2011 год
200
100
0
2005 год
2006 год
2007 год
2008 год
2009 год
Рисунок 2.3 ‒ Динамика обрыва насосных штанг на месторождениях
нефти, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть»
БОРЬБА С
ОСЛОЖНЕНИЯМИ
АСПО
Коррозия
Эмульсия
Соли
Мех.примеси
1. Тепловые
методы
1. Химические
методы
1. Химические
методы
1. Химические
методы
1. Механические
методы
2. Механические
методы
2. Применение
стеклопластиковых
НКТ и штанг
2. Тепловые
методы
2. Внутреннее
покрытие НКТ
эмалью
2. Технологические
методы
3. Химические
методы
3. Применение
коррозионностойкого
оборудования
3. Технологичес-кие
методы
4.Термохимические
методы
5. Технологические
методы
6. Применение
кабельных
нагревательных
линий
3. Технологичес-кие
методы
4. Электрохимическая защита
5. Технологичес-кие
методы
6. Протекторная
защита
7. Комбинированные методы
Рисунок 2.4 ‒ Схема применения методов борьбы с осложнениями
в добыче нефти на месторождениях, эксплуатируемых
ОАО «Удмуртнефть»
В процессе эксплуатации скважин ОАО «Удмуртнефть» имеет место ряд
традиционных осложнений: отложения АСПВ, неорганических солей на по-
32
верхности нефтепромыслового оборудования, его коррозия, образование стойких водонефтяных эмульсий, отложения солей на ГНО. Системная борьба с
этими осложнениями (рисунок 2.4) позволила значительно повысить наработку
на отказ насосного оборудования и МРП скважин.
Следует отметить, что в то же время имеется потенциал повышения
МРП, о чём свидетельствует тот факт, что наряду со скважинами, работающими без ремонта 3 года и более, существует и часто ремонтируемый фонд,
где количество текущих ремонтов скважин (ТРС) превышает 3 и более ремонтов в год. Для поддержания достигнутого уровня МРП скважин и дальнейшего его наращивания необходимо развивать все направления комплекса
мероприятий, включая и организационные методы управления работоспособностью оборудования, в частности создание лаборатории инженерного
мониторинга скважинных осложнений.
Разработан алгоритм выбора применения технологии борьбы со скважинными осложнениями для Волго-Уральской нефтеносной провинции
«Матрица применения» (рисунок 2.5).
800
800
134 961
726
100 000
120 000
726
600
49 476
50 000
400
237
239
1 501
2 752
33 516
0
120
12 110
20 000
4 612
225
73
120
4
-50 000
ИП
200
39 076
189
68
0
ТХО (БС)
27 851
6 507
169
9
400
8 415
200
РАСПО
70 000
тыс.руб./год
тыс.руб./год
шт.
66 311
шт.
600
а)
117 165
НКЛ
штанги со
скребками
ГО
Итого
0
б)
-30 000
РАСПО
ТХО (БС)
ИП
НКЛ
штанги со
скребками
ГО
Итого
а) без применения матрицы; б) с применением матрицы
РАСПО ‒ растворитель АСПО; ТХО (БС) ‒ термохимическая обработка
с применением блокирующего состава; ИП ‒ ингибитор парафиноотложения;
НКЛ ‒ нагревательная кабельная линия; ГО ‒ «горячие обработки»
Рисунок 2.5 ‒ Алгоритм выбора применения технологии борьбы
со скважинными осложнениями
33
В основу алгоритма положены такие технологические параметры, как:
- межочистной период (МОП) эксплуатации скважин;
- межремонтный период работы скважин;
- удалённость скважины от технологической базы, наличие автодороги
в паводковый период.
Алгоритм учитывает и экономические параметры:
- стоимость оборудования для предотвращения осложнения;
- стоимость транспортных затрат;
- стоимость материалов, необходимых для реализации химических методов борьбы со скважинными осложнениями;
- стоимость технологии по удалению или предотвращению осложнений.
В ходе практической реализации матрицы при выборе метода борьбы
со скважинными осложнениями подтверждена как её технологическая, так и
экономическая эффективность. При реализации данного алгоритма ОАО
«Удмуртнефть» экономит почти 18 млн руб. в год за счёт получения технологической эффективности.
В частности, матрица предусматривает борьбу с АСПО как в скважинах, так и выкидных линиях скважин и трубопроводов и заключается в выборе оптимальной технологии, обеспечивающей максимальную технологическую и экономическую эффективность. В качестве исходных данных используются такие показатели, как:
- глубина спуска насоса;
- межочистной период;
- количество ингибитора АСПО для постоянной дозировки;
- стоимость метода;
- удаленность скважин от производственной базы.
Все скважины делятся на категории по принципу ‒ с поглощением либо без поглощения при технологических промывках, а также на группы ‒ с
обводнённостью добываемой продукции более 50 % и менее. Разделение
обусловлено методами борьбы с АСПВ, которые могут применяться по той
34
или иной категории скважин. Матрица применения методов борьбы с АСПО
для добывающих скважин с поглощением и обводнённостью добываемой
продукции более 50 % представлена в таблице 2.1.
Для той же группы скважин, но осложнённых образованием высоковязких водонефтяных эмульсий, матрица выглядит иначе (таблица 2.2), так
как на «эмульсионных» скважинах штанги со скребками применять нельзя
из-за создания скребками дополнительного сопротивления на скважинах,
оборудованных СШНУ.
Из анализа представленных в таблице 2.2 данных очевидна необходимость применения на месторождениях, осложнённых добычей высоковязких
водонефтяных эмульсий, ингибиторов АСПО. Если на обрабатываемых скважинах имеет место высокая степень циркуляции жидкости при технологических промывках, оптимальной является матрица, приведённая в таблице 2.3.
Таблица 2.1 ‒ Матрица применения методов борьбы с АСПО для скважин
с поглощением и обводнённостью добываемой продукции
более 50 % для скважин, оборудованных СШНУ,
не осложнённых образованием высоковязких водонефтяных
эмульсий (глубина спуска глубинно-насосного оборудования
1000 м)
Месторождения
Чутырское, Киенгопское
Сундурско-Нязинское,
Михайловское, Лудошурское, Южно-Киенгопское,
Бегешкинское, месторождения НГДУ «Сарапул»
Красногорское, Лозолюкско-Зуринское, ВосточноКрасногорское, Есенейское
Кезское, Карсовайское
Мишкинское
Лиственское
Межочистной период эксплуатации скважин, сут
0…30
31…60
61…90
91…120
121…180
ТХО с БС
штанги со штанги со штанги со ТХО с БС
скребками скребками скребками
штанги со
ТХО с БС
штанги со штанги со штанги со
скребками
скребками скребками скребками
штанги со
скребками
штанги со штанги со
скребками скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
ТХО с БС
РАСПО
штанги со
скребками
ТХО с БС
ТХО с БС
35
Таблица 2.2 ‒ Матрица применения методов борьбы с АСПО для скважин
с поглощением и обводнённостью добываемой продукции
более 50 %, оборудованных СШНУ, осложнённых добычей
высоковязких водонефтяных эмульсий (глубина спуска
глубинно-насосного оборудования 1000 м)
Месторождения
Чутырское, Киенгопское
Сундурско-Нязинское, Михайловское, Лудошурское,
Южно-Киенгопское,
Бегешкинское, месторождения НГДУ «Сарапул»
Красногорское, Лозолюкско-Зуринское, ВосточноКрасногорское, Есенейское
Кезское, Карсовайское
Мишкинское
Лиственское
Межочистной период эксплуатации скважин, сут
0…30
31…60
61…90
91…120
121…180
ТХО
с
БС
ТХО
с БС
штанги со штанги со штанги со
скребками скребками скребками
штанги со штанги со штанги со
скребками скребками скребками
штанги со
скребками
ТХО с БС
штанги со штанги со штанги со
скребками скребками скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
ТХО с БС
РАСПО
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
штанги со
скребками
ТХО с БС
ТХО с БС
Таблица 2.3 ‒ Матрица применения методов борьбы с АСПО для скважин
с высокой циркуляцией и обводнённостью добываемой
продукции более 50 %, оборудованных СШНУ (глубина спуска
глубинно-насосоного оборудования 1000 м)
Месторождения
Чутырское, Киенгопское
Межочистной период эксплуатации скважин, сут
0…30
31…60
61…90
91…120
121…180
ГО
ГО
ИП
ГО
ГО
ИП
ГО
ГО
ГО
ГО
ИП
ГО
ГО
ГО
ГО
ИП
ГО
ГО
ГО
ГО
Мишкинское
ИП
ГО
ГО
ГО
ГО
Лиственское
ИП
ГО
ГО
ГО
ГО
Сундурско-Нязинское, Михайловское, Лудошурское,
Южно-Киенгопское,
Бегешкинское, месторождения НГДУ «Сарапул»
Красногорское, Лозолюкско-Зуринское, ВосточноКрасногорское, Есенейское
Кезское, Карсовайское
36
Как видно из анализа представленных в таблице 2.3 данных, для скважин с высокой циркуляцией и обводнённостью добываемой продукции более
50 %, оборудованных СШНУ, наиболее эффективным методом борьбы с
АСПО являются горячие обработки нефтью, так как нет её поглощения и
потерь при промывках.
Затраты материальных средств при реализации вышеприведённых методов борьбы с АСПО рассчитывались по формуле:
N
365
(nМ  Qнефть  nнефть ) ,
МОП М
(2.1)
где МОПм ‒ межочистной период эксплуатации скважин, достигаемый в результате применения метода;
nМ ‒ стоимость одной обработки данным методом с учётом транспортных
затрат и используемых материалов;
Qнефть ‒ недобор добычи нефти во время обработки;
nнефть ‒ стоимость нефти.
Другим негативным фактором снижения МРП является коррозия скважинного оборудования. Одним из методов снижения её негативного влияния
является, в частности, применение погружного электродвигателя (ПЭД) второй группы исполнения (коррозионностойкие), повышающих срок их работы
в сильноагрессивных средах до 2 раз по сравнению с ПЭД обычного исполнения. Следует отметить, что, несмотря на это, количество аварий УЭЦН
вследствие коррозии корпуса ПЭД остаётся существенным. Поэтому работы
по обеспечению коррозионной устойчивости ПЭД, эксплуатируемых в сильноагрессивных средах, рекомендуется проводить комплексно ‒ применение
антикоррозионных покрытий, протекторной и катодной защиты и т.п.
Для обеспечения продолжительной наработки УЭЦН, эксплуатируемых в интервале, где темп набора кривизны скважин более 1º на 10 м, а также в случае превышения кривизны скважин в интервале спуска УЭЦН, превышающем 2º на 10 м, требуется техническое усовершенствование УЭЦН.
Это обусловлено имеющимися случаями износа валов насосов, работающих
37
в интервале повышенной кривизны скважин. Условия заводов-изготовителей
УЭЦН о допустимом темпе набора кривизны скважин в интервале спуска до
2 º, а также в интервале эксплуатации УЭЦН в условиях кривизны скважин 3°
на 10 м не всегда выполнимы. Погрешность геофизических приборов при
определении показателей профиля скважин не позволяет точно определить
такой интервал. В этой связи возникает необходимость применения шарнирных соединений в интервале ловильной головки и месте соединения двигателя УЭЦН с насосом. Допустимый темп набора кривизны скважин зависит и
от диаметра, и длины УЭЦН, в заводских же инструкциях эксплуатации
УЭЦН таких показателей нет.
Перед заводами-изготовителями, выпускающими УЭЦН, остро стоит и
вопрос о необходимости приведения напорных характеристик УЭЦН в зависимости от вязкости добываемой жидкости. Например, для вязкости добываемой жидкости 50, 100, 150, 200 мПа·с отсутствие напорных характеристик
затрудняет применение УЭЦН в оптимальном режиме.
2.2. Механический метод изоляции прорывов газа и воды
в добывающих скважинах месторождений нефти
ОАО «Удмуртнефть»
При разработке нефтяных месторождений с наличием газовой шапки
нередко возникают проблемы, связанные с прорывом газа в скважину через
нарушения в эксплуатационной колонне или зону перфорации по некачественному цементному кольцу. В таких условиях невозможно нормально эксплуатировать скважину. Ремонтно-изоляционные работы традиционными методами (с использованием цемента, композитных материалов) дорогостоящи,
имеют низкую успешность или непродолжительный эффект. То же самое
можно отнести и к прорывам воды по высокопроницаемым прослоям [4, 40].
На находящихся на поздней и завершающей стадиях разработки
нефтяных месторождениях повышается частота прорывов газа и воды через
заколонные негерметичности, вызванные коррозией эксплуатационных ко-
38
лонн и разрушением заколонного цементного камня, в связи с чем эксплуатация таких скважин затруднена и нестабильна. Кроме того, при этом не реализуется потенциал добычи скважин, предприятия несут значительные потери по добыче нефти. При эксплуатации скважин, оборудованных СШНУ, газ,
как правило, снижает коэффициент наполнения насоса, а при эксплуатации
скважин ЭЦН избыток газа приводит к срыву подачи насосов, их постоянным отключениям вследствие недогрузки по добычи жидкости, и, как следствие, преждевременному отказу оборудования даже при наличии газосепараторов. Прорыв же воды в большинстве случаев приводит к нерентабельной
эксплуатации скважин.
Поиск альтернативных технологий проведения РИР привёл к необходимости применения механических методов изоляции газа и воды, который
успешно внедряется с 2006 г. в добывающих скважинах Чутырско-Киенгопского месторождения ОАО «Удмуртнефть», крупнейшего месторождения,
разрабатываемого с 1971 г. Основным объектом разработки является башкирский ярус, обеспечивающий 88,8 % общей добычи Киенгопской площади.
Над залежами нефти в верейских и башкирских отложениях имеются газовые
шапки, содержащие в основном азот (рисунок 2.6). По неоднородности разреза в башкирском объекте можно выделить пласты А44 и А46, имеющие
большую проницаемость, поэтому закачиваемая вода движется преимущественно по ним, что приводит к её преждевременному прорыву в добывающие скважины.
Проблема эксплуатации скважин с прорывом газа на ЧутырскоКиенгопском месторождении стоит с 2006 г., возникли осложнения в работе
оборудования, газосепараторы не помогали, скважины выводили в бездействие из-за невозможности эксплуатации оборудования в условиях большого
содержания газа. При общем фонде 375 скважин 134 (36 %) работали нестабильно, 34 ‒ были выведены из эксплуатации из-за невозможности работы
насосного оборудования в результате прорыва газа из газовой шапки. Значительный объём РИР, выполненный традиционными методами, не дал ожида-
39
емых результатов из-за низкой успешности операций и малой продолжительности эффекта.
Рисунок 2.6 ‒ Геологическое строение Чутырско-Киенгопского
месторождения
Альтернативой существующим методам ремонтно-изоляционных работ
является изоляция интервалов газоводопроявлений специальным блокирующим двухпакерным оборудованием (рисунок 2.7), которое позволяет быстро
и надёжно отсекать нежелательные интервалы [80]. Данное оборудование
производит Научно-производственная фирма «Пакер» (г. Октябрьский, Башкортостан).
Работы, проведённые на Киенгопском и других месторождениях, позволили сделать вывод о перспективности применения данного метода. При
этом
оборудование
для
изоляции
негерметичных
интервалов
экс-
плуатационной колонны спускается на НКТ, нижний пакер устанавливается с
упором на колонну, верхний ‒ с упором на нижний пакер. Пакеры соединены
НКТ. Расстояние между ними может быть до 120 м. После посадки нижнего,
а затем верхнего пакеров посадочное устройство отцепляется и поднимается.
Пакеры выдерживают перепад давления до 35 МПа при температуре до
100 °С. По состоянию на 01.08.2008 г. на Чутырско-Киенгопском месторож-
40
дении данное оборудование, блокирующее прорыв газа, установлено в 29
скважинах, при этом в 26 из них были эффективно изолированы зоны негерметичности колонн.
1 ‒ продуктивный пласт
2 ‒ пакер
3 ‒ водяной, газовый пласты
4 ‒ посадочный инструмент
5 ‒ эксплуатационная колонна
6 ‒ СШН
7 ‒ НКТ
Рисунок 2.7 ‒ Схема расположения в скважине блокирующего оборудования
Принципы подбора скважин и технология установки блокирующего
оборудования включают в себя следующие этапы:
- с помощью геофизических исследований определяется источник прорыва газа или воды;
- определяется место посадки верхнего пакера. Так как эксплуатационные колонны довольно старые, необходимо установить расположение
верхней зоны негерметичности, для этого пакер спускают с поинтервальной
опрессовкой;
- осуществляется скрепирование интервалов посадки пакеров для того,
чтобы пакерная резина надёжно разобщала требуемые интервалы над и под
пакером;
41
- спускают и устанавливают блокирующее оборудование. Рекомендуется
между пакерами перед их посадкой закачивать защитный состав между пакерами и эксплуатационной колонной для предотвращения коррозии НКТ;
- на заключительном этапе обычным способом спускается ГНО, работающее независимо от блокирующего прорыв газа оборудования. Единственное
ограничение при этом ‒ максимальная глубина спуска ГНО, низ которого
должен находиться на расстоянии 30…50 м от посадочного устройства.
Применяемое блокирующее оборудование позволяет проводить «горячие» обработки скважин и другие технологические операции с ГНО. В качестве основных элементов блокирующего устройства применяются пакеры
ПРО-ЯВЖ, ПРО-ЯМО-2, посадочное устройство ИПМ производства НПФ
«Пакер». После установки блокирующего оборудования можно выполнять
текущие ремонты скважин по замене оборудования или их переводу на другой способ эксплуатации без подъёма оборудования.
Преимущества метода заключаются в следующем:
- исключение многократных дорогостоящих РИР, проводимых традиционными методами (средняя стоимость РИР составляет около 600…900 тыс.
руб., РИР с блокирующим оборудованием ‒ около 400 тыс. руб.);
- надёжность изоляции зоны газопроявлений или требуемого к разобщению участка эксплуатационной колонны;
- снижение забойного давления до целевого и реализация потенциала
скважин по добыче нефти;
- высокий процент успешности;
- снижение времени простоя скважин из-за меньшей продолжительности ремонта (средняя продолжительность обычных РИР составляет около 14
сут, РИР с блокирующим оборудованием 4…6 сут).
Следует отметить, что если под нижний пакер на НКТ установить клапан от насоса НГН-57 или обратный клапан от УЭЦН, то он послужит клапаном-отсекателем, который будет предохранять продуктивные пласты от воздействия промывочных жидкостей или жидкостей глушения, что сохранит
42
коллекторские свойства пласта в скважинах с низким пластовым давлением
или поглощением. Компоновка данного оборудования представлена на рисунке 2.8. В перспективе планируется применение блокирующего оборудования в скважинах системы ППД для регулирования закачки по менее проницаемым прослоям (рисунок 2.9).
Рисунок 2.8 ‒ Схема блокирующего оборудования с применением
обратного клапана в поглощающих скважинах
Рисунок 2.9 ‒ Схема применения блокирующего оборудования
в скважинах системы поддержания пластового давления
43
В таблице 2.4 приведены параметры работы ряда скважин месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», до и после внедрения блокирующего прорыв газа двухпакерного оборудования. Следует отметить, что во
всех скважинах был получен положительный эффект от внедрения.
Таблица 2.4 ‒ Параметры работы скважин до и после внедрения
блокирующего прорыв газа оборудования
До внедрения оборудования
После внедрения оборудования
Номер
скважины
Тип
насоса
Дата
внедрения
Наработка, сут
160
НГН-2-57
18.06.08 г.
48
162
ЭЦН-125
06.09.07 г.
334
0,2
25
99
6,1
111
94
410
НГН-2-57
26.10.07 г.
284
3,8
9,1
53
9,3
34
69
263
ЭЦН-80
06.04.08 г.
121
5,6
44
86
22
56
57
438
НГН-2-57
05.07.07 г.
397
1,2
12
88
3,4
20
79
326
ЭЦН-80
26.03.08 г.
132
6,2
69
90
9,9
74
85
328
ЭЦН-80
28.05.07 г.
435
1,7
23
91
34
95
59
252
ЭЦН-45
22.01.08 г.
196
1,4
40
96
2,6
52
93
362
НГН-2-56
14.06.08 г.
52
0
0
0
0,6
22
97
410
НГН-2-57
26.10.07 г.
284
3,8
9,1
53
9,3
34
69
дебит
нефти,
т/сут
0
дебит
обводнёнжидкости,
ность,
м3/сут
%
0
0
дебит
дебит
обводнённефти, жидкости,
ность,
т/сут
м3/сут
%
4,8
37,5
85,6
Недостатком метода является то, что проведение обработок призабойной зоны пласта и работа с пластом возможны лишь после извлечения блокирующего оборудования, необходима его периодическая ревизия. В то же
время, учитывая, что в среднем по месторождениям Удмуртии периодичность проведения обработок призабойной зоны пластов составляет около
двух лет, извлечение блокирующего оборудования с целью ревизии может
совмещаться с выполнением этих обработок. Целенаправленные текущие
ремонты скважин для ревизии оборудования предлагается выполнять через
3…4 года, если в них не предусматривается работа с пластом.
Механическое блокирующее оборудование можно использовать и для
селективной разработки отдельных пластов, сохранения их коллекторских
свойств при глушении скважин и технологических промывках, избирательной закачки воды в отдельные пласты (рисунок 2.10) [40].
44
Колонна НКТ
Насос ШГН
Эксплуатационная колонна
Инструмент посадочный
Колонна НКТ
Пакер
Пакер
Рисунок 2.10 ‒ Схема механического метода изоляции заколонных перетоков
2.3. Применение блокирующих составов при проведении
технологических операций в скважинах с поглощением
месторождений ОАО «Удмуртнефть»
Как отмечено выше, эксплуатация скважин механизированным способом сопряжена с рядом осложнений: отложением АСПО, образованием
устойчивых водонефтяных эмульсий, негерметичностью клапанов ШГН ‒
вследствие отложения на их поверхности АСПВ, оксидов железа. Действенным способом ликвидации подобных осложнений служат горячие промывки
нефтью для удаления АСПО, промывки с деэмульгатором по удалению
эмульсий. На ряде скважин, преимущественно с низким пластовым давлением и высокой приёмистостью пластов («скважины с поглощением»), циркуляция жидкости во время промывки отсутствует, что приводит к снижению
эффективности технологических промывок [81, 83].
45
В настоящее время на более 40 % всего обрабатываемого фонда скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» при технологических промывах
наблюдается поглощение жидкости. В частности, анализ причин отказов работы оборудования за 2008 г. на оборудованном ШГН фонде скважин Киенгопского месторождения, где проводились испытания, показал, что из 115
отказов около 39 % составляют отказы, связанные с работой клапанов ШГН
(рисунок 2.11).
Клапаны
Штанги
Пара плунжер – цилиндр
НКТ
Нерасследованные
Преждевременные
Всего
Прочие
Рисунок 2.11 ‒ Анализ причин отказов ШГН Киенгопского
месторождения в 2008 г.
Эффективность восстановления работоспособности клапанов УЭЦН в
2008 г. на скважинах с нормальной циркуляцией составила 37 %, на скважинах же с поглощением лишь 13 %. При условии восстановления циркуляции
на скважинах с поглощением можно избежать значительного количества ремонтов скважин, а также потерь нефти при их простое в ожидании ремонта.
Увеличение МОП позволило снизить количество обработок скважин, отрицательное влияние промывочных жидкостей на пласт.
Особенности работы на фонде добывающих скважин
с поглощением
К особенностям фонда добывающих скважин с поглощением следует
отнести:
46
- низкую эффективность промывок лифтов скважин от АСПО, поскольку растворение парафиновых отложений происходит в основном за счёт
нагревания колонны НКТ, что в случае применения химических или термохимических методов значительно снижает эффективность химических реагентов;
- нарушение коллекторских свойств пластов при их насыщении промывочной жидкостью;
- увеличение времени вывода скважин на режим.
В ОАО «Удмуртнефть» данный вопрос решается, в частности, применением оборудования, включающего в себя пакер и обратный клапан (рисунок 2.12).
1 – НКТ; 2 – насос + фильтр; 3 – шламоуловитель;
4 – инструмент посадочный (ИП-М-118); 5 – пакер ПРО-ЯДЖ-0-122;
6 – обратный клапан; 7 – фильтр
Рисунок 2.12 ‒ Компоновка пакера и обратного клапана
для восстановления циркуляции в скважинах
Была испытана и альтернативная технология (рисунок 2.13), позволяющая восстановить циркуляцию при технологических промывках скважин.
47
Технология предусматривает закачку перед проведением обработок блокирующего состава, состоящего из полакриламида, ионогенного ПАВ и понизителя фильтрации. Блокирующий состав является буфером, перекрывающим интервалы перфорации, и не позволяет промывочной жидкости проникать в пласты с высокой приёмистостью и низким пластовым давлением.
Следует отметить, что при этом необходим подбор оптимального соотношения объёма блокирующих составов и их вязкости.
Рисунок 2.13 ‒ Принципиальная схема применения блокирующего состава
Эффективность технологии подтверждена реализацией на скважинах с
поглощением месторождений ОАО «Удмуртнефть». Испытания проводились на 30 скважинах с поглощением, было проведено 32 термохимические
обработки с применением блокирующего состава (таблица 2.5). Анализ показал, что в 21 случае произошло восстановление циркуляции при промывке
(рисунки 2.14 и 2.15). Восстановление циркуляции повысило эффективность
проведённых промывок ‒ на скважинах с восстановлением полной циркуля-
48
ции было получено увеличение МОП в среднем на 32 % по сравнению со
средним значением.
Таблица 2.5 ‒ Результаты промысловых испытаний блокирующих составов
на месторождениях нефти, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть»
№ скв.
208
423
375
976
300
1398
385а
499
317
3011
987г
2962
1023
785
1176
873
560
78
475
2940
55
1396
789
42а
538
300
423
497
489
435
2941
50
Наличие
циркуляции
полная
частичная
полная
полная
полная
полная
полная
полная
полная
отсутствует
отсутствует
полная
полная
полная
полная
полная
полная
частичная
полная
полная
полная
полная
частичная
полная
частичная
отсутствует
отсутствует
отсутствует
отсутствует
полная
полная
частичная
Межочистной период при
Межочистной применении химических
период при об- обработок скважин с приработке горячей менением блокирующих
нефтью, сут
составов, сут
35
62
40
67
33
48
42
38
31
51
51
32
61
35
58
38
48
64
67
32
52
35
40
41
58
37
74
60
51
74
51
38
45
70
52
98
42
64
55
51
42
56
48
53
78
46
71
49
62
68
82
41
65
48
43
55
63
40
72
62
51
92
70
41
Изменение
межочистного
периода, %
29
13
30
46
27
33
31
34
35
10
-6
67
28
31
22
29
29
6
22
28
25
37
8
34
9
8
-3
3
0
24
37
8
49
Рисунок 2.14 ‒ Эффективность применения блокирующих составов
Рисунок 2.15 ‒ Изменение межочистных периодов эксплуатации
скважин при применении блокирующих составов
Увеличение МОП позволило сократить количество обработок скважин,
снизить отрицательное влияние промывочных жидкостей на пласт. Экономическая эффективность внедрения данной технологии, рассчитанная для 500
скважин с начальным МОП 60 сут и по сравнению с обычными обработками при внедрении пакера-отсекателя, приведена в таблице 2.6.
50
Таблица 2.6 ‒ Сравнительная экономическая эффективность внедрения
технологии с применением блокирующих составов
‒
д.ед.
‒
Количество обработок рассчитывалось исходя из количества скважин и
среднего МОП с учётом его увеличения в случае применения блокирующего
состава либо пакера-отсекателя. Количество ремонтов на данном фонде
скважин базировалось на статистических значениях МРП и учитывало возможный вывод из простоя скважин с помощью промывок при наличии циркуляции. Затраты на ремонт включали стоимость дополнительных спускоподъёмных операций, связанных с подъёмом и спуском пакера. При этом капитальные вложения требовались лишь в случае применения пакераотсекателя.
51
Выводы по главе 2
1. Показано, что при снижении дебита скважин месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», для поддержания рентабельности на
необходимом уровне требуется сокращение эксплуатационных затрат на обслуживание и ремонт скважин, поэтому задача повышения межремонтного
периода эксплуатации скважин является особо актуальной. На месторождениях ОАО «Удмуртнефть» МРП за последние 5 лет уменьшился более чем в
2 раза и является одним из самых высоких в ОАО «НК «Роснефть», количество отказов скважинного насосного оборудования также уменьшилось более чем в два раза.
2. В процессе эксплуатации скважин ОАО «Удмуртнефть» имеет место
ряд традиционных осложнений: отложения АСПВ, неорганических солей на
поверхности нефтепромыслового оборудования, его коррозия, образование
стойких водонефтяных эмульсий. Системная борьба с этими осложнениями
позволила значительно повысить наработку на отказ насосного оборудования
и МРП эксплуатации скважин. Следует отметить, что в то же время имеется
потенциал повышения МРП, так как наряду со скважинами, работающими
без ремонта 3 года и более, имеет место часто ремонтируемый фонд, на котором количество текущих ремонтов скважин более 3 ремонтов в год.
3. Негативным фактором, оказывающим существенное влияние на продолжительность межремонтного периода эксплуатации скважин МРП, является коррозия скважинного оборудования. Применение погружных электродвигателей второй группы исполнения (коррозионностойкие), эксплуатирующихся в сильноагрессивных средах, практически вдвое повышает срок работы ПЭД по сравнению с погружными электродвигателями обычного исполнения. Работы по обеспечению коррозионной устойчивости ПЭД в сильноагрессивных средах рекомендуется проводить комплексно.
4. Для повышения срока наработки УЭЦН, эксплуатируемых в интервале скважин, где темп набора кривизны более 1º на 10 м, а также в случае пре-
52
вышения темпа набора кривизны скважин в интервале спуска УЭЦН, превышающем 2º на 10 м, требуется техническое усовершенствование УЭЦН.
5. На находящихся на поздней и завершающей стадиях разработки месторождениях ОАО «Удмуртнефть» повышается частота прорывов в НКТ газа и воды через заколонные негерметичности, вызванные коррозией эксплуатационных колонн и разрушением заколонного цементного камня, в связи с
чем эксплуатация таких скважин затруднена и нестабильна. Кроме того, при
этом не реализуется потенциал добычи скважин. При эксплуатации скважин,
оборудованных СШНУ, газ снижает коэффициент наполнения насоса, а при
эксплуатации скважин ЭЦН избыток газа приводит к срыву подачи насосов,
их отключениям вследствие недогрузки по добыче жидкости, и, как следствие, преждевременному отказу оборудования даже при наличии газосепараторов. Прорыв же воды в большинстве случаев приводит к нерентабельной
эксплуатации скважин.
6. Показано, что альтернативой существующим методам РИР при разработке месторождений ОАО «Удмуртнефть» является изоляция интервалов
газоводопроявлений специальным блокирующим двухпакерным оборудованием, позволяющем отсекать нежелательные интервалы. Блокирование газопроявлений механическими методами имеет более высокий процент
успешности и низкую стоимость по сравнению с традиционными методами
РИР. Механическое блокирующее оборудование можно использовать также
для селективной разработки отдельных пластов, сохранения их коллекторских свойств при глушении скважин и технологических промывках, избирательной закачки воды в отдельные пласты.
7. Показано, что использование блокирующих составов на фонде добывающих скважин с поглощением месторождений ОАО «Удмуртнефть» целесообразно как с технологической, так и экономической точек зрения. В сравнении
с пакерным оборудованием чистая приведённая стоимость (NPV) составляет
более 22,5 млн руб. По сравнению со стандартными обработками NPV составляет не менее 34 млн руб. Индекс прибыльности метода составляет 1,23.
53
3. ТЕХНОЛОГИЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН КАК СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ
ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»
3.1. Характеристики компоновок скважинного оборудования
для реализации технологии одновременно-раздельной
эксплуатации скважин
Как отмечено выше, большинство месторождений, разрабатываемых
ОАО «Удмуртнефть», многопластовые, находящиеся в настоящее время на
третьей и четвёртой стадиях разработки, характерными особенностями которых является высокий темп снижения базовой добычи нефти и обводнённости скважинной продукции. Как отмечено выше, основные объекты разработки ОАО «Удмуртнефть» обычно не достигают проектного КИН, в связи с
чем встаёт вопрос ‒ что должно быть осуществлено: эксплуатация низкорентабельных высокообводнённых скважин для достижения проектных показателей, изоляция основных объектов и переход на возвратные объекты разработки, бурение сетки скважин на возвратный объект. Следует отметить, что
при длительной эксплуатации скважин, при выработке определённого ресурса начинается разрушение эксплуатационных колонн, после чего необходимо
либо проводить их капитальный ремонт с заменой эксплуатационной колонны, либо ликвидировать скважину [38].
Как показано во введении диссертационной работы, одним из решений
проблемы является применение технологии одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов, позволяющей, в частности:
- оставить в эксплуатации малопродуктивные скважины за счёт подключения других объектов;
-
раздельно производить учёт добычи нефти, добываемой из отдель-
ных пластов;
- сократить срок вовлечения в разработку недренируемых запасов отдельных горизонтов уплотнением сетки скважин;
54
- эффективно проводить бурение новых скважин низкопродуктивных
объектов;
- сократить срок введения в разработку возвратных объектов добычи
нефти.
Для этого необходимо надёжное оборудование, удовлетворяющее требованиям к проведению технологии одновременно-раздельной эксплуатации
двух объектов, испытания которой было начато в ОАО «Удмуртнефть» с
2008 г. [82]. При проведении испытаний ставились следующие задачи:
- исследование работоспособности схемы оборудования в условиях
эксплуатации скважин;
- соответствие схемы оборудования требованиям, предъявляемым для
раздельной эксплуатации двух объектов;
-
оценка эффективности реализации технологий, применяемых для
борьбы с осложнениями, сопутствующими процессу добычи нефти;
- оценка эффективности раздельного учёта добываемой продукции отдельных пластов.
В течение 2008-2013 г. были проведены испытания семи различных
схем оборудования: «ЭЦН ‒ ШГН с кожухом», «ЭЦН ‒ ШГН без кожуха»,
«ЭЦН с АПК «СПРУТ»», «ЭВН ‒ ШГН», «ШГН ‒ ШГН», «ЭЦН с гидроприводом», «ОРЗиД».
Одним из возможных вариантов реализации технологии ОРЗиД является
применение двухрядной колонны НКТ в одной эксплуатационной колонне ‒
по одной колонне осуществляется добыча нефти, по другой закачка воды.
Если скважина оснащена эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, то
диаметр спускаемых НКТ должен составлять 48 мм; при эксплуатационной
колонне 168 мм допускается диаметр НКТ 60 мм. В обоих случаях необходимо снять фаску на муфтах НКТ. Разработанный ООО «СП-БАРС» вариант технологии ОРЗиД с двухрядным расположением НКТ приведён на
рисунке 3.1. Однако для осуществления проекта требуется специальное устьевое оборудование, в настоящее время промышленностью серийно не выпус-
55
каемое. Кроме того, при этом осложняется процесс спуско-подьёмных операций, в частности, возникает необходимость обеспечения скважин превентором для герметизации их устья. Данные вопросы достаточно сложны,
Установка ОРЗ и Д
18 чего «СП-БАРС» пока воздерживается от осуществления.
вследствие
Насос
Эксплуатационная колонна
колонна
146 Эксплуатационная
или 168 мм
168мм
или
146
НКТ 48 или 60 мм
НКТ
Пакер
НКТ 48 и 60мм
Рисунок 3.1 ‒ Вариант двухрядного лифта для осуществления
технологии одновременно-раздельной эксплуатации
скважин и добычи нефти
Нами предложена схема технологии ОРЗиД с коаксиальной подвеской
НКТ для эксплуатационной колонны 146 мм, представленная выше ‒ рисунок 1.6 (на данную схему нами получен патент РФ на полезную модель).
56
3.2. Примеры исполнения компоновок подземного
оборудования при реализации технологии одновременнораздельной эксплуатации пластов
Испытания компоновки для реализации технологии ОРЭ
по схеме «ЭЦН ‒ ШГН» (ООО «СП-БАРС»)
При реализации схемы оборудования «однолифтный вариант ЭЦН ‒
ШГН» эксплуатируются два насоса: стандартные электроцентробежный и
вставной штанговый глубинный насосы, работающие на отдельные объекты.
Добыча нефти из нижнего объекта ведётся ЭЦН, из верхнего объекта разработки ‒ ШГН, колонна же НКТ общая. Добываемая продукция смешивается
в НКТ выше штангового насоса и через устьевую арматуру подаётся в выкидную линию скважины. В 2008 г. на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»
была начата эксплуатация трёх комплектов оборудования для ОРЭ по схеме
«ЭЦН ‒ ШГН». В результате было установлено:
- оборудование позволяет изолированно эксплуатировать два объекта
разработки, причём для каждого объекта устанавливается необходимое забойное давление;
- схема оборудования позволяет осуществлять раздельный отбор проб
добываемой жидкости по каждому из объектов и контролировать необходимые при эксплуатации объекта параметры, определять дебиты жидкости и
нефти по каждому объекту разработки, необходимое забойное давление;
- схема «ЭЦН ‒ ШГН» позволяет проводить технологические обработки и закачку реагента через затрубное пространство скважин для очистки
лифта НКТ, насосных штанг и ШГН от скважинных осложнений. В то же
время при реализации данной схемы невозможна промывка ЭЦН;
- в компоновке используется стандартное нефтепромысловое оборудование, что упрощает проведение обработок, обслуживание и ремонт скважин;
- при реализации данной компоновки оборудования, средняя текущая
наработка скважин «на отказ» достигает 200 сут;
57
- средний прирост добычи нефти на одну скважину от внедрения оборудования технологии ОРЭ двух объектов за счёт подключения дополнительных пластов составил 17,4 т/сут;
- дополнительная добыча нефти составила 7,335 тыс. т;
- экономический эффект (NPV) составил 8,5 млн руб.;
- всего за период эффекта NPV составил 61,3 млн руб. (расчёт экономической эффективности произведён исходя из продолжительности эффекта по
дополнительной добыче нефти на 3 года).
Испытание оборудования также позволило выявить узкие места данной
компоновки ОРЭ и недостатки применяемого оборудования:
-
риск отказа компоновки, т.к. в одну скважину спущены две уста-
новки ‒ ЭЦН и ШГН;
- недоработка
ряда узлов
компоновки не позволяет использовать
стандартное заводское оборудование и повышает риск его отказов. В частности, используется нестандартный входной модуль ЭЦН, который состыковывается с высокогерметичным кожухом ПЭД, через который проходит кабельный удлинитель. Не полностью решены проблемы борьбы с
осложнениями в процессе добычи нефти, в частности невозможность промывки и подачи реагентов на приём нижнего насоса ЭЦН. Поэтому в настоящее время нами решаются вопросы применения в компоновке под пакером
твёрдых реагентов, глубинных дозаторов, применения кабеля с четвёртой
жилой для подачи реагента, промывочных клапанов;
- при содержании в добываемой продукции более 20 % свободного попутного газа на приёме насосов возникнет проблема нестабильной работы
УЭЦН, в связи с чем в компоновку необходимо дополнительное оборудование, в частности, модули фазопреобразователи;
- компоновка ОРЭ должна соответствовать диаметру, техническому состоянию и кривизне эксплуатационных колонн, ограничениям по добыче
жидкости, обусловливаемым применяемым оборудованием.
58
Испытания компоновки для ОРЭ по схеме «ШГН ‒ ШГН»
(ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш»)
В 2009 г. в ОАО «Удмуртнефть» для реализации технологии ОРЭ были проведены испытания схемы оборудования «ШГН ‒ ШГН» с применением полых штанг, разработанной ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш». Использовались два спаренных ШГН: верхний ‒ дифференциальный штанговый насос
(типоразмер 2СП57/ Б44-2) и нижний ‒ стандартный невставной штанговый
насос (ННБ-38).
Добыча из верхнего объекта проводилась насосом
2СП57/Б44-2, при этом жидкость поднималась по колонне НКТ и поступала
в выкидную линию, на которой был установлен прибор учёта. Добыча из
нижнего объекта проводилась насосом ННБ-38, жидкость из нижнего объекта
поднималась по колонне полых насосных штанг и по гибкому рукаву подавалась на замерное устройство. После получения раздельного замера добываемая жидкость из обоих объектов смешивалась в выкидной линии скважин.
Испытания проводились с 4.03.2009 г. по 1.07.2009 г. При запуске
скважин в работу система начинала работать в режиме ОРЭ, были получены
отдельные замеры по обоим эксплуатационным объектам. Однако в период
вывода скважин на режим пропали замеры по верхнему объекту вследствие
выхода из строя верхнего насоса 2СП57/Б44-2. Проведение технологических
промывок насосного оборудования и ревизии оборудования дало лишь непродолжительный эффект по получению замеров с обоих объектов. Стабильной работы скважин достигнуто не было. В то же время нижний насос
ННБ-38 через полые штанги работал удовлетворительно, что позволило провести стабильные замеры. Тем не менее, испытание компоновки ОРЭ с использованием схемы «ШГН ‒ ШГН»
с полыми штангами показало, что
компоновка позволяет:
- контролировать забойное давление по верхнему объекту разработки
путём «отбивки» динамического уровня;
- контролировать забойное давление и температуру по нижнему объекту
разработки глубинным прибором;
59
- производить отдельный замер дебита и отбор проб по каждому объекту;
- производить промывки насосов;
- производить дозировку реагентов через капиллярную трубку на приём
нижнего или верхнего насоса в зависимости от начальной установки узла
ввода реагентов;
- снимать динамограммы контроля работы глубинно-насосного оборудования.
Испытания позволили выявить конструктивные недоработки оборудования, применяемого в данной схеме. После
конструктивной доработки
верхнего насоса 2СП57/Б44-2 данная схема «ШГН ‒ ШГН» с полыми штангами перспективна для внедрения.
Таким образом, внедрение технологии ОРЭ актуально и перспективно
для разработки и эксплуатации многопластовых месторождений. Эффективное и надёжное оборудование, различные схемы и компоновки для конкретных условий разработки позволят снизить капитальные вложения на бурение,
ускорить темпы разработки месторождений [43]. Схема «ЭЦН ‒ ШГН» для
ОРЭ двух объектов работоспособна в условиях эксплуатации месторождений ОАО «Удмуртнефть» и соответствует требованиям, предъявляемым к
проведению одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов.
3.3. Рекомендации по внедрению технологии одновременнораздельной закачки воды и добычи нефти на месторождениях
ОАО «Удмуртнефть»
Как отмечено выше, на схему ОРЗиД с коаксиальной подвеской нами
получен патент на полезную модель как на уникальное оборудование для реализации в одной скважине закачки воды и добычи нефти.
Компоновка оборудования при ОРЗиД зависит от дебита добываемой
жидкости, её вязкости, физико-химических характеристик и свойств нефти.
На рисунке 3.2 приведена компоновка с применением коаксиально спущенных НКТ: наружных ‒ диаметром 89 мм, внутренних ‒ диаметром 48 мм с
60
штангами 16 мм, с уменьшенной муфтой (32 мм). Особенностью подвески
является то, что насос диаметром 32 мм (поз. 12) соединяется с затрубным
пространством через специальный переходник 5 не жёстким, а телескопическим соединением. В качестве последнего применяется плунжерная пара. Это
позволяет поднимать и спускать насос диаметром 89 мм без подьёма НКТ
Кроме того, телескопическое соединение позволяет компенсировать
температурные или барические напряжения в трубах. При реализации технологии ОРЗиД по закачке воды в верхние пласты и добыче нефти из нижних
пластов применяется компоновка оборудования, приведённая на рисунке 3.3.
Рис.3 Вариант ОРЗ и Д с коаксиальной подвеской
для добычи с верхних пластов и закачки в нижние
Рис. 3а. Продолжение Рис.3
Разрез А-А
1- эксплуатационная
1 – эксплуатационная
колонна
колонна
2 - пакер
2 – пакер
3 - НКТ - 73мм
3 – НКТ 73 мм
4 - муфта с наружной
4 – муфта
с наружной
резьбой
5 - спец переходник
резьбой
(нестандарт)
5 – спец. переходник
6 - катушка (нестандарт)
(нестандарт)
7 - НКТ 89мм
6 – катушка
8 - цилиндр насоса 32мм
Схема телескопической герметизации
(нестандарт)
Схема телескопической гермитизации
9 - центратор
местапосадки
посадки
насоса
7 – НКТ 89 мм
места
насоса
10 - плунжер от насоса
8 – цилиндр
32мм с переходником
насоса
32 мм
11 - патрубок
9 – центратор
12 - насос 32мм
10 – 13плунжер
11 - Патрубок
- штанги 16мм насоса 32 мм
с переходником
Соединительный патрубок длиной
длинной
11 – патрубок
1,5м, наружный диаметр 31 мм
12 – насос 32 мм
13 – штанги 16 мм
13
12
11
9
10
8
7
6
5
8 - Цилиндр насоса 32мм
А
А
4
10 - Плунжер 32мм
3
нефть
2
нефть
вода
1
вода
вода
6 - Катушка (нестандарт)
Рисунок 3.2 ‒ Компоновка оборудования при ОРЗиД с применением
коаксиально спущенных НКТ
61
14
1 – эксплуатационная
колонна
2 – НКТ 60 мм
3 – пакер
4 – НКТ (патрубок 73 мм)
5 – переходник 89 х 73
6 – спец. переходник
(нестандарт)
7 – патрубок 32 х 4,5
8 – цилиндр
насоса 20-125 ТНС
9 – плунжер насоса 20-125
ТНС без клапана
10 – патрубок 31 мм
11 – насос 32 мм
12 – плунжер насоса 32 мм
13 – НКТ 48 м
14 – штанги 16 мм
Рисунок 3.3 ‒ Компоновка оборудования при использовании
технологии ОРЗиД по закачке воды в верхние пласты
и добыче нефти из нижних пластов
Особенностью компоновки являются ограниченные размеры элементов
подвески «узла А», при увеличении размеров которых осложняются операции по сборке и разборке узла. Слабым местом этого узла является то, что
проходное отверстие пакера ПВМ-0-122-52 имеет диаметр 52 мм, а наружный диаметр внутренней НКТ составляет 48 мм. Площадь кольцевого пространства в интервале пакера из-за этого составляет 3,14 см2, что при больших расходах воды начинает «штуцировать» поток воды. Однако для средней приёмистости скважин 80…150 м3/сут такое проходное сечение в интервале пакера существенного перепада давления не создаёт.
Определяющим фактором для выбора скважин-кандидатов для реализации технологии ОРЗиД является наличие значительной мощности неработа-
62
ющих пластов в разрезе нагнетательных скважин, при вовлечении которых в
разработку добыча нефти составит не менее 5 т/сут, что определено исходя
из экономических соображений. Условием возможности применения технологии ОРЗиД является и наличие прочной перемычки между нагнетаемым и
добываемым пластами. Толщина перемычки должна быть не менее 3 м, качество цементного кольца за колонной должно быть таким, чтобы перемычка
выдерживала перепад давления 18…20 МПа. В случае применения коаксиальных НКТ рекомендуется, чтобы температура закачиваемой воды на устье
скважины была не ниже температуры насыщения нефти парафином для исключения интенсивного образования АСПО в НКТ. С учётом осложняющих
факторов внедрение технологии ОРЗиД рекомендовано для добычи нефти из
верхних пластов и закачки воды в нижние пласты месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть».
Для эксплуатационных колонн диаметром 168 мм более рациональным
с точки зрения эксплуатации скважин при применении технологии ОРЗиД
является применение двухрядной компоновки НКТ. Однако для этого необходимо наличие соответствующего оборудования и соблюдение требований
безопасности спускоподъёмных операций НКТ.
После документального анализа данных скважин для снижения риска
неэффективного внедрения технологии ОРЗиД необходимо:
- произвести поинтервальную обработку призабойной зоны неработающих пластов
для снижения скин-эффекта;
- выполнить локальное исследование освоения неработающих пластов
для определения коэффициента продуктивности потенциала добычи нефти;
- по температурным параметрам для реализации технологии ОРЗиД в
условиях эксплуатации месторождений ОАО «Удмуртнефть» наиболее подходящими месторождениями являются Гремихинское и Киенгопское (частично), где сточная вода закачивается при температуре выше температуры
насыщения нефти парафином (22 ºС).
63
Выводы по главе 3
1. Основные объекты разработки месторождений нефти ОАО «Удмуртнефть» зачастую не достигают проектного КИН, в связи с чем возникает вопрос, что предпочтительно ‒ эксплуатация низкорентабельных высокообводнённых скважин, изоляция основных объектов и переход на возвратные
объекты разработки, бурение отдельной сетки скважин на возвратный
объект.
2. Одним из решений проблемы является применение технологии
одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов,
позволяющей, в
частности:
- оставить в эксплуатации малопродуктивные скважины за счёт подключения других объектов;
- производить раздельный учёт добычи нефти по каждому пласту;
- снизить срок вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти
других горизонтов за счёт уплотнения сетки скважин.
Реализация технологии ОРЭ актуальна и перспективна для решения задач разработки и эксплуатации многопластовых месторождений. Эффективное и надёжное оборудование, различные схемы и компоновки для конкретных условий разработки позволят кратно снизить капитальные вложения на
бурение новых скважин, ускорить темпы разработки месторождений.
3. Для вовлечения в разработку добывающих пластов в разрезе нагнетательных скважин эффективен предложенный вариант реализации технологии
ОРЗиД: для колонны 168 мм ‒ двухрядная схема, для колонны 146 мм ‒ коаксиальная.
4. Представлены рекомендации по внедрению технологии ОРЗиД с коаксиальной подвеской на месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Показано,
что определяющим фактором для выбора скважин-кандидатов для реализации технологии является наличие значительной мощности неработающих
пластов в разрезе нагнетательных скважин, при вовлечении которых в разработку объём их остаточных запасов должен обеспечить начальный суточный
64
дебит добычи нефти не менее 5 т/сут. С учётом осложняющих факторов
внедрение технологии ОРЗиД рекомендовано для добычи нефти из верхних
пластов и закачки воды в нижние пласты месторождений ОАО «Удмуртнефть».
5. По температурным параметрам для реализации технологии ОРЗиД
наиболее подходящими являются Гремихинское и Киенгопское (частично)
месторождения, где сточная вода закачивается при температуре выше температуры насыщения нефти парафином (22 ºС).
65
4. МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ ДОБЫЧЕ
НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»
4.1. Борьба со скважинными осложнениями при реализации
технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи
нефти
Наиболее вероятными осложнениями при применении технологии
ОРЗиД являются: отложение АСПВ в НКТ, коррозия НКТ и нефтепромыслового оборудования, образование высоковязких эмульсий. Интенсивность
образования АСПО в НКТ при применении коаксиальных труб для варианта
добычи нефти из верхних пластов и закачки воды в нижние пласты выше,
чем при обычной технологии добычи нефти из-за малого проходного сечения
для жидкости в НКТ. При этом обычные горячие промывки не дают ожидаемого эффекта из-за отсутствия прямого контакта горячей нефти с НКТ добывающих колонн. В этом случае борьба с АСПО должна проводиться следующими способами:
- дозировкой ингибиторов АСПО в затруб скважин;
- промывкой скважин растворителями;
- термохимической обработкой скважин;
- подачей в линию закачки воды пара, снижая при этом до минимума
закачку воды. Одновременно при этом предлагается закачивать в эксплуатационные колонны горячую нефть.
При применении двухтрубной компоновки технологии ОРЗиД при добыче нефти из верхних пластов, борьба с АСПО выполняется классическим
методом. Для компоновок двухрядной и коаксиальной колонн НКТ при добыче нефти из нижних пластов и закачке воды в верхние пласты борьба с
АСПО усложняется. Удаление АСПО при этом может происходить только
при закачке горячей воды в пласт или при его электронагреве.
Необходимость борьбы с коррозией оборудования возникает при применении технологии ОРЗиД при закачке сточной воды. Максимум отрицательного влияния следует ожидать при компоновке коаксиальных НКТ и за-
66
качке сточной воды по межтрубному пространству скважин между наружной
и внутренней НКТ. При двухтрубной компоновке НКТ будет иметь место
меньшее влияние агрессивной сточной воды на оборудование. Однако, в любом случае, при закачке сточной воды следует принимать меры по предупреждению коррозии металла, в частности: подачу в систему ППД ингибиторов коррозии, применение футерованных эпоксидными композициями неметаллических труб.
Проблема образования высоковязких эмульсий и борьба с ними при реализации технологии ОРЗиД актуальна вследствие применения НКТ малого
диаметра, при котором повышается вероятность образования высоковязких
эмульсий и зависание насосных штанг. Предупреждение образования высоковязких эмульсий производится подачей деэмульгаторов с помощью дозаторов и метанольниц, их ликвидация ‒ промывками растворами деэмульгаторов или тепловыми обработками.
В качестве примера ниже приведены данные замера устьевых температур на ряде добывающих и нагнетательных скважин сточной воды:
Гремихинское месторождение:
- скв. № З86, куст 10. 32 ºС (нефтяная скважина);
- скв. № 354, куст 9.
30 ºС (нефтяная скважина);
- скв. № 1510, куст 36. 28,5 ºС (нефтяная скважина);
- скв. № 661, куст 38. 31 ºС (нефтяная скважина);
- скв. № 996.
25 ºС (нагнетательная скважина);
- скв. № 841, куст 9.
35 ºС (нагнетательная скважина);
- скв. № 888, куст 18.
32 ºС (нагнетательная скважина);
- скв. № 1016, куст 11. 30 ºС (нагнетательная скважина).
Чутырское месторождение:
- скв. № 1142 (КНС-7), сточная вода. 14 ºС (нагнетательная скважина);
- БГ-13 (КНС-7), сточная вода. 14 ºС (нагнетательная скважина);
- скв. № 209 (БКНС-3), пресная вода. 12 ºС (нагнетательная скважина).
67
Киенгопское месторождение:
- скв. № 656, сточная вода. 26 ºС (нагнетательная скважина);
- скв. № 437, сточная вода. 26 º С (нагнетательная скважина);
- скв. № 9001, жидкость на устье. 21 ºС (добывающая скважина).
Из анализа приведённых данных следует, что на Гремихинском и Киенгопском месторождениях можно осуществлять закачку сточной воды при
реализации технологии ОРЗиД по коаксиальной схеме, не осложняя внутренние НКТ отложениями АСПВ, поскольку температура насыщения нефти парафином составляет около (20…22) ºС, а температура добываемой и закачиваемой жидкости гораздо выше.
При внедрении оборудования ОРЗиД необходимо учитывать и обводнённость объекта, из которого будет осуществляться добыча нефти, так как
при различных значениях обводнённости меняется и вязкость добываемой
продукции, а при реализации технологии ОРЗиД показатель вязкости добываемой продукции ‒ один из важнейших критериев.
4.2. Влияние обводнённости продукции скважин на осложняющие
факторы добычи нефти
По уровню обводнённости скважины могут быть разделены на четыре
группы:
- с содержанием воды в продукции скважин до 40 %. Дисперсионная
среда при этом ‒ нефть, дисперсная ‒ вода. В этом случае механическое перемешивание не создает аномально-вязких водонефтяных эмульсий. Эта
группа относится к малообводнённому фонду скважин;
- скважины с продукцией обводнённостью 40…75 %. При этом происходит инверсия фаз: эмульсия «вода в нефти» превращается в эмульсию
«нефть в воде». При её механическом перемешивании создаются аномально
высоковязкие эмульсии, обладающие структурообразующими и тиксотропными свойствами. Такие эмульсии разлагают подогревом, добавкой деэмульгаторов, воздействием электрических и магнитных полей;
68
- продукция с обводнённостью 75…95 %. В этом случае водонефтяные
эмульсии быстро разлагаются на нефть и воду с достаточно чётким разделом
фаз. При этом вязкость жидкости невысокая и может быть ниже вязкости
нефти. Эта группа ‒ высокообводнённый фонд;
- скважины с обводнённостью продукции 95 % и выше. При этом вязкость жидкости близка к вязкости пластовой воды. Устойчивые эмульсии не
образуются при перемешивании с любой интенсивностью, водонефтяные
смеси быстро расслаиваются на нефть и воду.
Следует отметить, при определении воды в добываемых водонефтяных
эмульсиях могут быть значительные отклонения.
Причины высокой погрешности при измерении содержания
воды в продукции высокообводнённых скважин
В зависимости от способа эксплуатации скважин, величины газового
фактора, структуры жидкости в НКТ могут иметь место значительные отклонения при определении содержания воды в добываемой жидкости при отборе
проб на устье скважин. Различают три вида структуры потока в НКТ: пробковую, пузырьковую и стержневую.
Наиболее серьёзные ошибки при определении содержания воды в добываемой жидкости возникают при пробковой структуре потока, поскольку в
подъёмных трубах создаются условия для разделения фаз нефти и воды. В
частности, если при отборе проб скважинной продукции на устье оказалось
начало пробки ‒ будет одно содержание воды, конец пробки жидкости ‒ другое. При измерении обводнённости продукции скважин важное значение
имеют конструкция и способ установки пробозаборного устройства.
В настоящее время на промыслах применяется четыре варианта устьевых пробозаборных устройств (рисунок 4.1). Данные конструкции пробозаборных устройств обеспечивают удовлетворительную достоверность результатов замеров в интервале обводнённости 0…75 %. При более высокой обводнённости продукции скважин указанные варианты пробоотборников дают
погрешность до 10 % и более, независимо от того, есть многоточечный отбор
(вариант 3) или нет. Причиной является то, что скорость течения жидкости
69
обратно пропорциональна величине её вязкости. Вязкость воды в десятки раз
меньше вязкости нефти, поэтому в ёмкости для отбора проб всегда больше
воды, чем фактически в продукции скважины. Другая причина погрешности
при определении содержания воды в скважинной продукции ‒ ошибки химико-аналитических лабораторий. Эта составляющая погрешности весьма мала
и не превышает 1,5 %. Таким образом, основная погрешность измерения обводнённости скважинной продукции возникает при отборе проб жидкости на
устье скважин из-за несовершенства пробозаборных устройств и неравномерности структуры потока.
Рисунок 4.1 ‒ Варианты устьевых пробозаборных устройств
Одним из основных методов снижения погрешности при измерении содержания воды в продукции высокообводнённых скважин может служить
применение диспергаторов жидкости на месте отбора проб (вариант 4, рисунок 4.1). В этом случае проба отбирается из турбулентного потока, где раздела фаз «нефть ‒ вода» не существует. Примером может служить скв. № 371
Гремихинского месторождения, где на устьевой обвязке установлен узел
70
технологического контроля. На устье этой скважины можно отбирать пробу
из обычных пробоотборника и диспергатора. При обводнённости продукции
ниже 70 % разница во влагосодержании проб из обычного пробоотборника и
диспергатора небольшая, а при обводнённости выше 70 % показатель содержания воды из пробоотборника на 4…10 % выше, чем из диспергатора.
Такие неточности недопустимы при высокой обводнённости продукции
скважин, т.к. речь идёт о рентабельности их эксплуатации. Например,
УЭЦН 5-160-1300 работает с дебитом по жидкости 150 м3/сут при обводнённости продукции, согласно отобранным пробам традиционным методом,
98 %. При уточнении результатов проб большеобъёмным методом обводнённость оказалась равной 93 %. В первом случае суточный дебит нефти равнялся бы 3 м3, во втором же случае ‒ 10,5 м3, что существенно влияет на
оценку рентабельности эксплуатации скважин.
Как отмечено выше, в лифте скважин и пробозаборных устройствах на
монифольде скважин происходит значительное искажение влагосодержания
продукции скважин, в основном в сторону его увеличения. Для более точного измерения влагосодержания рекомендуется отбирать большеобьёмные
пробы жидкости. Чтобы исключить или уменьшить влияние структуры потока жидкости в НКТ, обьём пробы предлагается отбирать в количестве не менее половины объёма НКТ.
Следующим шагом определения обводнённости продукции скважин
является измерение высоты налитой жидкости и высоты слоя нефти путём
набора жидкости в стеклянную трубку или определение толщины слоя нефти
с помощью водочувствительной ленты. Разделив высоту слоя нефти в стеклянной трубке на высоту набранной в ёмкость жидкости, определяется
предварительный результат измерения содержания нефти в продукции скважины. Для более точного определения содержания воды отобранный слой
нефти направляют в химическую аналитическую лабораторию для измерения
остаточного содержания воды, результат которого сопоставляют с предварительным результатом.
71
Большеобъёмный отбор проб применяется для уточнения влагосодержания продукции высокообводнённых скважин для принятия решения о рентабельности эксплуатации скважин с этого горизонта перед переводом скважины в бездействие или на другой горизонт.
Альтернативой большеобъёмному отбору проб является применение
автоматических поточных приборов для измерения влагосодержания продукции скважин. Интегральный показатель влагомера за 8 ч полностью бы
ликвидировал погрешность измерения содержания воды вследствие влияния
структуры потока жидкости по трубе. Однако отечественная промышленность пока не выпускает влагомеры необходимой точности измерения для
высокообводнённых сред.
Влияние содержания воды в продукции скважин на осложняющие
факторы
Интенсивность отложения АСПВ на стенках НКТ скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» в зависимости от обводнения продукции исследована, в основном, в промысловых условиях методом наблюдения отложений при проведении текущих и капитальных ремонтов скважин, а также по
результатам анализа частоты спуска скребков и горячих промывок скважин.
Характер, глубина и интенсивность АСПО на начальной стадии эксплуатации скважин СШНУ и УЭЦН (до обводнённости продукции 15…20 %) значительных расхождений не имеют. Однако при обводнённости добываемой
продукции 30…35 % интенсивность отложений в НКТ при эксплуатации
УЭЦН резко снижается. В частности, такая зависимость установлена для Архангельского, Ельниковского, Киенгопского и некоторых других месторождений Удмуртии. Учитывая это, практически на всех месторождениях с различными свойствами нефти и газовым фактором можно предположить, что
при достижении обводнённости 30…35 % в центробежных колёсах насосов
образуется достаточное количество центров кристаллизации парафина, что
снижает интенсивность его отложения на стенках НКТ. Следует отметить,
что эту зависимость нарушает подача деэмульгаторов.
72
Для СШНУ такая последовательность, как для УЭЦН, не наблюдается.
В интервале максимальной вязкости жидкости (40…75 % обводнения)
наблюдается снижение интенсивности отложения парафина, уменьшается и
количество необходимых горячих обработок, в дальнейшем же интенсивность отложения парафина незначительно повышается.
Таким образом, можно констатировать, что изменение содержания воды в добываемой продукции оказывает существенное влияние на интенсивность отложения АСПВ на поверхности скважинного оборудования [85].
Влияние обводнённости скважинной продукции на реологические
свойства добываемой жидкости
По мере появления воды в добываемой продукции происходят изменения реологических свойств нефти. Эти изменения до уровня обводнения
35…40 % незначительны и существенного влияния на работу скважинного
оборудования не оказывают. Однако при дальнейшем увеличении содержания воды в добываемой продукции начинают образовываться устойчивые
высоковязкие эмульсии типа «вода в нефти», обладающие структурообразующими и тиксотропными свойствами. Максимальная вязкость таких эмульсий, превышающая вязкость нефти в десятки и сотни раз, достигается при
обводнённости добываемой продукции 55…65 %. Такая вязкость, в первую
очередь, влияет на эксплуатацию СШНУ ‒ повышаются
амплитудные
нагрузки на колонны штанг, увеличиваются гидравлические трения штанг
при ходе их вниз, нередко до значения веса колонны штанг, что приводит к
их зависанию. УЭЦН также снижают коэффициент подачи, повышается
нагрузка на ПЭД до 10…15 %, вследствие чего возникает необходимость
применения более высоконапорных насосов.
При достижении обводнённости продукции 75 % и более добываемые
водонефтяные эмульсии теряют устойчивость, образуются эмульсии типа
«нефть в воде» с невысокой вязкостью. Если пластовая нефть имеет высокую вязкость, вследствие чего не применялись УЭЦН, то после достижения
обводнённости добываемой продукции 80 % можно применять УЭЦН с высокими показателями подачи. Примером может служить Гремихинское ме-
73
сторождение Удмуртии с высоковязкой нефтью, где в начальный период
применялся лишь способ эксплуатации с помощью СШНГ, при достижении
же обводнённости добываемой продукции 30 % используются УЭЦН.
Влияние обводнённости добываемой продукции скважин
на интенсивность коррозионных процессов
На скорость коррозии скважинного оборудования оказывают влияние
многие факторы: минерализация воды, температура добываемой жидкости,
наличие растворённых в добываемой жидкости агрессивных газов и других
химически активных элементов, скорость потока и т.д. Влияние содержания
воды в добываемой скважинной продукции на скорость коррозии нефтепромыслового оборудования исследовалось на основании результатов статистического анализа порывов нефтепроводов и анализа скорости коррозии образцов-свидетелей, установленных на выкидных линиях скважин. Следует отметить, что разброс данных весьма велик, однако характер изменения агрессивности добываемой жидкости в зависимости от её обводнения по большинству исследуемых месторождений ОАО «Удмуртнефть» прослеживается.
Необходимо отметить, что до уровня обводнённости добываемой продукции 45…50 % интенсивность порывов трубопроводов и скорость коррозии, определённая по показаниям образцов-свидетелей, остаются практически на одном уровне. Далее начинается резкий рост показателей и их стабилизация на уровне обводнённости добываемой продукции 80 %. Причина
резкого возрастания интенсивности коррозии оборудования связана с выпадением свободной воды из эмульсий и применением деэмульгаторов для
борьбы с образованием устойчивых водонефтяных эмульсий.
Влияние обводнённости добываемой продукции скважин
на отложение осадков неорганических солей
Данную зависимость графически отобразить не представляется возможным из-за большого разброса данных. Единственное, что имеет определённую закономерность, ‒ это интенсивность отложений сульфида железа на
поверхности скважинного оборудования в зависимости от обводнённости
добываемой продукции. Закономерность выявлена в результате широкого
74
ряда химических анализов осадков на скважинном оборудовании Мишкинского месторождения ОАО «Удмуртнефть».
4.3. Обеспечение целостности штанговых колонн скважинных
насосов
По состоянию на 01.01.2010 г., действующий фонд скважин, оборудованный СШНУ, на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», составлял 2805 скв. (73 % от общего фонда скважин). За последующие годы действующий фонд СШНУ увеличился на 80 скв. В 2009 г. на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» было проведено 1842 капитальных и
1666 текущих ремонтов скважин, при этом из числа текущих ремонтов по
устранению обрывов штанг было выполнено 316 ремонтов, по устранению
их отворотов ‒ 73 ремонта. Стоимость одного ремонта по устранению обрыва
штанг варьируется в пределах 150…250 тыс. руб., при средней стоимости
одного ремонта 180 тыс. руб. Таким образом, затраты на 316 ремонтов по
устранению обрывов штанг в 2009 г. составили 46 млн руб. [45, 46].
Следует отметить, что стоимость одной подвески новых штанг сопоставима со стоимостью затрат на один ТРС по устранению обрыва штанг ‒
стоимость подвески штанг 170 тыс. руб., стоимость устранения их обрыва
180 тыс. руб. Если прибавить к стоимости ремонта стоимость недобытой
нефти вследствие простоя скважины, то убыток предприятия из-за обрыва
одной штанги составит более 250 тыс. руб. Динамика обрывов штанговых
колонн на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», приведена выше (рисунок 2.3).
Основные факторы, влияющие на механическую целостность
колонн насосных штанг на месторождениях, эксплуатируемых
ОАО «Умуртнефть»
К факторам, влияющим на механическую целостность колонн, относятся:
- высокая вязкость нефтяных эмульсий;
- внутрискважинная деэмульсация нефти;
- совместный подъём скважинной продукции через слой водной фазы,
75
когда в скважине происходят смешивание и последующее диспергирование
добываемой продукции в насосном оборудовании.
Максимальная вязкость водонефтяных эмульсий имеет место в интервале обводнённости 40…70 %. На рисунке 4.2 приведена зависимость
вязкости эмульсии нефти визейских отложений от содержания водной фазы: кривая 1 ‒ без использования деэмульгатора, кривая 2 ‒ с подачей деэмульгатора.
1 ‒ без подачи деэмульгатора; 2 ‒ с подачей деэмульгатора
Рисунок 4.2 ‒ Зависимость вязкости эмульсий от содержания
в добываемой продукции воды
Вследствие образования в НКТ высоковязких эмульсий существенно возрастают максимальные и амплитудные на-грузки на насосные
штанги из за существенного увеличения величины гидравлического трения в
жидкости. Суммарная сила гидравлического трения при ходе штанг вниз может достигать веса штанговой колонны в жидкости. При движении штанг
вниз скорость движения штанг снижается в зависимости от скорости движения головки балансира станка-качалки, вследствие чего возрастают ударные
нагрузки в точке подвески штанг в начале хода головки балансира вверх.
76
Для предотвращения образования в НКТ высоковязких эмульсий на
месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», проводится ряд
мероприятий:
- подача в затрубное пространство 138 скважин деэмульгатора электроприводными дозаторами;
- периодическая подача в затрубное пространство 921 скважины деэмульгатора и его растворов вручную или насосными агрегатами;
- удаление эмульсий из НКТ горячей промывкой нефтью или водными
растворами деэмульгаторов.
Для снижения силы гидравлического трения насосных штанг при добыче высоковязких нефтей применяются НКТ большего диаметра. В настоящее время с этой целью 61 СШНУ обеспечена НКТ диаметром 89 мм
(вместо 73 мм).
Влияние коррозии на обрыв насосных штанг
Как отмечено выше, добываемая продукция месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть»,
характеризуется высоким содержанием
коррозионно-агрессивных компонентов (таблица 2.4), в связи с чем весьма
высока доля отказов скважинного оборудования именно по причине коррозионного разрушения нефтепромыслового оборудования. В частности, в
2009 г., 75 обрывов из 316, то есть 24 %, произошли по причине коррозионного разрушения штанг насосов.
В первую очередь на коррозию нефтепромыслового оборудования
негативное влияние оказывают попутно добываемые воды с высоким содержанием сероводорода, при этом скорость сероводородной коррозии возрастает с увеличением обводнённости добываемой продукции. Для сероводородной коррозии стали характерно образование на поверхности металла чёрного налёта сульфида железа, который выступает в данном случае в роли катода относительно стали, образуя совместную микрогальваническую пару,
провоцирующую активное протекание коррозионных процессов.
77
Методы защиты насосных штанг от коррозионного разрушения
Эффективным методом защиты скважинного оборудования от коррозии, в том числе и насосных штанг, является подача ингибиторов на приём
насосов ‒ периодическая подача в затрубное пространство скважин и постоянная подача с помощью дозировочных насосов, поднасосных контейнеров.
Одним из методов защиты скважинного оборудования от коррозии является использование закреплённых ниже насоса протекторов. В условиях
добычи высококоррозионных сред при обводнённости добываемой продукции 75 % и выше эффективно применение неметаллических (стеклопластиковых) штанг, штанг из коррозионно-устойчивых сортов сталей. Так, в частности, для приведённых напряжений (до 118 Н/мм2) эффективно применение
штанг из стали марки 15Н3МА для сред с присутствием сероводорода
до 6 %.
Влияние АСПО на обрыв насосных штанг
Негативное влияние на продолжительность эксплуатационного периода
насосных штанг оказывает и отложение на их поверхности АСПВ. На месторождениях ОАО «Удмуртнефть» на всех стадиях обводнённости скважинной
продукции, добываемой СШНУ, имеет место необходимость борьбы с
АСПО.
К основным методам борьбы с отложением АСПВ следует отнести:
- тепловые ‒ горячие и термохимические обработки лифтов скважин;
- химические ‒ применение ингибиторов АСПО и растворителей;
- механические ‒ применение штанговых скребков;
- комбинированные ‒ сочетание различных методов;
- эксплуатационные ‒ подбор режима и способа работы скважин.
К механическим методам относят применение пластинчатых и полиамидных скребков, устанавливаемых на штангах НКТ, на месторождениях с
высоковязкой нефтью, при этом не рекомендуется их применение при обводнённости добываемой продукции скважин до 80 % вследствие того, что их
установка приводит к созданию в среде добываемой высоковязкой нефти вы-
78
сокого гидравлического сопротивленя, следствием чего является зависание
насосных штанг.
Влияние диаметра насоса и числа качаний СШНУ на обрыв штанг
На месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», в частности в 2009 г. из 316 обрывов штанг 271 обрыв произошёл по телу штанги,
в том числе 67 из-за больших нагрузок. В настоящее время с нагрузкой более
5 т эксплуатируется более 25 % скважин, что вследствие циклического характера приложенных нагрузок составляет зону повышенного риска обрывов
штанг. Приведённые напряжения на верхние штанги НКТ определяются расчётным путём, например, при максимальной нагрузке 5 т и амплитудной
нагрузке 2,5 т приведённые напряжения на штангах составляют 71 Н/мм 2.
Это напряжение для штанг из нормализованных сталей марок 40 и
20Н2М является близким к допустимому приведённому напряжению.
Таким образом, на подобном фонде скважин необходимо принятие
мер
по снижению нагрузок на колонну штанг либо на замену штанг на более
прочные.
Перспективным направлением снижения нагрузок на колонну штанг
является замена насоса диаметром 57 мм на насос диаметром 44 мм, например
на месторождениях НГДУ «Воткинск». Из 173 скважин, где эксплуатируются
насосы диаметром 57 мм, на 135 скважинах длина хода полированного штока
составляет 2,5 м и менее, т.е. имеется резерв для увеличения длины хода и,
соответственно, возможность замены насоса на насос меньшего диаметра. Замена насосов диаметром 57 мм на насос диаметром 44 мм позволяет снизить
напряжение в штангах до 25 %. На рисунке 4.3 приведена диаграмма растягивающих напряжений в теле штанг в зависимости от местоположения в штанговой колонне насосов диаметрами 57 и 44 мм.
Растягивающие напряжения,
кг/мм2
кг/мм2
79
верхняя точка
1-ой ступени
нижняя точка верхняя точка
1-ой ступени 2-ой ступени
Рисунок 4.3 ‒ Напряжения в теле штанг в различных точках НКТ
для насосов различных диаметров
Из анализа представленных данных следует, что изменение местоположения штанг в колонне позволяет достичь их более равномерного износа и
повысить срока их эксплуатации. Следует отметить, что при повышенном
числе качаний станка-качалки увеличиваются силы гидравлического трения
штанг в НКТ. В условиях образования в НКТ высоковязких эмульсий с вязкостью 1000 мПа·с и более силы гидравлического трения могут достигать нескольких тонн, вплоть до зависания штанг при ходе вниз. В этом случае резко
увеличиваются амплитудные нагрузки, повышая риск преждевременного обрыва штанг, для предотвращения чего применяют химические способы снижения вязкости эмульсии, увеличенные диаметры НКТ снижают число качаний СШНУ.
Входной контроль штанг, поступающих с заводов-изготовителей
При анализе обрывов насосных штанг СШНУ на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», была выявлена высокая обрывность
новых штанг в течение первых двух лет работы, вследствие чего была организована их ультразвуковая дефектоскопия. В начале доля брака в заводской
продукции доходила до 8 %, забракованная продукция возвращалась заво-
80
дам-изготовителям. Так, в частности, штанги диаметром 19 мм Мотовилихинского завода имели следующий объём брака: 2007 г. ‒ 3 %, 2008 г. ‒
0,5 %, 2009 г. ‒ 1,0 %. Ремонтные штанги Очерского завода имели более высокую долю брака: 2007 г. ‒ 6,8 %; 2008 г. ‒ 0,8 %; 2009 г. ‒ 0,8 %.
Необходимо отметить, что, согласно статистическим данным, 5…8 %
обрывов штанг происходит из-за заклинивания плунжера насоса, 25 % ‒
вследствие больших нагрузок на штанги. Устранения подобных обрывов
можно достичь автоматизацией эксплуатации скважин, поскольку при этом
предусматривается отключение СШНУ от перегрузок. Кроме того, в этом
случае предусматривается дистанционная передача данных и сигнализация о
перегрузках диспетчеру цеха добычи нефти и газа.
В настоящее время элементы автоматизации, контроллеры и модемные
аппараты надёжно работают на 210 скважинах месторождений ОАО «Удмуртнефть», оборудованных СШНУ. Автоматическое динамометрирование
работы СШНУ позволяет защитить оборудование от перегрузок, минимальных нагрузок, зависания штанг, заклинивания плунжера, в режиме реального времени информировать диспетчерскую службу о нештатных ситуациях работы СШНУ, что позволяет своевременно реагировать на возникающие осложнения и проводить технологические обработки с целью сохранения целостности штанговых колонн и станков-качалок.
Учитывая вышеприведённые данные, следует отметить, что для месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», необходимо автоматизировать СШНУ, оборудованные насосами диаметром 57 мм, где номинальная нагрузка превышает 5 лет. Автоматизация скважин не предполагает
отмену других профилактических мероприятий по предотвращению обрывов
штанговых колонн.
Применение стеклопластиковых штанг на месторождениях
ОАО «Удмуртнефть»
Как было указано выше, по данным расследований отказов скважин,
24 % обрывов штанг произошло по причине коррозии тела штанг. На 50 %
81
фонда скважин ОАО «Удмуртнефть», оборудованных СШНУ, имели место
условия для интенсивной коррозии оборудования СШНУ и насосных штанг,
когда ингибиторная защита не обеспечивает их защиту от коррозии, в связи с
чем применение неметаллических штанговых колонн является оптимальным
решением проблемы коррозионной обрывности штанг.
В настоящее время на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» стеклопластиковые штанги внедряются в промышленных объёмах по результатам
испытаний, проведённых в 2010-2012 гг. Преимущества применения стеклопластиковых штанг перед стальными заключаются не только в коррозионной
устойчивости, но и в следующем:
- масса стеклопластиковой подвески штанг меньше массы стальной
колонны штанг в 4,0…4,3 раза, в результате чего электропотребление на добычу жидкости снижается на 15…20 %;
- циклический ресурс эксплуатации штанг увеличивается в 5…6 раз;
- существенное снижение отложений АСПВ и неорганических солей,
что увеличивает межремонтный период эксплуатации скважин.
Однако применение стеклопластиковых штанг ограничено вследствие,
в первую очередь, вязкости добываемой жидкости. Из-за значительных сил
гидравлического трения при добыче высоковязких жидкостей в НКТ возрастает вероятность зависания штанг из стеклопластика при ходе плунжера
станка-качалки
вниз
вследствие
небольшой
массы
колонны
штанг
(600…800 кг).
Таким образом, для предупреждения образования высоковязких эмульсий в НКТ необходимо применять деэмульгаторы, совместимые с ингибиторами коррозии. В скважинах с высокой скоростью коррозии скважинного
оборудования рекомендуется применять протекторную защиту и нормализованные штанги из стали марки 15НЗМА.
Исследования работы насосных штанг и результаты проведения опытно-промысловых работ позволили сделать следующие выводы:
82
- для более равномерного износа штанг необходима ротация насосных
штанг после отработки 10…12 млн циклов;
- необходим входной контроль штанг согласно ГОСТ Р 51161-2002,
УЗК новых и отремонтированных штанг;
- для обеспечения целостности насосных штанг и всего оборудования
СШНУ необходимы постадийная телеметрия и автоматизация скважин, в
первую очередь скважин, оборудованных насосами диаметром 57 мм с нагрузкой на полированный шток 5 т и более;
- в скважинах с высокой вязкостью нефти не рекомендуется использовать штанговые скребки вследствие существенного увеличения гидравлического сопротивления трения, амплитудных нагрузок на насосные штанги;
- перспективно использование стеклопластиковых насосных штанг,
эффективных в плане противокоррозионной защиты.
4.4. Метод санации трубопроводов для ликвидации последствий
их коррозионного разрушения
Как показано выше, эксплуатация нефтепромыслового оборудования в
агрессивной жидкостной среде приводит к преждевременному выходу оборудования из строя вследствие коррозии нефтепромыслового оборудования.
Основным видом нефтепромыслового оборудования, подвергающегося коррозионному разрушению, является система трубопроводов. Наличие в перекачиваемой жидкости минерализованной воды, коррозионно-активных компонентов приводит к повышенной скорости коррозии металла трубопроводов
и их преждевременному выходу из строя. В результате происходят аварии
трубопроводов, следствием чего являются разливы транспортируемой нефти
и воды, которые, в свою очередь, сопровождаются экологическим загрязнением почвы, дополнительными финансовыми вложениями на устранение их
последствий, ремонт трубопроводов и поддержание безаварийной работы нефтепромыслового оборудования. Существующие методы проведения ремонтных работ сопряжены с большими капитальными вложениями, связан-
83
ными с проведением земляных работ, монтажом новых трубопроводов, извлечением старых трубопроводов. Необходимо учитывать и затраты на проектирование новых трубопроводов, отвод земли и т.д. [1].
Эффективным способом восстановления работоспособности трубопроводов явился метод санации, успешно испытанный на Бегешкинском месторождении ОАО «Удмуртнефть». С целью восстановления и пуска в работу повреждённого нефтесборного трубопровода «ГЗУ-6 ‒ ГЗУ-2 ‒ ДНС-3»
Бегешкинского месторождения была использована технология футерования
аварийного действующего трубопровода в полевых условиях (протаскивание
в аварийный трубопровод сваренной в плети полиэтиленовой трубы). Принципиальная схема санации представлена на рисунке 4.4. После проведения
санации в мае 2008 г. трубопровод эксплуатируется без каких-либо осложнений ‒ утечек транспортируемой жидкости, изменения давления в трубопроводе.
Рисунок 4.4 ‒ Принципиальная схема санации трубопроводов
К достоинствам метода санации трубопровода следует отнести, что
метод:
- позволяет восстанавливать работу трубопроводов без отвода земли;
- увеличивает срок его эксплуатации;
- приводит к снижению отложения неорганических солей в трубопроводах;
- сокращает срок ремонта трубопроводов;
84
- не требует демонтажа аварийных трубопроводов, увеличения объёмов
строительно-монтажных работ.
В то же время для применения технологии существует ряд ограничений:
- внутренняя поверхность трубопровода должна быть без дефектов
геометрии;
- санация частично снижает проходное сечение трубопровода;
- реализация метода требует остановки трубопровода для ремонта.
За счёт того, что отвод земли не требуется, не следует проводить работы по демонтажу старого трубопровода ‒ экономия затрат на ремонт 1000 м
трубопровода диаметром 114 мм составляет около 600 тыс. руб.
Метод имеет значительные преимущества в болотистых и труднопроходимых местах.
85
Выводы по главе 4
1. Выявлено влияние обводённости продукции скважин на осложняющие факторы добычи нефти месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть». Наиболее вероятными осложнениями при применении технологии ОРЗиД являются: отложение АСПВ в НКТ, коррозия НКТ и нефтепромыслового оборудования, образование высоковязких эмульсий.
2. Необходимость борьбы с коррозией оборудования возникает при
применении технологии ОРЗиД при закачке сточной воды. Максимум отрицательного влияния имеет место при компоновке коаксиальных НКТ и закачке сточной воды по межтрубному пространству скважин между наружной
и внутренней НКТ. При двухтрубной компоновке НКТ наблюдается меньшее
влияние агрессивной сточной воды на нефтепромысловое оборудование. Однако, в любом случае, при закачке сточной воды следует принимать меры по
предупреждению коррозии металла, в частности подачу в систему ППД ингибиторов коррозии, применение футерованных эпоксидными композициями
труб, неметаллических труб.
3. Проблема образования высоковязких эмульсий и борьба с ними при
реализации технологии ОРЗиД актуальна вследствие применения НКТ малого диаметра, при которой повышается вероятность образования высоковязких эмульсий и зависания насосных штанг.
4. Исследованы причины высокой погрешности при измерении содержания воды в продукции высокообводнённых скважин месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть». В зависимости от способа эксплуатации скважин, величины газового фактора, структуры жидкости в НКТ могут
иметь место значительные отклонения при определении содержания воды в
добываемой жидкости при отборе проб на устье скважин. Одним из основных методов снижения погрешности при измерении содержания воды в продукции высокообводнённых скважин может служить применение диспергаторов жидкости на месте отбора проб. Для более точного измерения влагосодержания рекомендуется отбирать большеобьёмные пробы жидкости.
Альтернативой большеобъёмному отбору проб является применение автома-
86
тических поточных приборов для измерения влагосодержания продукции
скважин.
5. Показано, что изменение содержания воды в добываемой продукции
месторождений ОАО «Удмуртнефть» оказывает существенное влияние на
интенсивность отложения АСПВ на поверхности скважинного оборудования.
Установлено влияние обводнённости скважинной продукции на реологические свойства добываемой жидкости, интенсивность протекания коррозионных процессов нефтепромыслового оборудования, отложения на их поверхности осадков неорганических солей.
6. Исследованы проблемы обеспечения целостности штанговых колонн
скважинных насосов. Рассмотрены основные факторы, влияющие на механическую целостность колонн насосных штанг на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», в частности влияние коррозии, отложений
АСПВ, диаметра насоса и числа качаний СШНУ на обрыв штанг. Представлены методы защиты насосных штанг от коррозионного разрушения. Приведена оценка возможности применения стеклопластиковых штанг на месторождениях ОАО «Удмуртнефть».
7. Приведены достоинства метода санации трубопроводов для ликвидации последствий их коррозионного разрушения. Метод успешно испытан на
Бегешкинском месторождении, в частности, для восстановления и пуска в работу повреждённого нефтесборного трубопровода «ГЗУ-6 ‒ ГЗУ-2 ‒ ДНС-3»
была использована технология футерования аварийного действующего трубопровода в полевых условиях (протаскивание в аварийный трубопровод сваренной в плети полиэтиленовой трубы). Представлены достоинства и ограничения применения метода. За счёт того, что отвод земли не требуется, не следует проводить работы по демонтажу старого трубопровода - экономия затрат
на ремонт 1 км трубопровода диаметром 114 мм составляет около 600 тыс.
руб. Восстановление работоспособности трубопровода «ГЗУ-6 ‒ ГЗУ-2 ‒
ДНС-3» Бегешкинского месторождения санацией позволило значительно сократить объёмы строительно-монтажных работ и финансовых затрат. Метод
имеет значительные преимущества в болотистых и труднопроходимых местах.
87
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Показана перспективность использования на многопластовых залежах
месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», технологии одновременно-раздельной добычи нефти из нескольких пластов. Приведены результаты испытаний различных схем оборудования для
реализации технологии:
«ЭЦН ‒ ШГН» и «ШГН ‒ ШГН с применением полых штанг». В результате
применения оборудования для ОРЭ по схеме «ЭЦН ‒ ШГН» установлено:
- средняя текущая наработка скважин «на отказ» возросла до 145 сут;
- средний прирост добычи нефти на одну скважину от внедрения оборудования ОРЭ двух объектов за счёт подключения дополнительных пластов
составил в среднем 17,4 т/сут;
- дополнительная добыча нефти составила 7,335 тыс. т;
- экономический эффект (NPV) составил 8,5 млн руб.;
- всего за период эффекта NPV составил 61,3 млн руб. (исходя из продолжительности эффекта по дополнительной добыче нефти на 3 года).
2. Приведена эффективная модель работы с механизированным фондом скважин, позволившая достигнуть максимального показателя МРП добывающего фонда скважин, существенно снизить эксплуатационные затраты. Разработан алгоритм обоснования выбора наиболее эффективных технологий борьбы со скважинными осложнениями (матрица применения) для месторождений Волго-Уральской нефтеносной провинции.
3. Показано, что альтернативой существующим методам РИР на многопластовых месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, в
частности ОАО «Удмуртнефть», является изоляция интервалов газоводопроявлений специальным блокирующим двухпакерным оборудованием, позволяющем отсекать нежелательные интервалы негерметичности эксплуатационной колонны. Блокирование газопроявлений механическими методами
имеет более высокий процент успешности и низкую стоимость по сравнению
с традиционными методами РИР. Механическое блокирующее оборудование
эффективно и для селективной разработки отдельных пластов, сохранения
88
их коллекторских свойств при глушении скважин и их технологических
промывках, избирательной закачке воды в отдельные пласты.
4. Установлено, что использование блокирующих составов на фонде
добывающих скважин с поглощением эффективно как с технологической,
так и с экономической точек зрения. Экономический эффект, в частности
NPV, рассчитанный для пятисот скважин за 5 лет, в сравнении с применением пакерного оборудования, составляет более 22,5 млн руб. По сравнению с
традиционными обработками NPV составляет не менее 34 млн руб. Индекс
прибыльности метода составляет 1,23.
5. Представлены рекомендации по внедрению технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти на месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Определяющими факторами для выбора скважин-кандидатов
для реализации технологии является наличие значительной мощности неработающих пластов в разрезе нагнетательных скважин, при вовлечении которых в разработку добыча нефти должна составить не менее 5 т/сут. Важным
условием
возможности применения технологии ОРЗиД является наличие
прочной перемычки между нагнетаемыми и добываемыми пластами. Толщина перемычки должна быть не менее 3 м, качество цементного кольца за колонной должно быть таким, чтобы перемычка выдерживала перепад давления 18…20 МПа. В случае применения коаксиальных НКТ рекомендуется,
чтобы температура закачиваемой воды на устье скважины была не ниже температуры насыщения нефти парафином для исключения интенсивного образования АСПО в НКТ.
6. Исследованы основные факторы, влияющие на механическую целостность колонн насосных штанг, в частности влияние коррозии, отложений АСПВ, диаметра насоса и числа качаний ШГН на обрыв штанг. Представлены методы защиты насосных штанг от коррозионного разрушения.
Установлено, что для более равномерного износа штанг необходима ротация
штанг после отработки 10…12 млн циклов.
89
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
АВЭ ‒ аномально вязкие эмульсии;
АСПВ ‒ асфальтосмолопарафиновые вещества;
АСПО ‒ асфальтосмолопарафиновые отложения;
БС ‒ блокирующий состав;
ГЖС ‒ газожидкостная смесь;
ГЗУ ‒ групповая замерная установка;
ГНО ‒ глубинно-насосное оборудование;
ГО ‒ «горячие» обработки;
ГРП ‒ гидроразрыв пласта;
ГС ‒ газовый сепаратор;
ДНС ‒ дожимная насосная станция;
ЗКЦ ‒ заколонная циркуляция;
ИП ‒ ингибитор парафиноотложения;
КИН ‒ коэффициент извлечения нефти;
МОП ‒ межочистной период;
МРП ‒ межремонтный период;
НИЗ ‒ начальные извлекаемые запасы;
НКЛ ‒ нагревательная кабельная линия;
НКТ ‒ насосно-компрессорные трубы;
НПФ ‒ научно-производственная фирма;
ОРЭ ‒ одновременно-раздельная эксплуатация;
ОРЗиД ‒ одновременно-раздельная закачка воды и добыча нефти;
ПАВ ‒ поверхностно-активное вещество;
ПЗП ‒ призабойная зона пласта;
ПО ‒ профилактические обработки;
ППД ‒ поддержание пластового давления;
ПЭД ‒ погружной электродвигатель;
РАСПО ‒ растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений;
РИР ‒ ремонтно-изоляционные работы;
90
СНО ‒ скважинная наработка на отказ;
СПО ‒ спуско-подъёмные операции;
СШНУ ‒ скважинные штанговые насосные установки;
ТКРС ‒ текущий и капитальный ремонт скважин;
ТРС ‒ текущий ремонт скважин;
ТХО ‒ термохимические обработки;
УЗК ‒ ультразвуковой контроль;
УЭЦН ‒ установка электроцентробежного насоса;
ЧРФ ‒ часто ремонтируемый фонд;
ШВН ‒ штанговый винтовой насос;
ШГН ‒ штанговый глубинный насос;
ЭВН ‒ электровинтовой насос;
ЭК ‒ эксплуатационная колонна;
ЭЦН ‒ электроцентробежный насос.
91
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Абашев, Р. Б. Санация как метод продления срока эксплуатации трубопроводов [Текст] / Р. Б. Абашев, А. М. Шайхулов, Ю. В. Шляпников,
Ю. В. Бусыгин // Территория «НЕФТЕГАЗ». ‒ 2009. ‒ № 10. ‒ С. 74-75.
2. Абашев, Р. Г. Дэмульгация нефти и ингибирование парафиноотложений химическими реагентами комплексного действия [Текст] : дис. …
канд. техн. наук / Абашев Р. Г. ‒ Пермь, 1986. ‒ 264 с.
3. Абдулаев, А. Н. Ультразвуковой способ предотвращения твёрдых
отложений [Текст] / А. Н. Абдулаев, М. М. Мадуев, Ю. И. Султанов //
Нефтепромысловое дело. ‒ 1979. ‒ Вып. 7. ‒ С. 13-14.
4. Абдуллин, И. Г. Коррозия нефтегазового и нефтепромыслового оборудования: учеб. пособие [Текст] / И. Г. Абдуллин, С. Н. Давыдов, М. А. Худяков. ‒ Уфа: Изд-во УНИ, 1990. ‒ 72 с.
5. Абдуллин, Р. А. Отложения твёрдой фазы углеводородов в призабойной зоне пласта при термообработке скважин [Текст] / Р. А. Абдуллин,
В. И. Пустогов, В. Г. Грабилин // Нефтепромысловое дело. ‒ 1976. ‒ № 9 . ‒
С. 50-53.
6. Андреюк, Е. И. Микробная коррозия и ее возбудители [Текст] /
Е. И. Андреюк, В. И. Билай, Э. З. Коваль, И. А. Козлова. ‒ Киев: Наукова
думка, 1980. ‒ 288 с.
7. Антипин, Ю. В. Интенсификация добычи нефти из карбонатных
коллекторов [Текст] / Ю. В. Антипин // Нефтяное хозяйство. ‒ 2007. ‒ № 5.
‒ С. 96-98.
8. Аржанов, Ф. Г. О причинах выпадения солей в нефтепромысловом
оборудовании в условиях Западной Сибири [Текст] / Ф. Г. Аржанов,
Н. П. Дунаев, Р. И. Медведский // Нефтяное хозяйство. ‒ 1976. ‒ № 4. ‒ С. 51-53.
9. Аржиловский, А. В. Научные аспекты совместной разработки пластов и технологий ОРЭ(ОРЗ) [Текст] : дис. … канд. техн. наук : 25.00.17 : защищена 20.09.12 / Аржиловский Андрей Владимирович. ‒ Уфа, 2012. ‒ 151 с.
92
10. А. с. 833581 СССР, МКИ С 02 F 5/14, Е 21 В 43/12. Ингибитор отложений неорганических солей [Текст] / С. Ф. Люшин, Г. В. Галеева,
Н. М. Дятлова // Бюл. Открытия. Изобретения. ‒ 1981. ‒ № 20. ‒ С. 53.
11. Афанасьев, И. С. Одновременно-раздельная эксплуатация скважин.
Создание «интеллектуальной» скважины [Текст] / И. С. Афанасьев, А. Г. Пасынков, Д. Л. Худяков, Р. Р. Габдулов, В. И. Никишов, П. И. Сливка //
Нефтяное хозяйство. ‒ 2008. ‒ № 11. ‒ С. 66-70.
12. Ахметшина, И. З. Механизм образования солей в нефтяном оборудовании [Текст] / И. З. Ахметшина, В. П. Максимов, Н. С. Маринин // Нефтепромысловое дело. ‒ 1982. ‒ № 1. ‒ С. 30-35.
13. Барышников, А. В. Внедрение и совершенствование технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин на Южной лицензионной
территории Приобского месторождения [Текст] / А. В. Барышников,
Д. Б. Поляков, Р. Ф. Шаймарданов // Нефтяное хозяйство. ‒ 2010. ‒ № 5. ‒
С. 121-123.
14. Валеев, М. Д. Метод определения притока нефти при одновременно-раздельной эксплуатации скважин [Текст] / М. Д. Валеев, Ю. В. Белоусов,
А. В. Калугин // Нефтяное хозяйство. ‒ 2006. ‒ № 10. ‒ С. 62-63.
15. Валеев, М. Д. Обоснование и основные условия перевода скважин
на одновременно-раздельную эксплуатацию [Текст] / М. Д. Валеев,
А. Е. Бортников, В. Я. Ведерников // Нефтяное хозяйство. ‒ 2011. ‒ № 8. ‒
С. 64-66.
16. Валеев, М. Д. Разработка и результаты испытаний оборудования для
одновременно-раздельной эксплуатации скважин с установками электроцентробежных насосов [Текст] / М. Д. Валеев, А. Г. Газаров, В. А. Масенкин,
А. Н. Немков, Т. М. Миннахмедов // Нефтяное хозяйство. ‒ 2008. ‒ № 2. ‒
С. 86-88.
17. Васильев, Ю. В. Определение среднестатистических характеристик
концентрированной дисперсии парафинов в нефти [Текст] / Ю. В. Васильев,
93
Е. А. Кирсанов, Г. Д. Кожоридзе и др. // Коллоидный журнал. ‒ 1992. ‒ Т. 54.
‒ С. 13-16.
18. Галлямов, А. К. О влиянии асфальтосмолистых веществ на интенсивность запарафинивания
нефтепроводов [Текст] / А. К. Галлямов,
А. Ф. Юкин, Б. Н. Мастобаев // Нефтяное хозяйство. ‒ 1983. ‒ № 3. ‒ С. 42-43.
19. Гарипов, О. М. Общие тенденции развития высокотехнологичного
сервиса при разработке, установке и обслуживании многопакерных систем
для одновременно-раздельной эксплуатации [Текст] / О. М. Гарипов //
Нефтяное хозяйство. ‒ 2009. ‒ № 9. ‒ С. 58-61.
20. Гарипов, О. М. Технология и оборудование для одновременнораздельной закачки воды в несколько пластов одной скважиной [Текст] /
О. М. Гарипов, В. А. Леонов, М. З. Шарифов // Вестник недропользователя
ХМАО. ‒ 2007. ‒ № 17.
21. Гарифов, К. М. Применение одновременно-раздельной эксплуатации пластов в ОАО «Татнефть» [Текст] / К. М. Гарифов, А. В. Глуходед,
Н. Г. Ибрагимов, В. Г. Фадеев, Р. Г. Заббаров // Нефтяное хозяйство. ‒ 2010. ‒
№ 7. ‒ С. 55-57.
22. Гоник, А. А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее
предупреждения [Текст] / А. А. Гоник. ‒ М.: Недра, 1976. ‒ 192 с.
23. Гоник, А. А. Причины и механизм локальной коррозии внутренней
поверхности нефтесборных трубопроводов на месторождениях Западной Сибири [Текст] / А. А. Гоник, Г. Г. Корнилов // Защита от коррозии и охрана
окружающей среды. ‒ 1997. ‒ № 6-7. ‒ С. 2-6.
24. Грехов, И. В. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов
[Текст] / И. В. Грехов, Р. В. Сахнов, О. С. Николаев // Инженерная практика.
‒ 2011. ‒ № 3. ‒ С. 22-23.
25. Гумеров, А. Г. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта [Текст] / А. Г. Гумеров, К. М. Ямалеев, Р. С. Гумеров, Х. А. Азметов. ‒
М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. ‒ 252 с.
94
26. Гуров, С. А. Повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов на основе применения ингибиторной защиты [Текст]:
дис. … канд. техн. наук : 05.26.03 / Гуров Сергей Анатольевич ‒ Уфа, 2003. ‒
168 с.
27. Дияшев, Р. Н. Особенности разработки многопластовых объектов /
Р. Н. Дияшев, А. И. Шавалиев и др. // Обз. инф. Сер. «Нефтепромысловое дело». ‒ М.: ВНИИОЭНГ, 1987. ‒ Вып. 11 (140). ‒ 63 с.
28. Емков, А. А. Стабилизация жестких вод химическими реагентами
[Текст] / А. А. Емков // Нефтяное хозяйство. ‒1980. ‒ № 5. ‒ С. 45-47.
29. Заббаров, Р. Г. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов [Текст] / Р. Г. Заббаров, К. М. Гарифов, В. Г. Фадеев, Р. Н. Ахметвалиев
// Нефтегазовая вертикаль. ‒ 2006. ‒ № 12. ‒ С. 54-57.
30. Заварзин, Г. А. Литотрофные микроорганизмы [Текст] / Г. А. Заварзин. ‒ М.: Наука, 1972. ‒ 156 с.
31. Ибрагимов, Н. Г. Новые технические средства одновременно-раздельной эксплуатации, разработанные в ОАО «Татнефть» [Текст] / Н. Г. Ибрагимов, В. Г. Фадеев, Р. Г. Заббаров, Р. Н. Ахметвалиев, К. М. Гарифов,
А. Х. Кадыров // Нефтяное хозяйство. ‒ 2008. ‒ № 7. ‒ С. 79-81.
32. Инюшин, Н. В. Коррозия внутренней поверхности нефтесборных
промысловых трубопроводов [Текст] / Н. В. Инюшин, А. В Лейфрид.,
А. С. Валеев, П. Р. Ривкин // Нефтяное хозяйство. ‒ 2002. ‒ № 3. ‒ С. 85-86.
33. Казак, А. С. Особенности эксплуатации скважин с высокопарафинистой нефтью в США [Текст] / А. С. Казак // Нефтяное хозяйство. ‒ 1981.
‒ № 6. ‒ С. 78-80.
34. Казанцев, И. Ю. Опыт внедрения технологии одновременнораздельной на Верхнеколик-Еганском месторождении / И. Ю. Казанцев,
А. О. Гордеев, И. А. Вахрушева, А. А. Луценко // Нефтяное хозяйство. ‒
2010. ‒ № 2. ‒ С. 44-47.
95
35. Каменщиков, Ф. А. Борьба с отложениями парафина на месторождениях Удмуртии [Текст] / Ф. А. Каменщиков, Я. Л. Смирнов, Б. М. Сучков и
др. // Нефтепромысловое дело. ‒ 1979. ‒ № 9. ‒ С. 27-29.
36. Кащавцев, В. Е. Предупреждение солеобразования при добыче
нефти [Текст] / В. Е. Кащавцев, Ю. П. Гаттенбергер, С. Ф. Люшин. ‒ М.:
Недра, 1985. ‒ 215 с.
37. Красиков, А. А. Одновременно-раздельная добыча нефти [Текст] /
А. А. Красиков // Нефтегазовая вертикаль. ‒ 2010. ‒ № 11. ‒ С. 44-47.
38. Крякушин, А. И. Результаты и перспективы внедрения одновременно-раздельной
эксплуатации
пластов
в
одной
скважине
[Текст]
/
А. И. Крякушин, Ю. В. Шляпников, А. А. Агафонов, В. И. Никишов // Территория «НЕФТЕГАЗ». ‒ 2009. ‒ № 12. ‒ С. 50-53.
39. Куршев, А. В. Совершенствование комплекса технологий и техническиъсредств для одновременно-раздельной нефтедобычи (в условиях
НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча») [Текст] : дис. … канд. техн.
наук : 25.00.17 : защищена 31.05.12 / Куршев Алексей Вячеславович. ‒ Уфа,
2012. ‒ 140 с.
40. Леонов, В. В. Влияние микробиологического фактора на процессы
коррозии в нефтепромысловых водах Уршакского месторождения [Текст] /
В. В. Леонов, Р. Х. Хазипов, В. А. Илюков, И. Р. Крицкий // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. ‒ 1994. ‒ № 3. ‒ С. 11-14.
41. Леонов, В. А. Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких
пласщъхдной сеткой скважин для повышения их нефтеотдачи [Текст] /
В. А. Леонов // Доклад на заседании общества нефтяников SPE. ‒ Нижневартовск, 2001.
42. Лутошкин, Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды [Текст] /
Г. С. Лутошкин. ‒ М.: Недра, 1983. ‒ 224 с.
43. Люшин, С. Ф. О применении химических методов борьбы с отложениями парафина [Текст] / С. Ф. Люшин, Г. Н. Кундрюцкая // Нефтепромысловое дело. ‒ 1973. ‒ С. 88-94.
96
44. Маринин, Н. С. Отложение солей и борьба с ними на месторождениях Западной Сибири [Текст] / Н. С. Маринин, Г. М. Ярышев, В. А. Ершов //
Нефтяное хозяйство. ‒ 1978. ‒ № 5. ‒ С. 53-54.
45. Масленников, Е. П. Комплекс текущих и концептуальных задач в
целях обеспечения целостности штанговых колонн скважинных насосов
[Текст] / Е. Р. Масленников, Ю. В. Шляпников, А. М. Насыров // Территория
«НЕФТЕГАЗ». ‒ 2010. ‒ № 8. ‒ С. 26-31.
46. Масленников, Е. П. Проблемы и пути повышения МРП скважин на
поздней стадии разработки [Текст] / Е. П. Масленников, Ю. В. Шляпников,
А. М. Насыров // Территория «НЕФТЕГАЗ». ‒ 2009. ‒ № 11. ‒ С. 14-17.
47. Медведев, В. Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на
промыслах [Текст] / В. Ф. Медведев. ‒ М.: Недра, 1987. ‒ 144 с.
48. Михайлов, А. Г. Исследование cолеобразования в скважинном оборудовании в условиях интенсификации добычи нефти и разработка мероприятий по его предотвращению (на примере месторождений ОАО
«Юганскнефтегаз») [Текст]: дис. … канд. техн. наук / Михайлов А. Г. ‒ Уфа,
2003. ‒ 122 с.
49. Михайлов, С. А. Борьба с отложениями солей на месторождениях
Западной Сибири [Текст] / С. А. Михайлов // Нефтепромысловое дело. ‒
1979. ‒ № 9. ‒ С. 25-27.
50. Моисеева, Л. С. Ингибирование углекислотной коррозии нефтегазопромыслового оборудования [Текст] / Л. С. Моисеева, Ю. И. Кузнецов //
Защита металлов. ‒ 1996. ‒ № 6. ‒ С. 565-572.
51. Москвин, В. Д. Состояние и пути решения проблемы солеобразования при добыче нефти [Текст] / В. Д. Москвин, В. Е. Кащавцев // Нефтепромысловое дело. ‒ 1981. ‒ № 10. ‒ С. 28-31.
52. Низаев, Р. Х. Расчёты технологических показателей одновременнораздельной эксплуатации залежей башкирского яруса с применением геологического и гидродинамического моделирования [Текст] / Р. Х. Низаев,
97
Р. Г. Рамазанов, Р. Т. Шакирова, В. Ю. Кондакова, Г. В. Александров //
Нефтяное хозяйство. ‒ 2010. ‒ № 7. ‒ С. 29-31.
53. Никишина, П. А. Результаты лабораторных и промысловых исследований методов борьбы с отложениями парафина [Текст] / П. А. Никишина
// Обзор зарубежной литературы. Сер. «Добыча нефти». ‒ М.: ВНИИОЭНГ,
1971. ‒ 48 с.
54. Никишов, В. И. Карты применимости компоновок для совместной
разработки двух объектов / В. И. Никишов, Р. А. Хабибуллин, А. П. Сметанников, Д. А. Нижевич // Нефтяное хозяйство. ‒ 2009. ‒ № 11. ‒ С. 45-47.
55. Оськин, Н. А. О роли асфальтенов в процессе кристаллизации парафина [Текст] / Н. А. Оськин // Нефтяное хозяйство. ‒ 1973. ‒ № 10. ‒ С. 46-47.
56. Пат. 2183650 Российская Федерация, МПК С 09 К 3/00, Е 21 В
37/06. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений [Текст]
/ Рагулин В. В., Михайлов А. Г., Хасанов М. М., Смолянец Е. Ф.; заявитель и
патентообладатель ООО «ЮганскНИПИнефть». ‒ № 2001113976/04; заявл.
25.05.01; опубл. 20.06.02, Бюл. № 17.
57. Пат. 2211311 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Способ
одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации [Текст] / Леонов В. А., Шарифов М. З., Донков П. В., Медведев Н. Я., Ничеговский В. А., Соловых В. И.,
Спивак Т. С., Хан Г. Б., Щербаков В. П.; заявитель ООО Научноисследовательский институт «СибГеоТех»; патентообладатели ООО Научноисследовательский институт «СибГеоТех», ООО Научно-исследовательский
институт «ГазЛифт» . ‒ № 2001101297/03; заявл. 15.01.01; опубл. 27.08.03,
Бюл. № 24.
58. Пат. 2370641 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Установка
для
одновременно-раздельной
эксплуатации
двух
пластов
[Текст]
/
Гарифов К. М., Ибрагимов Н. Г., Фадеев В. Г., Заббаров Р. Г., Ахметвалиев Р. Н.,
Кадыров А. Х., Басос Г. Ю., Рахманов И. Н., Глуходед А. В., Балбошин В. А.;
98
патентообладатель ЗАО «Татнефть» им. В. Д. Шашина. ‒ № 2008123459/03;
заявл. 09.06.08; опубл. 20.10.09, Бюл. № 22.
59. Пат. 2262586 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12, 34/06.
Скважинная установка для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной [Текст] / Шарифов М. З., Леонов В. А., Ужаков В. В., Красноперов В. Т., Кузнецов Н. Н., Гарипов О. М.,
Гурбанов С. Р., Набиев Н. А., Набиев Ф. А., Синева Ю. Н., Юсупов Р. Ф.; патентообладатели Шарифов М. З., Леонов В. А. ‒ № 2003116852; заявл.
05.06.2003; опубл. 20.10.2005, Бюл. № 29.
60. Пат. на полезную модель 131075 Российская Федерация, МПК Е 21
В 43/14. Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки в одной
скважине [Текст] / Насыров А. М., Недопекин С. М., Пепеляев Д. В., Шляпников
Ю.
В.;
патентообладатель
ООО
«Пермское
конструкторско-
технологическое бюро технического проектирования и организации производства» (RU). ‒ № 2013108856/03; заявл. 27.02.2013; опубл. 10.08.2013, БИ
№ 22.
61. Персиянцев, М. Н. Добыча нефти в осложнённых условиях [Текст] /
М. Н. Персиянцев. ‒ М.: Недра, 2000. ‒ С. 477-479.
62. Потапов, С. С. Борьба с отложениями солей и коррозией в оборудовании тепловой подготовки нефти НГДУ «Мамонтовнефть» [Текст] /
С. С. Потапов, И. С. Кольчугин, В. М. Лимановский, Н. П. Кузнецов //
Нефтяное хозяйство. ‒ 1995. ‒ № 7. ‒ С. 53-54.
63. Прокшина, Н. В. Ингибиторы кислотной коррозии и парафиноотложений на основе сероорганических соединений нефти [Текст]: дис. … д-ра
техн. наук / Прокшина Нина Васильевна. ‒ Уфа, 1990. ‒ __ с.
64. Рахманкулов, Д. Л. Ингибиторы коррозии. Том 1. Основы теории и
практики применения [Текст] / Д. Л. Рахманкулов, Д. Е. Бугай, А. И. Габитов,
М. В. Голубев, А. Б. Лаптев. ‒ Уфа: Гос. изд. науч.-техн. лит. «Реактив»,
1997. ‒ 296 с.
99
65. РД 39-1-219-79. Технология применения новых ингибиторов отложения солей импортного производств [Текст]. ‒ Уфа: БашНИПИнефть, 1979.
‒ 14 с.
66. РД 39-23-702-82. Композиционные составы для ингибирования солеотложения на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты и полиэтилен
полиамин-N-метилфосфоновой кислоты для предотвращения отложения солей [Текст] / М. В. Рудомино, Н. П. Крутикова, Е. К. Колов и др. // Тр. СибНИИНП. ‒ Тюмень, 1982. ‒ 15 с.
67. Ревизовский, Ю. В. Технология совместной закачки в пласт ингибиторов парафина и солеотложения [Текст] / Ю. В. Ревизовский, Р. Ф. Хайруллин,
С. М. Карев и др. // Нефтепромысловое дело. ‒ 1980. ‒ № 10. ‒ С. 20-23.
68. Редько, В. П. Защита от коррозионного разрушения нефтепромыслового оборудования Самотлорского месторождения [Текст] / В. П. Редько,
М. Д. Гетманский, Ф. Н. Маричев, А. С. Курмаев // Сер. «Борьба с коррозией
и защита окружающей среды». ‒ М.: ВНИИОЭНГ, 1986. ‒ Вып. 10. ‒ 60 с.
69. Розанова, Е. П. Микрофлора нефтяных месторождений [Текст] /
Е. П. Розанова, С. И. Кузнецов. ‒ М.: Наука, 1974.
70. Саакиян, Л. С. Защита нефтегазопромыслового оборудования
[Текст] / Л. С. Саакиян, А. П. Ефремов. ‒ М.: Недра, 1982. ‒ 227 с.
71. Саматов, Р. М. Промысловые исследования влияния кислорода на
усиление коррозии трубопроводов [Текст] / Р. М. Саматов, Ф. Г. Арсланов,
Ф. С. Гарифулин, Р. Ф. Гатин // Нефтяное хозяйство. ‒ 2003. ‒ № 1. ‒ С. 72-73.
72. Смолянец, Е. Ф. Осложнения в добыче нефти и борьба с ними
[Текст] / Е. Ф. Смолянец, О. Э. Кузнецов, Л. А. и др. // Нефтяное хозяйство. ‒
1994. ‒ № 2. ‒ С. 36-39.
73. Солодов, А. В. Состояние и перспективы развития химических методов защиты нефтепромыслового оборудования от соле- и парафиноотложений [Текст] / А. В. Солодов, Н. В. Бикчентаева, Л. М. Оленев // Нефтяное
хозяйство. ‒ 1983. ‒ № 12. ‒ С. 24-28.
74. Сулин, В. А. Условия образования, основы классификации и состав
природных вод [Текст] / В. А. Сулин. ‒ М.-Л.: Изд-во АН СССР, 1948. ‒ 224 с.
100
75. Тавлуй, И. В. Опыт эксплуатации и планы развития одновременнораздельной эксплуатации в ОАО «Удмуртнефть» [Текст] / И. В. Тавлуй,
Ю. А. Гаврилюк, А. А. Агафонов, А. Н. Лютиков // Нефтяное хозяйство. ‒
2011. ‒ № 6. ‒ С. 48-51.
76. Тронов, В. П. О механизме парафинизации промыслового оборудования [Текст] / В. П. Тронов // Борьба с отложениями парафина. ‒ М.: Недра,
1965. ‒ С. 50-62.
77. Хисамов, Р. С. Геолого-промысловое обоснование внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов [Текст] / Р. С. Хисамов,
А. М. Евдокимов, Р. Г. Абдулмазитов, Р. Г. Рамазанов, Р. А. Мусин // Нефтяное хозяйство. ‒ 2008. ‒ № 7. ‒ С. 50-52.
78. Хуршудов, А. Г. Прогнозирование углекислотной коррозии нефтегазопроводов [Текст] / А. Г. Хуршудов, А. Н. Маркин и др. // Нефтяное хозяйство. ‒ 1989. ‒ № 11. ‒ С. 59.
79. Шаисламов, Ш. Г. Об одновременной эксплуатации нескольких
пластов (пропластков) одной скважиной [Текст] / Ш. Г. Шаисламов,
Р. А. Янтурин, А.Ш. Янтурин, В.В. Лаптев // Бурение и нефть. ‒ 2007. ‒ № 10.
‒ С. 21-23.
80. Шамилов, Ф. Т. Опыт применения технологий с пакерноклапанным оборудованием на осложненном фонде скважин [Текст] /
Ф. Т. Шамилов // Инженерная практика. ‒ 2011. ‒ № 2. ‒ С. 78-84.
81. Шляпников, Ю. В. Механический метод изоляции прорывов газа и
воды в добывающих скважинах [Текст] / Ю. В. Шляпников, И. И. Бекмансуров, А. М. Насыров // Современные технологии капитального ремонта
скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: матер.
IV междунар. науч.-практ. конф. ‒ Геленджик, 2009. ‒ С. 24-28.
82. Шляпников, Ю. В. Применение блокирующих составов при технологических операциях на скважинах с поглощением [Текст] / Ю. В. Шляпников, Ю. А. Гаврилюк, А. Г. Оксанич // Территория «НЕФТЕГАЗ». ‒ 2009. ‒
№ 10. ‒ С. 62-67.
101
83. Шляпников, Ю. В. Проект «Одновременно-раздельная эксплуатация» [Текст] / Ю. В. Шляпников // Матер. III ежегодн. корпоративн. конф. по
обмену опытом по проектам «Системы новых технологий ОАО «НК «Роснефть» (Бекосово). ‒ М., 2009. ‒ С. 3-13.
84. Янтурин, Р. А. Одновременно-раздельная эксплуатация более двухтрёх пластов при заводнении [Текст] / Р. А. Янтурин, Ш. Г. Шаисламов,
А. Ш. Янтурин // Бурение и нефть. ‒ 2008. ‒ № 7/8. ‒ С. 33-35.
85. Яртиев, А. Ф. Эффективность применения ОРЭ-технологий на объектах ОАО «Татнефть» [Текст] / А. Ф. Яртиев // Нефть, газ и бизнес. ‒ 2009. ‒
№ 7/8. ‒ С. 83-85.
86. A-Barrett, R. The Influence of Magnetic Fields on Calcium Carbonate
Precipitation / R. A-Barrett, S. A. Parsons // Water Research. ‒ 1998. ‒ 32. ‒
Р. 609-612.
87. Baker, J. S. Anti-scale Magnetic Treatment, Water and Waste Treatment
/ J. S. Baker, S. A. Parsons. ‒ 1996. ‒ 39. ‒ Р. 36-38.
88. Parsons, S. A. The Microbiological Quality of Ion Exchange Softened
Water. In Ion Exchange at the Millennium (Ed.) / S. A. Parsons, J. Hubble,
J. Quarmby, J. A Greig. ‒ Cambridge. ‒ July, 2000. ‒ Р. 93-101.
89. Parsons, S. A. Overview of Recent Magnetic Treatment Research at
Cranfield University / S. A. Parsons; MAG3 (ISBN 1 86194 010 6). Cranfield. ‒
April, 1999. ‒ 18 p.
90. Parsons, S. A. The Effect of Domestic Ion-Exchange Water Softeners
on the Microbiological Quality of Drinking Water. Water Research / S. A. Parsons.
2000. ‒ 34. ‒ Р. 2369-2375.
91. Parsons, S. A. Magnetic Treatment of Calcium Carbonate Scale-Effect
of pH Control. Water Research / S. A. Parsons, B. L. Wang, S. J. Judd, T. Stephenson. ‒ 1997. ‒ 31. ‒ Р. 339-342.
92. Jorda, R. M.
Paraffin Deposition and Prevention in Oil Wells /
R. M. Jorda // J. Petrol. Technol. ‒ 1966. ‒ 18. ‒ No. 12. ‒ Р. 1605-1612.
102
ПРИЛОЖЕНИЕ
103