книги / Экологически безопасные технологии предупреждения осложнений при разработке нефтяных месторождений

–давление насыщения нефти газом (с учётом изменения термодинамических условий в скважине);

–данные о составе АСПО;

–температуру насыщения нефти парафином;

–глубину начала образования АСПО по данным наблюдений и измерений в ходе проведения ПРС на конкретных скважинах.

38. Повышение эффективности мероприятий по предупреждению образования и удалению АСПО, предупреждению других осложнений требует создания и функционирования системы промысловых и лабораторных исследований, контроля технологических процессов в части, имеющей непосредственное отношение к проявлению осложнений при эксплуатации добывающих скважин и нефтепромысловых систем.

39. Мониторинг (контроль, системный анализ, разработка и реализация мероприятий по оптимизации) эксплуатации добывающих скважин является необходимым условием повышения технико-экономических показателей добычи нефти в осложненных условиях.

71

elib.pstu.ru

9. ПОДГОТОВКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ПРИ ВЫБОРЕ ТЕХНОЛОГИЙ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ И УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Опытом эксплуатации добывающих скважин при добыче парафинистой нефти и образовании асфальтеносмолопарафиновых отложений на поверхностях НКТ и скважинного оборудования установлено, что состав и свойства АСПО могут существенно отличаться в скважинах одного месторождения или одного объекта разработки и даже по глубине одной скважины. Изменение состава и свойств АСПО имеет место и во времени. В целом процесс образования АСПО чрезвычайно сложен из-за влияния на него многих факторов; этот процесс не изучен в такой степени, при которой можно было бы разработать чётко регламентированную методику выбора технологий и технических средств для предупреждения образования АСПО в тех или иных условиях. По этой причине, как уже было отмечено, проведение различных работ, направленных на снижение негативного влияния АСПО при эксплуатации добывающих скважин, основано, прежде всего, на опыте, то есть с преобладанием эмпирического подхода.

При выборе технологий предупреждения образования АСПО в добывающих скважинах месторождения или объекта разработки (залежи) необходимо обобщение имеющихся данных по:

1)глубине начала образования АСПО;

2)интервалам с максимальной толщиной АСПО на стенках

НКТ;

3)распределению температуры жидкости по глубине скважины от забоя до устья;

4)лабораторным анализам состава АСПО;

72

elib.pstu.ru

5)лабораторным данным исследований растворения АСПО

вуглеводородных растворителях;

6)результатам применения технологий и технических средств для предупреждения образования АСПО и их удаления при эксплуатации скважин данного объекта.

Данные по подпунктам 1, 2 и, частично, 6 могут быть получены при выполнении подземных ремонтов скважин. Для этого

вотчётную документацию по проведению ПРС должны вноситься сведения о наличии отложений АСПО и др. на поднятых НКТ и на скважинном оборудовании, а также о состоянии технических средств в составе погружного скважинного оборудования, предназначенных для предупреждения образования АСПО и других отложений.

По результатам анализа исходных данных оцениваются средние значения показателей, которые принимаются в качестве исходных при решении задачи выбора технологий для данного месторождения.

9.1.Выбор углеводородных растворителей АСПО

Для АСПО смешанного и асфальтенового типов следует применять углеводородные растворители с повышенным содержанием нафтеновых и ароматических углеводородов (типа СНПХ-7р-14, ФЛЭК-Р…).

Если по условиям проведения обработки скважины углеводородным растворителем возможно поступление реагента в околоскважинную зону пласта, состав растворителя должен включать нафтеновые и ароматические углеводороды для растворения адсорбированных на горной породе смол и асфальтенов.

Характеристика углеводородных растворителей приведена в табл. 9.1.

73

elib.pstu.ru

74

elib.pstu.ru

Окончание табл. 9 . 1

9.2. Порядок выбора технологий и технических средств предупреждения образования АСПО

1. При отсутствии опыта применения различных технологий предупреждения образования АСПО в добывающих скважинах того или иного объекта разработки первоначально следу-

75

elib.pstu.ru

ет оценить технологическую эффективность применения таких устройств, как магнитные аппараты типа МИОН, МАС, затем штанговых колонн с полиамидными скребками, погружных контейнеров с реагентами (ИКД, ТРИЛ). При недостаточной эффективности перечисленных устройств для промысловых испытаний применяются оборудование для подачи реагента – ингибитора в затрубное пространство, глубинные дозаторы, устьевые дозаторы с трубопроводом к приёму скважинных насосов, греющие кабельные линии.

Годовые затраты при применении различных технологий приведены в табл. 9.2 (по данным применения технологий в

ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в 2006-2007 гг).

Таблица 9 . 2 .

Затраты на оборудование и технологии для предупреждения образования АСПО в скважинах

2. Для месторождений или объектов, по которым имеется опыт применения технических средств и технологий с целью предупреждения образования АСПО или других осложнений, необходимо, прежде всего, проанализировать имеющиеся данные и на этой основе принимать решения по расширению работ в том или ином направлении.

76

elib.pstu.ru

3.Для конкретной скважины, наряду с исходными данными, следует определить межочистной и межремонтный периоды (наработку на отказ) её работы за предшествующее время. Продолжительность этого времени должна быть не менее одного года (за исключением случаев, когда для поддержания заданного режима работы скважины выполняются промывки нагретыми агентами или углеводородными растворителями при МОП<30…50 суток). Межремонтный период следует определить общий (все подземные ремонты, выполненные на скважине) и связанный с осложнениями из-за АСПО и др., то есть период между подземными ремонтами, необходимость проведения которых была обусловлена проявлением осложнений.

4.Основная задача при выборе технологий для предупреждения образования АСПО – уменьшение количества или полное исключение промывок и подземных ремонтов, проводимых с целью депарафинизации скважинного оборудования. Эффективность применения технологии определяется по уменьшению затрат на промывки скважин и ПРС (с учётом затрат на специальное оборудование, реагенты, электроэнергию, обслуживание), а также за счёт дополнительной добычи нефти.

Годовой экономический эффект (Э) включает три составляющие:

где ∆Дпрс и ∆Дпром – уменьшение затрат, соответственно, на ремонты и промывки (в годовом исчислении), руб/год; Дтехн – затраты (годовые) на технологию, включающие затраты на специальное оборудование в виде годовых амортизационных отчислений, затраты на химреагенты и электроэнергию, а также на обслуживание оборудования, руб/год.

Для ∆Дпрс и ∆Дпром можно записать:

elib.pstu.ru

где СР1 и СП1 стоимость, соответственно, одного подземного ремонта и одной промывки до внедрения технологии; СР2 и СП2 эти же показатели после внедрения технологии (руб); P1 и P2 – количество ремонтов до и после внедрения технологии; П1 и П2 – количество промывок до и после внедрения технологии.

При разных видах промывок (углеводородные растворители, нагретые агенты и др.) составляющая ∆Дпром включает соответствующие слагаемые, определяемые с учетом стоимости и количества каждого вида промывок.

Установлено, что внедрение технологий, обеспечивающих предупреждение образования АСПО при эксплуатации добывающих скважин, может приводить к увеличению их средних дебитов по нефти, что отражается на себестоимости её добычи и получаемой прибыли. Известно также, что себестоимость добычи нефти из каждой конкретной скважины зависит от её дебита: с увеличением дебита себестоимость уменьшается по отношению к среднему значению по залежи, месторождению или цеху. Очевидно, что эффективность применения различных технологий на конкретных скважинах должна находиться в определенной зависимости от себестоимости добываемой нефти из скважин с разными дебитами; в первом приближении можно принять:

–себестоимость добычи нефти по конкретному ЦДНГ соответствует среднему значению дебита скважин по нефти и средней обводнённости продукции;

–себестоимость добываемой нефти из скважин с другими значениями дебитов изменяется по правилу обратной пропорциональности по отношению к средней себестоимости (например, увеличивается в два раза при уменьшении дебита в два раза по отношению к среднему значению) с учётом обводнённости:

78

elib.pstu.ru

где Сскв – себестоимость нефти для данной скважины; Сср – средняя себестоимость; qср и qскв – дебит (по нефти) средний и для данной скважины, т/сут; nср и nскв – обводнённость средняя и для данной скважины, объёмные доли; dпост – доля постоянных затрат в средней себестоимости, доли ед.

С увеличением дебита скважины по нефти после внедрения технологии экономический эффект увеличивается на ДQ:

где Q2 – годовая добыча нефти после внедрения технологии, т; Qн – увеличение добычи нефти за год после внедрения технологии, т; Цн – цена реализации нефти, руб/т; С1 и С2 – себестоимость добычи нефти до и после внедрения технологии, руб/т.

За период с 2006 по 2007 г включительно среднее увеличение дебитов нефти за счёт внедрения технологий по предупреждению образования АСПО в расчёте на одну скважину на нефтяных месторождениях в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» составило

1,18 т/сут ( qн).

При предварительной оценке эффективности применения

где Nскв – количество скважин с применением технологий; Кэкспл – коэффициент эксплуатации.

На основе формулы (9.1) и данных табл. 9.18 можно построить номограммы, вид которых для технологии НКЛ приве-

дён на рис. 9.1, 9.2 и 9.3.

79

elib.pstu.ru