CC BY
37УДК 622.276
АНАЛИЗ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГРЕЮЩИХ КАБЕЛЕЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО «НАРЬЯНМАРНЕФТЕГАЗ»
В. А. Чеботников
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, электрообогрев, показатели работы скважины Key words: asphaltene deposition, electric heating, the indicators of the well
В продуктивных горизонтах нефть и газ залегают в соседстве друг с другом, водой, рассолами, солями и др. В нефти находятся парафин, смолы, асфальтены, гидраты, сера, сернистые соединения, газы и другие соединения. Часть из них находится в растворенном состоянии и может выпадать в виде твердых частиц, закупоривать поры пласта, создавать отложения на трубах, в насосах и т. п. в зависимости от условий залегания и извлечения углеводородов. По мере разработки залежей углеводородов термобарогидрогазодинамические условия изменяются, способствуя возникновению и развитию негативных явлений: закупоривание пор коллектора и выпадение асфальтосмолопарафиновых образований (АСПО) в лифте НКТ и подземном, наземном оборудовании скважин.
Известно немало случаев, когда система разработки и способы ее осуществления провоцируют осложнения, которые в начальных условиях разработки не обнаруживались.
Эксплуатация скважин на некоторых месторождениях связана со значительным увеличением затрат на проведение работ по депарафинизации колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) и выкидных линий. Парафины хорошо растворяются в нефти при температурах выше 30 - 40°С. При добыче нефти температура снижается, что приводит к выпадению парафинов из нефти. Для успешной борьбы с отложениями парафина необходимо определить основные термодинамические параметры газожидкостного потока в скважине - изменение температуры и давления по стволу скважины, давление насыщения нефти газом, а также глубину и интенсивность отложения парафина в зависимости от производительности скважины и обводненности ее продукции. Необходимы также данные о составе парафиновых отложений и температуре их плавления. Такие исследования обусловливают выбор наиболее эффективного метода борьбы с отложениями парафина в конкретных условиях.
На объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз» добываются нефти с большим содержанием парафинов, смол и асфальтенов, для предотвращения отложения данных компонентов на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, начато внедрение и эксплуатация скважинных греющих кабелей, принципиальная схема которой представлена на рис. 1.
Рис.1. Схема обустройства нагревательным кабелем УПС
64 Нефть и газ № 3, 2011
В условиях вечной мерзлоты, тепловой метод предотвращения образования АСПО эффективен по технической и экономической оценкам [1]. Данный метод применяется на нефтяных скважинах, а также для предупреждения замерзания артезианских скважин, находящихся в простое.
Конструктивные особенности используемого кабеля подразумевают, прежде всего, его особенности эксплуатации, крепление на устье скважины и работу в подвешенном состоянии, при повышенной температуре нагревательных жил, в агрессивной газожидкостной среде. Поэтому кабель, кроме проволок грузонесущей брони, имеет армированную полимерную оболочку, а при применении строительных длин кабеля свыше 1000 м -центральный грузонесущий кабель-трос. Для повышения надежности кабеля нагревательные проводники, подключаемые к различным полюсам питания, разделены на группы через изолирующие жгуты. Схема конструкции нагревательного грузонесущего кабеля представлена на рис. 2.
1 г з
Рис. 2. Конструкция нагревательного грузонесущего кабеля:
1 - центральные жилы глубинного термодатчика; 2 - изоляционная оболочка;
3 - первый повив брони грузонесущего кабель-троса (для длин свыше 2000 м.); 4 - второй повив брони
грузонесущего кабель-троса (для длин свыше 2000 м.); 5 - промежуточная оболочка №1; 6 - промежуточная оболочка №2; 7 - изоляция токопроводящих жил; 8 -токопроводящие жилы нагревательных элементов; 9 - сердечник изолирующего жгута; 10 - разделяющие изолирующие жгуты;
11 - изоляционный слой нагревательного элемент; 12 - промежуточная оболочка;
13 - 1-й повив брони; 14 - 2-й повив брони; 15 - оболочка
На фонтанных скважинах после применения установок прогрева скважин (УПС) из-за снижения вязкости происходило увеличение дебита от 10 до 20%.
Как показал опыт эксплуатации при работе установки прогрева скважин, срок службы погружного оборудования увеличился до двух раз, стабилизировалась работа пласта. Кроме того, произошло очищение прилегающих трубопроводов, в результате чего исключается тепловая обработка выкидных линий и близлежащих трубопроводов даже при низких (до -40°С) температурах окружающего воздуха [2].
Во время работы кабель нагревает лифт НКТ по наружной или внутренней поверхностям, которые, в свою очередь, нагревают жидкость, проходящую по НКТ, непосредственно в лифте скважины до температуры, близкой или превышающей температуру образования отложений. При этом ожидается увеличение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин, оборудованных ШГН, из-за предотвращения образования парафиновых отложений с помощью прогрева нефтяной жидкости. В результате реализации опытно-промышленных испытаний ожидается рост эффективности работы скважины при стабильном режиме работы подземного оборудования, улучшении параметров работы пласта, увеличении межремонтного периода работы скважины, отсутствии текущих простоев и тепловых обработок лифта и прилегающих трубопроводов.
При этом поддержание температурного режима жидкости внутри НКТ позволяет поддерживать чистоту лифта скважины и беспрепятственно проводить любые виды работ в скважине.
При спуске греющих кабелей в скважины поддерживается температура на устье -30-320С, соответствующая порогу начала образования АСПО. Данные по скважинам представлены в табл. 1.
№ 3, 2011
Нефть и газ
65
Таблица 1
Показатели работы скважин, оборудованных греющими кабелями
Пор. ном. Дата пуска Ном. скв. Месторождение Глубина спуска кабеля, м Дебит до спуска кабеля, м3/сут Дебит после спуска кабеля, м3/сут N (кВт) Температура на устье, °С Прирост дебита
м3/сут %
1 21.05.2006 6 Перевозное 1600 35 125 58 32 90,0 257%
2 02.06.2006 45 Мядсейское 1150 45 63 52 33 18,0 40%
3 14.01.2007 2107 Перевозное 1400 80 263 65 34 183,0 229%
4 21.01.2007 66 Мядсейское 1150 36 47 55 36 11,0 31%
5 22.02.2007 201 Тобойское 1300 86 122 60 30 36,0 42%
6 28.02.2007 35 Мядсейское 1150 44 58 50 32 14,0 32%
7 12.03.2007 202 Тобойское 1400 45 63 50 32 18,0 40%
В среднем по месторождению 52,9 100%
Использование греющих кабелей значительно упрощает условие эксплуатации скважин (см. табл.1), так как отпадает необходимость использования ингибиторов и очищающих устройств, наблюдается увеличение дебита по скважинам (см. рис. 1).
Дебит скв. 6 и 2107 увеличился на 90 и 183 м3/сут соответственно (рис. 3). Скважины не могли работать нормально при установившихся термодинамических условиях. После начала использования греющего кабеля установили благоприятный режим работы скважин, о чем свидетельствует увеличение дебитов.
280260 240 220
200 £ 180
£ 160 а
, 140 | 120 (=Д 100 80 60 40 20 0
6
45
35
202
2107 66 201
№ скважины □ Дебит до спуска кабеля □ Дебит после спуска кабеля Рис. 3. Изменение дебита скважин при использовании УПС
На текущий момент на Мядсейском, Перевозном и Тобойском месторождениях работает 14 установок прогрева скважин. Средний срок наработки оборудования составил 346 дней. За последний год на скважинах, оборудованных УПС, остановок по причинам выпадения АСПО не наблюдается.
Широкое применение греющие кабели на добывающих скважинах получили на Перевозном месторождении. Наблюдается безаварийная работа скважин за весь период эксплуатации совместно с УПС. Основные показатели работы УПС на скважинах представлены в табл. 2.
Таблица 2
66
Нефть и газ
№ 3, 2011
Показатели работы УПС на скважинах Перевозного месторождения
Пор. Ном Месторождени е Ном скв. Тип скважин ы СУ для Гр. Кабеля Кабель Н спуск а Т на усть е Т каб Наработк а Примечани е
1 Перевозное 2107 Нефть УПС-150-06100 Наруж. (плоский ) 1380 35 67 596 Постоянно в работе
2 Перевозное 3024 Нефть НЭК-011М/16 0 Внутр. (круглый ) 1100 35 56 348 Постоянно в работе
3 Перевозное 3010 Нефть НЭК-011М/16 0 Наруж. (плоский ) 1080 33 52 318 Постоянно в работе
4 Перевозное 3014 Нефть УПС-150-0080 Внутр. (круглый ) 940 39 69 331 Постоянно в работе
5 Перевозное 3020 Нефть УПС-150-06100 Внутр. (круглый ) 900 39 68 267 Постоянно в работе
6 Перевозное 3017 Нефть УПС-150-0080 Наруж. (плоский ) 935 33 64 217 Постоянно в работе
7 Перевозное 3013 Нефть НЭК-011М/16 0 Наруж. (плоский ) - - - 101 Выключен
8 Перевозное 3012 Нефть УПС-1500-0080 Наруж. (плоский ) - - - 43 Выключен
Выводы
• Использование УПС на месторождениях ООО «Нарьянмарнефтегаз» позволило увеличить дебит фонтанных скважин в среднем на 52,9 м3/сут.
• За время использования греющих кабелей полностью исключен отказ работы скважин по причине отложения АСПО, срок службы погружного оборудования увеличивается до двух раз, стабилизируется работа пласта.
• Отпала необходимость использования ингибиторов, очищающих устройств и обработка скважин горячей нефтью.
Список литературы
1. http://www.ns-nn.ru/.
2. Каменщиков Ф. А. Тепловая депарафинизация скважин. - М. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2005. - 254с.
Сведения об авторе
Чеботников Владислав Анатольевич, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 89224704739
Chebotnikov V. A., postgraduate student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 89224704739
№ 3, 2011
Нефть и газ
67
