Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении (стр. 4 из 5)

- разработка турнейского объекта имеющимися разведочными скважинами с довыработкой запасов боковыми горизонтальными стволами;

- общий фонд скважин – 48, в т.ч. добывающих – 35, нагнетательных - 13;

- фонд скважин для бурения – 42, в том числе 23 горизонтальные;

- резервный фонд – 6 скважин;

- механизированный способ эксплуатации.

Сопоставление фактических показателей разработки по Мишкинскому месторождению за период 2002-2006 г.г. проведено в соответствии с проектными документами: "Технологическая схема разработки Мишкинского нефтяного месторождения" от 1986 года (верейский, башкирский и яснополянский объекты); "Дополнение к технологической схеме разработки Мишкинского месторождения с разбуриванием черепетской залежи горизонтальными скважинами" от 1995 года (турнейский объект); "Дополнение к технологической схеме Мишкинского месторождения (Черепановское поднятие)" от 2000 года; "Авторский надзор за разработкой Мишкинского месторождения" от 2001 года и 2004 года.

2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

Добыча нефти ведется механизированным способом. Коэффициент использования фонда составляет 0,927. По состоянию на 01.07.2007 г. на месторождении числится 1300 скважин. Из них 877 добывающих, в том числе 813 действующих, 248 нагнетательных, в том числе 216 действующих, 92 контрольных и 26 поглощающих скважины (серпуховские отложения), 33 скважины в консервации и 25 ликвидированы. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 8. Общий добывающий фонд месторождения составляет 877 скважин, в т.ч. 813 скважин эксплуатационного фонда, 33 в консервации и 24 ликвидированы. Из скважин эксплуатационного фонда действующими являются 813, в бездействии находится 64 скважины, основной способ добычи ШГН (650 скв. – 80%).

Таблица 8. – Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.07.2007 г.

Разработка месторождения осуществляется при поддержании пластового давления. Для этих целей пробурено 246 нагнетательных скважин, 129 скважин переведены из добывающих, 4 скважины возвращены с других пластов. По состоянию на 1.01.07 г. эксплуатационный нагнетательный фонд состоит из 246 скважины, из которых под закачкой находятся 216, в бездействии – 18.

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.