В процессе эксплуатации скважин, оснащённых УЭЦН на месторождениях Западной Сибири, нередко возникают осложнения, которые снижают эффективность работы фонда, ускоряют износ оборудования, сокращают межремонтные периоды и повышают затраты на обслуживание. Эти осложнения связаны с геологическими условиями, физико-химическими процессами и механико-техническими факторами [1].

К геологическим проблемам относят загрязнение призабойной зоны, возникающее вследствие осаждения нерастворимых соединений, механических примесей и продуктов химических реакций. Такие процессы уменьшают проницаемость коллектора и ухудшают фильтрационные характеристики. Дополнительное осложнение создаёт колматаж и обводнение продуктивных интервалов, что меняет состав флюидов и отрицательно сказывается на результатах разработки.

Физико-химические процессы проявляются в виде асфальтосмолопарафиновых отложений, перекрывающих сечение насосно-компрессорных труб и элементов оборудования. Серьёзную проблему представляют солеотложения, формирующиеся при изменениях давления и температуры, а также газогидратные образования, возникающие в условиях пониженных температур при наличии свободного газа и воды. Не менее опасна коррозия, вызванная агрессивной средой, содержащей кислородные соединения, углекислый газ и сероводород, так как она разрушает металлические элементы конструкции.

К механико-техническим осложнениям относят вынос песка, шлама и других твёрдых частиц, ускоряющих эрозию рабочих поверхностей, а также образование газовых пробок, приводящих к нестабильности работы оборудования. Дополнительные трудности возникают при заклинивании узлов насосно-компрессорного комплекса из-за роста отложений. К повреждениям кабельных линий, нарушению герметичности соединений и сбоям в работе техники также часто приводит наличие твёрдых примесей и агрессивных компонентов в добываемой продукции.

Наиболее распространёнными и в то же время наиболее серьёзными осложнениями на Приобском месторождении считаются асфальтосмолопарафиновые и солевые отложения, а также накопление механических примесей. Именно эти факторы являются основной причиной выхода оборудования из строя. Согласно анализу фонда скважин, более семидесяти процентов эксплуатационных отказов связано с указанными осложнениями. В связи с этим в рамках настоящего исследования основное место уделяется рассмотрению технологий предупреждения и устранения отложений, так как именно они во многом определяют надёжность, результативность и экономическую стабильность работы механизированного фонда.

В производственной практике региона применяется целый комплекс мер по борьбе с осложнениями. Используются химические, тепловые и механические методы, отличающиеся условиями внедрения, техническими возможностями и ограничениями. Систематизированный перечень технологий, используемых на объектах Западной Сибири для предотвращения и устранения загрязнений и отложений, а также их сравнительная характеристика приведены в таблице 1.

Рассмотрение технологий, приведённых в таблице, позволяет сделать вывод, что выбор способа устранения осложнений определяется не только их характером, но и условиями эксплуатации, составом продукции и возможностями технического обеспечения. Практика эксплуатации месторождений Западной Сибири показывает, что наилучшие результаты при борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями обеспечивают химические методы, в частности постоянное введение ингибиторов парафиноотложений [2]. Такой подход отличается продолжительным действием, способствует увеличению межремонтного периода, снижает потребность в частых механических очистках и уменьшает число вынужденных остановок скважин. Преимущество данного метода заключается в его профилактическом эффекте, а также в меньшей зависимости от глубины расположения осложнений и климатических условий по сравнению с механическими и тепловыми решениями.

С экономической позиции наиболее доступным способом остаётся использование скребков. Эта технология отличается простотой реализации и невысокой стоимостью, однако её эффективность ограничена краткосрочным результатом и необходимостью регулярного повторения. По тем же причинам горячая промывка применяется в основном как разовое средство и не обеспечивает длительной защиты, особенно если очаги отложений находятся на значительной глубине.

Для снижения негативного влияния механических примесей на работу оборудования наилучшие результаты показывают фильтры с функцией самоочистки, а также многоступенчатые сетчатые конструкции, которые обеспечивают комплексную защиту насосной установки. Их применение особенно актуально в скважинах с повышенным содержанием песка, а также после проведения гидроразрыва пласта, когда количество выносимых частиц значительно возрастает.

Таблица 1

Отложения и технологии борьбы с ними на месторождениях Западной Сибири

В целом анализ показывает, что с точки зрения эксплуатационной надёжности и оптимизации затрат наибольшую практическую ценность имеют технологии профилактического характера, преимущественно основанные на применении химических реагентов. Такие решения позволяют не только поддерживать стабильность работы скважин, но и обеспечивают снижение совокупных расходов в долгосрочной перспективе.

Выбор конкретного метода всегда должен базироваться на геолого-физических характеристиках объекта и условиях эксплуатации. К числу наиболее значимых факторов относятся давление и температура в зоне работы установки, величина дебита, состав добываемых флюидов и свойства породы-коллектора. Систематизированные данные о методах борьбы с отложениями, применяемых на месторождениях Западной Сибири, а также их соответствие указанным параметрам представлены в таблице 2.

Таблица 2

Зависимость выбора методов борьбы с отложениями от промысловых и геолого-физических условий

Анализ данных, представленных в таблице 2, показывает, что эффективность борьбы с отложениями во многом определяется соответствием выбранной технологии конкретным условиям работы скважины. Так, при повышенных температурах и среднеобводнённой продукции с высоким содержанием асфальтенов, смол и парафинов наибольший эффект достигается за счёт систематического введения ингибиторов и использования насосно-компрессорных труб с защитными покрытиями. В отношении солеотложений оправданными мерами остаются закачка ингибиторов непосредственно в пласт и проведение кислотных обработок. При увеличенном количестве механических примесей целесообразно применять шламоуловители и многоступенчатые фильтрующие системы [3].

Условия эксплуатации на Приобском месторождении — высокое содержание смолисто-парафиновых компонентов, температура до 120 °С, пластовое давление до 35 МПа и дебиты от 5 до 50 м ³ /сут –подтверждают обоснованность использования таких решений. На практике постоянное дозирование реагентов, проведение термообработок и применение механических очисток доказали свою эффективность: они позволили снизить количество отказов оборудования, увеличить его срок службы и продлить межремонтные периоды.

В целом можно констатировать, что сформированная стратегия эксплуатации соответствует реальным условиям разработки. Вместе с тем перспективным направлением остаётся внедрение новых технологий, которые способны повысить надёжность и устойчивость системы. К ним относятся фильтры с функцией самоочистки, особенно востребованные при значительном количестве механических примесей, наномодифицированные ингибиторы с улучшенной адгезией и стойкостью к высоким температурам и агрессивным средам, а также антиадгезионные покрытия для насосно-компрессорных труб, например Majorpack, препятствующие налипанию твёрдых отложений и снижающие риск заклинивания оборудования.

Литература:

1. Александров В. В. Методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями: дис.... канд. техн. наук / В. В. Александров. — Санкт-Петербург, 2022. — 180 с.
2. Гуторов А. Ю. Механизм и условия образования асфальтосмолопарафиновых отложений в условиях завершающей стадии разработки нефтяных месторождений / А. Ю. Гуторов, Л. В. Петрова // Нефтепромысловое дело. — 2014. — № 2. — С. 23–26.
3. Иванов С. П. Технологии предупреждения и предотвращения солеотложений в скважинах / С. П. Иванов, Д. Е. Козлов // Известия вузов. Нефть и газ. — 2019. — № 6. — С. 12–18.