Применение блокирующих составов при технологических операциях на скважинах с поглощением Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

эксплуатация скважин

Ю.В. Шляпников, начальник ОРМФС УДНГ ОАО «Удмуртнефть», E-mail: [email protected] Ю.А. Гаврилюк, технолог ЦДНГ НГДУ «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть», E-mail: [email protected] А.Г. Оксанич, директор предприятия ООО «Технотэк-УР», E-mail: [email protected]

применение блокирующих составов при технологических операциях на скважинах с поглощением

При эксплуатации механизированным способом скважин большинства нефтяных месторождений возникают такие осложнения, как: отложения АСПО (асфальто-смолистые парафиновые отложения), образование эмульсии, негерметичность клапанов, вызванная различными отложениями на их поверхности (АСПО, оксиды железа и пр.). Основным и самым эффективным способом устранения данных осложнений являются технологические промывки (горячие промывки нефтью по удалению АСПО, промывки с демульгатором по удалению эмульсий, промывки отказавших скважин и т.д.).

Технология промывок, как правило, заключается в закачке промывочной жидкости через затрубное пространство с дальнейшим выносом удаленных отложений через НКТ в выкидную линию, и основным критерием успешности в данном случае является наличие циркуляции при промывке. На ряде скважин циркуляция жидкости во время промывки отсутствует, что приводит к

снижению эффективности технологических промывок.

В основном эти проблемы возникают на скважинах с низким пластовым давлением и высокой приемистостью пластов. Такие скважины называют «скважины с поглощением».

Специалистами ОАО «Удмуртнефть» совместно со специалистами ГК «Тех-нотэк» был испытан метод промывки

скважин с применением «блокирующего состава», который изолирует интервалы перфорации и не позволяет жидкости двигаться в пласт во время промывки. В результате при промывке появляется циркуляция, которая позволяет эффективно проводить технологические обработки скважин.

В основном эти проблемы возникают на скважинах с низким пластовым давле-

Пара плунжер- цилиндр

НКТ

Нерасследованные

Прочие

14

23

27

45

36

| | Преждевременные | | Всего

10 15 20 25 30 35 40 45 50

Рис. 1. Анализ причин отказов УШГН в 2008 г. (Киенгопское месторождение)

нием и высокой приемистостью пластов. Такие скважины называют - «скважины с поглощением».

На ряде скважин во время закачки промывочной жидкости в затрубное пространство создается столб жидкости, превышающий пластовое давление, в результате чего пласт начинает принимать жидкость и циркуляции через глубинно-насосное оборудование не происходит.

На данный момент на всех месторождениях ОАО «Удмуртнефть» имеется фонд добывающих скважин, который интенсивно поглощает скважинную жидкость при технологических промывках. Такие скважины не дают возможности проводить эффективные горячие обработки и промывки скважин с циркуляцией жидкости из затрубного пространства в выкидную линию. Это, в свою очередь, приводит к преждевременным ремонтам, простоям скважин и недобору нефти. Основными причинами поглощения жидкости добывающими скважинами являются низкое пластовое давление и высокая приёмистость отдельных продуктивных пластов.

Электроприводы ЭВИМТА для задвижек Ду 50 -1200 мм Пневмоприводы ПСДС для шаровых кранов Ду 300 -1000 мм

Монтажные, пусконаладочные, ремонтные работы

на объектах нефтегазового комплекса

а О н о

ю п а ю о

о

0

1

с о

Успешность при нормальной циркуляции

134

49

Всего Успешные

Успешность при отсутствии циркуляции

147

о

I-

о ю

(О

О. I-

ю 5 о я

о

0

1

ц 2

19

Всего Успешные

Рис. 2. Успешность восстановления работоспособности клапанов в 2008 г.

На сегодняшний день на более 40% всего обрабатываемого фонда скважин при технологических промывках наблюдается поглощение жидкости.

Анализ причин отказов в работе оборудования за 2008 г. на оборудованном ШГН фонде скважин Киенгопского месторождения, где проводились испытания, показывает, что из 115 отказов око-

450059, г. Уфа, ул. Р. Зорге, 35 тел./факс: (347) 223-74-15, 223-74-17 е-таН: [email protected] vvww.armgarant.ru

эксплуатация скважин

ло 39% составляют отказы, связанные с работой клапанов (рис. 1). Часть этих отказов можно было избежать и восстановить работоспособность скважин с помощью технологических промывок. Эффективность таких промывок зависит в основном от наличия циркуляции во время промывки.

Успешность восстановления работоспособности клапанов в 2008 г. на скважинах с нормальной циркуляцией составила 37%, тогда как успешность на скважинах с поглощением составляет лишь 13% (рис. 2).

При условии восстановления циркуляции на скважинах с поглощением можно избежать значительного количества ремонтов скважин, а также потерь нефти при простое этих скважин в ремонте и в ожидании ремонта.

ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ НА ФОНДЕ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С ПОГЛОЩЕНИЕМ:

1) низкая эффективность промывок клапанов насосов от АСПО и эмульсии;

2) низкая эффективность промывок лифтов скважин от АСПО, поскольку растворение парафиновых отложений происходит в основном лишь за счёт нагревания колонны НКТ, что в случае применения химических или термохимических методов значительно снижает роль химических реагентов в данном процессе;

3) нарушение коллекторских свойств пласта при насыщении его промывочной жидкостью;

4) увеличение времени вывода скважины на режим.

Таким образом, актуальность поставленной проблемы очевидна, и, соответственно, необходимо искать наиболее эффективные и экономически выгодные пути решения.

В ОАО «Удмуртнефть» данный вопрос решался применением оборудования, включающего в себя пакер и обратный клапан (рис. 3). Данная компоновка предусматривает установку между интервалом перфорации и насосом пакера с обратным клапаном (далее - пакер-отсекатель).

Роль обратного клапана состоит в разобщении интервалов перфорации от зоны приёма насоса при технологических промывках, результатом которого

Обратный клапан УЭЦН на уровне подошвы пласта

Вода

Динамический уровень

*1

Рис. 3. Компоновка пакера и обратного клапана для восстановления циркуляции

Продуктивный пласт

^^-.Ч'.-'.-______

'■■."■■.■■■.■■■Л--: _____

V

Л

Колонна НКТ

Промывочная жидкость

Насос ШГН

Фильтр_

Блокирующий состав

.—

Рис. 4. Принципиальная схема применения блокирующего состава

таблица 1. промысловые данные испытания блокирующего состава

№ П/П № сКв. дата тхо с бс наличие циркуляции моп го нефтью моп тхо с бс изменение моп

1 208 14 апр полная 35 45 29%

2 423 14 апр частичная 62 70 13%

3 375 19 апр полная 40 52 30%

4 976 12 июн полная 67 98 46%

5 300 16 июн полная 33 42 27%

6 1398 19 июн полная 48 64 33%

7 385а 10 июл полная 42 55 31%

8 499 23 июл полная 38 51 34%

9 317 1 авг полная 31 42 35%

10 3011 2 авг отсутствует 51 56 10%

11 987г 3 авг отсутствует 51 48 -6%

12 2962 3 авг полная 32 53 67%

13 1023 4 авг полная 61 78 28%

14 785 4 авг полная 35 46 31%

15 1176 5 авг полная 58 71 22%

16 873 6 авг полная 38 49 29%

17 560 7 авг полная 48 62 29%

18 78 8 авг частичная 64 68 6%

19 475 9 авг полная 67 82 22%

20 2940 9 авг полная 32 41 28%

21 55 10 авг полная 52 65 25%

22 1396 12 авг полная 35 48 37%

23 789 13 авг частичная 40 43 8%

24 42а 13 авг полная 41 55 34%

25 538 14 авг частичная 58 63 9%

26 300 19 авг отсутствует 37 40 8%

27 423 4 сен отсутствует 74 72 -3%

28 497 4 сен отсутствует 60 62 3%

29 489 8 сен отсутствует 51 51 0%

30 435 8 сен полная 74 92 24%

31 2941 25 сен полная 51 70 37%

32 50 22 окт частичная 38 41 8%

является восстановление циркуляции на скважине. Реализация данного метода требует значительных затрат на внедрение и закупку оборудования. В связи с этим совместными усилиями специалистов ОАО «Удмуртнефть» и ГК «Технотэк» на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» была испытана альтернативная технология (рис. 4), позволяющая восстановить циркуляцию при технологических промывках скважин. Данная технология предусматривает закачку непосредственно перед проведением обработки блокирующего состава,

состоящего из полиакриламида, ионо-генного ПАВ и понизителя фильтрации. Блокирующий состав играет роль буфера, перекрывающего интервалы перфорации и не позволяющего промывочной жидкости проникать в пласты с высокой приёмистостью и низким пластовым давлением. Результатом подобного ограничения интервалов перфорации является восстановление циркуляции на скважинах с поглощением. Раствор приготавливается непосредственно на скважине путём запуска агрегата ЦА-320 в работу «на себя» с

постепенным добавлением в расчётный объём жидкости необходимых реагентов. После размешивания вязкость полученной жидкости в зависимости от концентрации реагентов достигает от 80 до 1000 мПа*с и более. При этом необходимо отметить, что объём, вязкость и другие свойства состава зависят от концентрации используемых химических реагентов и могут быть скорректированы по результатам предыдущих обработок. Таким образом подбирается оптимальное соотношение объема блокирующего состава и его вязкости.

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ эксплуатация скважин \\ 67

эксплуатация скважин

Отсутствует Частичная Полная Отсутствует Частичная Полная

Без блокирующего состава С блокирующим составом

Наличие циркуляции

Рис. 5. Эффективность применения блокирующего состава

9%

Полная Частичная Отсутствует

Наличие циркуляции

Рис. 6. изменение межочистных периодов по скважинам таблица 2. сравнительная экономическая эффективность

Основными преимуществами применения блокирующих составов по сравнению с другими методами являются:

• простота внедрения и возможность применения без использования дополнительного оборудования и постановки бригады ТКРС;

• возможность дальнейшего повышения эффективности за счет корректировки технологии использования и объёмов химического реагента;

• возможность выборочного применения метода в зависимости от изменения пластового давления и других факторов.

Эффективность предложенной технологии доказывается практическим применением на фонде скважин с поглощением ОАО «Удмуртнефть». Испытания проводились на 30 скважинах с поглощением, было проведено 32 термохимические обработки(далее - ТХО) с применением блокирующего состава (далее - БС) (таблица 1). Анализ эффективности показал,что в 21 случае произошло восстановление циркуляции при промывке.

Также результаты промысловых испытаний приведены на рис. 5. Восстановление циркуляции однозначно повысило эффективность произведенных промывок. По скважинам с восстановлением полной циркуляции было получено увеличение межочистного периода(далее - МОП)в среднем на 32% по сравнению со средним значением до применения блокирующего состава (рис. 6).

При этом данное значение колеблется по скважинам от 22 до 67% (таблица 1).

вид обработки ед.измер. тхо тхо с пакером тхо с бс

Годовое количество обработок шт. 3042 2173 2254

Затраты на проведение промывок тыс.руб. 100 386 71 709 112 700

Годовое количество ТРС шт. 270 250 220

Затраты на ТРС тыс.руб. 40 500 52 500 33 000

Потери нефти при ТРС тыс.т 22,95 21,25 18,7

Суммарные текущие затраты тыс.руб. 140 886 124 209 145 700

Капитальные вложения тыс.руб. 0 65 000 0

Чистая приведенная стоимость (NPV) тыс.руб. 11 223 33 870

Индекс прибыльности (Р1) доли ед. 1,06 1,23

Увеличение МОП позволит сократить количество обработок скважины и, соответственно, снизить отрицательное влияние промывочной жидкости на пласт.

Экономическая эффективность внедрения данной технологии рассчитана для 500 скважин с начальным МОП 60 суток и приведена в таблице 2 в сравнении с обычными обработками и обработками при внедрении пакера-отсекателя.

Количество обработок рассчитано исходя из количества скважин и среднего МОП с учетом увеличения последнего в случае применения блокирующего состава либо пакера-отсекателя. Количество ремонтов на данном фонде скважин основано на статистических

значениях МРП и учитывает возможный вывод из простоя части скважин с помощью промывок при наличии циркуляции. Затраты на ремонт включают в себя также дополнительные СПО, связанные с подъёмом и спуском па-кера.

Капитальные вложения потребуются лишь в случае применения пакера-отсекателя.

ВЫВОДЫ

Применение блокирующих составов на фонде добывающих скважин с поглощением имеет как технологическую, так и экономическую эффективность.

С технологической точки зрения это: 1) рост межочистного периода;

2) увеличение количества успешных промывок клапанов и лифтов скважин от АСПО и эмульсии;

3) увеличение межремонтного периода и средней наработки на отказ (за счёт увеличения успешности промывок скважин при выводе их простоя);

4) сокращение количества ТРС в связи с уменьшением отказов клапанов. Экономическая эффективность для 500 скважин за 5 лет

В сравнении с пакерным оборудованием чистая приведенная стоимость (NPV) составляет более 22,5 млн руб. В сравнении со стандартными обработками чистая приведенная стоимость (NPV) составляет чуть менее 34 млн руб. Индекс прибыльности предлагаемого метода составит 1,23.

Литература:

1. Сазонов Ю.А. Варианты преобразования уравнения Эйлера и математическая модель первого уровня для центробежного насоса. Бурение и нефть №10, 2008.

2. Сазонов Ю.А. Моделирование совместной работы струйного насоса и центробежного насоса. Территория Нефтегаз №2, 2009.

3. Эйлер Л. Более полная теория машин, приводимых в движение действием воды. - Спб, 1754.

4. Михайлов А.К., Малюшенко В.В.. Конструкции и расчет центробежных насосов высокого давления. Издательство «Машиностроение», Москва, 1971.