Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении

2.3 Осложнения при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН

В данный момент на Мишкинском месторождении 17 % фонда эксплуатируется установками электроцентробежных насосов, в основном этот фонд является высокодебитным и отказы на этих скважинах сопровождаются большими затратами. В процессе эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН приходится неизбежно сталкиваться с проблемами снижения производительности, нестабильной работой насоса, заклиниванием УЭЦН . Анализируя распределение отказов УЭЦН за 2008 год по причинам (график 1), видим что основной и главной причиной является засорение механическими примесями рабочих органов установок (составляет 47 % от общего числа отказов), далее– снижение производительности УЭЦН и заклинивание рабочих агрегатов установки. Химический состав механических примесей будет различным в зависимости от объекта разработки (рис. 3,4,5), но для всех объектов характерна одна картина, это высокое содержание сульфидов железа которое колеблется от 50 до 70%, такое высокое содержание не может не влиять на нормальную работу оборудования, далее по содержанию преобладают гипс и соли. Эти отложения называют сульфидосодержащими отложениями: в условиях месторождений Удмуртии это, в основном, гипсосульфидоуглеводородные (CaSO3 + FeS + АСПО) и карбонатосульфидоуглеводородные (CaCO3 + FeS + АСПО) отложения. Сульфид железа представляет собой рыхлую черную массу, которая хорошо агрегатируется с другими солями и АСПО, часто играет роль стимулятора образования солей и АСПО в зоне приема насоса, забивая при этом фильтры и рабочие органы насосов, которые в обычных условиях находятся ниже интервала образования АСПО. Работы многих ученых нефтяной отрасли и данные промысловых исследований показывают, что сульфиды железа образуются в большей части в призабойной части пласта при наличии железосодержащей воды и сероводорода в результате изменения термобарических условий при движении жидкости. Образованные "хлопья" сульфида железа, соединяясь с кристаллами других солей и агломератами АСПО, образуют сульфидосодержащие осадки на поверхности оборудования и рабочих органах насосов.

Причины отказов УЭЦН

Интенсивное перемешивание пластовых жидкостей в рабочих органах насосных установок и последующая адсорбция природных стабилизаторов на межфазной поверхности приводит к тому, что в массе самой жидкости и на поверхности оборудования образуются кристаллы и агрегаты самых различных солей в сочетании с мех. примесями и АСПО, приводящие в конечном счете к отказу насосного оборудования.

Наиболее эффективными методами борьбы с солеотложениями в ПЗП, в скважинах и скважинном оборудовании являются методы предупреждения отложений. В зависимости от условий образования и разновидности и химического состава солей методы предупреждения солеотложений могут быть самыми различными. Однако после группирования их по основным направлениям работы по борьбе с наиболее часто встречающимися солями можно назвать следующие методы предупреждения солеотложений:

§  прогнозирование интенсивности солеотложений

§  обработка призабойных зон ингибиторами солеотложений ( или бактерицидами-поглотителями сероводорода для предупреждения отложений сульфида железа)

§  постоянно дозировать в затрубное пространство скважин соответствующие ингибиторы

§  периодически заливать в затрубное пространство расчетное количество ингибитора

§  для ППД применять вместо пресной воды подтоварную

§  периодически обрабатывать закачиваемую в систему ППД воду бактерицидом для снижения в пласте СВБ и сероводорода.

Эффективность данных методов обработки не всегда дает необходимый результат, а применение новых высокоэффективных методов экономически не выгодны или технологически невозможны.

2.4 Обработка скважин с УЭЦН соляной кислотой

При работе с данным фондом предлагается применять соляно-кислотную обработку (СКО), (при условии, что другие методы воздействия и обработки оказались неэффективны), которая по своей результативности превосходит применяемые сегодня технологии восстановления работоспособности УЭЦН. Критерием выбора именно технологии СКО являются следующие основные причины:

§  При расследовании причин отказа УЭЦН в предыдущих ремонтах сделано заключение о причинах отказа в результате солеотложений в рабочих органах УЭЦН и фильтре.

§  Снижение подачи УЭЦН достигает 15-30

§  Частые остановки УЭЦН по причине "защита от перегруза".

§  Остановка УЭЦН по причине заклинивания.

§  Предыдущие СКО были результативными.

§  Отсутствие специальных реагентов - удалителей солей.

§  Отсутствие осложняющих факторов при СКО.

Технология проведения СКО не отличается сложными операциями, наоборот является достаточно простой, но при своей простоте показывает достаточно хорошие результаты. Приготовленный слабокислотный раствор закачивается в затрубное пространство при работающей установке, далее пачка кислоты продавливается расчетным объемом продавочной жидкости. после прокачки кислоты установка останавливается на время реагирования, время реакции определяется с учетом выявленных ранее осложняющих факторов и их процентного содержания и опыта проведения СКО на данной скважине.

После производится пуск установки, неотреагировавшая кислота отбирается в агрегат с последующей закачкой в ПЗП поглощающих скважин, тем самым мы минимизируем отрицательное влияние кислоты на систему сбора и подготовки продукции.

В случае незапуска УЭЦН необходимо иметь дополнительный объем жидкости для принудительного подъема кислота из скважины с дальнейшей утилизацией ее в нагнетательной скважине.

Из комплексных отложений на оборудовании УЭЦН соляная кислота реагирует сульфидами железа, окислами железа и карбонатами. Реагируя с сульфидами железа соляная кислота образует сероводород H2S и растворимую в воде FeCl2, причем в зависимости от количества солей выделенное количество сероводорода может быть значительным. В результате реакции соляной кислоты с карбонатами образуется хлористый кальций, углекислый газ и вода. Исходя из этого требуется добавлять в кислоту и продавочную жидкость соответствующие ингибиторы и добавочные химреагенты.

Технологические показатели операции СКО УЭЦН:

§  Концентрация соленой кислоты - 5-6%

§  Обьем раствора соляной кислоты - 3м3

§  Добавка ингибитора коррозии в раствор кислоты - 0,5%

§  Количество продавочной пластовой воды - по расчету

§  Добавка в продавочную жидкость нейтрализатора сероводорода (СНПХ - 1100, ЛПЭ-32, сонцид 8102) - 500г/м3

§  Добавка ингибитора солеотложений в продавочную жидкость - 60-150 г/м3

Объем продавочной жидкости (пластовой воды) при обратной закачке кислоты рассчитывается по формуле:

Vпр = 0,785 * (D2э.к.-d2нкт) * L эцн + 0,5 (м3);

где:

§  Lэцн - глубина спуска ЭЦН по стволу скважины (м)

§  Dэ.к - внутренний диаметр эксплуатационной колонны(м)

§  d нкт - наружный диаметр НКТ (м)

Рассмотрим эффективность технологии на примере восстановления производительности установки на СКВ 4021 (график 2)

Видно, что установка работала со стабильным снижением дебета, был закачен реагент РАСПО в объеме 500кг, был полечен непродолжительный результат после сего была проведена промывка с реагентом, со временем дебет упал в 3 раза от начального, было принято решение о проведении СКО. В результате чего был получен положительный эффект. В результате проведенной СКО был предотвращен ТРС, восстановлена производительность УЭЦН, продолжительность эффекта сохраняется и составляет более 180 сут, а общая наработка скважины составляет более 350сут.

График 2. Дебет нефти по скв. 4021

График 3. Эффективность солянокислотных обработок

Выводы по технологическому разделу

Всего в 2008 году в НГДУ "Воткинск" было проведено 42 обработки, из них 25 были результативными и на 9 из них мы получили долгосрочный эффект.

Анализируя результаты проведения СКО по скважинам видно что из 28 обработанных скважин на 20 был получен эффект и в 10 из них был предотвращен ТРС.

В процентном соотношении эффективность по скважинам достигает 71% , а по обработкам 76%. (график 3.)

Неэффективность СКО объясняется отсутствием опыта применения данной технологии в условиях наших месторождений. Проводились обработки установок, которые по результатам расследований признавались полностью неработоспособными по причине полного износа рабочих органов, заводского брака, слома вала и т.д.

3. Экономический раздел

3.1 Обоснование показателей экономической эффективности

Основная цель расчетов – экономическая оценка предлагаемого решения по проведению соляно-кислотных обработок скважин оборудованных УЭЦН, отвечающая критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно более полного удаления механических примесей на приеме насоса, предотвращения ТРС, снижения затрат на эксплуатацию УЭЦН.

В данной работе проведена экономическая оценка проведения СКО УЭЦН в НГДУ "Воткинск" за 2008 год.

Экономическая оценка вариантов произведена на основании РД 153-39-007-96 с использованием следующих основных показателей эффективности:

·                   дисконтированный поток наличности (NPV);

·                   индекс доходности (PI);

В систему оценочных показателей также включены:

·                    капитальные вложения,

·                    эксплуатационные затраты на добычу нефти.

В расчетах не учтена инфляция, а также изменение цен на нефть и нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Расчет проведен в рублевом исчислении.

3.2 Нормативная база и исходные данные для расчета экономических показателей проекта

ОАО "Удмуртнефть", являющееся дочерним предприятием ОАО НК "Роснефть", реализует всю добытую продукцию только по корпоративным ценам управляющей компании – 6127,50 руб/т.

Экономический эффект от применения СКО УЭЦН в НГДУ "Воткинск" в 2008 году представлен в таблице 9 .

Таблица 9.

Расчет капитальных вложений производился с учетом необходимого количества соляной кислоты, услуг ООО "СТТ" по закачке и услуг ООО "Сиам-Мастер" по исследованию скважин. Нормативы и расчет капитальных вложений приведены в таблице 10.

Таблица 10.

Базой для расчета нормативов эксплуатационных затрат послужили данные, предоставленные ОАО "Удмуртнефть" за 12 месяцев 2008 года. Эксплуатационные затраты рассчитаны, исходя из зависимости нормативов и технологических показателей.

Нормативы эксплуатационных затрат приведены в таблице 11.

Таблица 11.

Ставки и объем налоговых отчислений приведены в табл. 12.

Таблица 12.

3.3 Расчет экономических показателей проекта

В 2008 году в НГДУ "Воткинск" было поведено 42 обработки СКО УЭЦН. При этом удалось сэкономить 7 698 080 руб. Расчет NPV и PI:

1.               

2.               

Выводы по экономическому разделу

В данном разделе по проектному решению определены основные экономические показатели, к числу которых относятся капитальные вложения, эксплуатационные затраты на добычу и подготовку нефти, дисконтированный поток денежной наличности (NPV), индекс доходности (PI), доход государства (налоги и платежи, отчисляемые бюджет).

По результатам расчётов экономических параметров видно, что предлагаемый проект является вполне перспективным и может быть рекомендован к реализации не только на месторождениях НГДУ "Воткинск", но и "Удмуртнефти" в целом.

За 2008 год проведено 42 обработки. Значение дисконтированного дохода составляет 246 666,64 рубля. Показатель индекса доходности инвестиций – 8,13. Доход государства за год составит 4 953 769,60 руб. Технологическим эффект также является позитивным : в совокупности с другими мероприятиями по увеличению наработки удалось повысить МРП и СНО и снизить количество отказов УЭЦН. Как видно из приведенных цифр внедренный и освоенный нами метод является достаточно эффективным и молозатратным, что в условиях существующего сегодня экономического кризиса является самым приоритетным направлением.

Заключение

Мишкинское месторождение находится в стадии подающей добычи нефти. С начала эксплуатации по состоянию на 01.01.2007 г. из залежи добыто 35809 тыс. т нефти, текущий КИН составляет 0,241 д.ед., отбор от начальных извлекаемых запасов – 63,4 %, текущая обводненность – 88,9 %. Наиболее выработанной по разрезу является центральная часть башкирского объекта, где текущий КИН находится в диапазоне 0,260-0,318 д.ед. Добывающий фонд скважин составляет 401 скважина, в т.ч. 325 скважин эксплуатационного фонда, 74 в консервации и две ликвидированы. Из скважин эксплуатационного фонда действующими являются 273, в бездействии находится 52 скважины, основной способ добычи ЭЦН. Средний дебит по нефти несколько ниже проектного и составляет 5,6 т/сут при проектном 5,8 т/сут. Обводненность добываемой продукции ниже проектной и равна 88,9 % при проектной 89,4%.

В связи с высокой промытостью пластов (по данным исследований), особенно в центральной части залежи, и наличием невовлеченных разработку запасов (по карте остаточных запасов) в данной работе было принято решение о закачке микробиологического реагента для повышения нефтеотдачи пластов СНПХ-9900.

В результате проведенных мероприятий на выбранных участках прогнозируется значительное сокращение добычи попутной воды и увеличение конечного КИН. Дополнительная добыча нефти от внедрения метода на 4 нагнетательных скважинах (№№ 656, 665, 675, 676) составит 13283,6 т., чистый дисконтированный доход – 9005064,3 руб., индекс доходности – 21,24.

По приведенным технико-экономическим показателям можно говорить о том, что метод имеет высокую эффективность и может быть рекомендован для внедрения в производство.

Список использованной литературы

1.                 РД 153-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовнефтяных месторождений - М.: МНП, 1996.

2.                 Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки – М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 639с.

3.                 "Дополнения к проекту разработки Чутырско-Киенгопского месторождения"

4.                 Отчет по проведению опытно-промысловых работ по реализации микробиологической технологии повышения нефтеотдачи пластов СНПХ-9900 – 22 с.

Страницы: 1, 2, 3, 4