В основе технологии - гибкие нагревательные кабели с переменной по длине скважины мощностью. Результаты опытно-промышленных испытаний показали устойчивый рост температуры добываемой нефти на уровне устья скважины с +7 до +22,5 ° С, что предотвратило образование АСПО в скважине и обеспечило стабильный дебит.
В России запасы тяжелой, высоковязкой нефти составляют около 55% от общего объема нефтяных запасов. Месторождения таких нефтей расположены в Пермском крае, Татарстане, Башкирии, Удмуртии, Республике Коми.
Учитывая возрастающее значение добычи тяжелых нефтей, предотвращение образования АСПО в насосно-компрессорной трубе (НКТ) сегодня является одной из ключевых технологий эффективной добычи нефти.
Проблема образования АСПО в нефтедобывающих скважинах известна давно. Она связана с тем, что при понижении температуры и разгазировании флюида, поднимающегося по НКТ, нефть теряет способность растворять содержащиеся в ней парафин и смолы.
При добыче парафинистой нефти в верхней части скважины на стенках НКТ происходит отложение парафина и смол. Из-за этого поперечное сечение НКТ сужается, возрастает сопротивление движению жидкости, увеличивается нагрузка на насос. Образование АСПО в скважинах приводит к таким негативным последствиям как:
Таблица 1 - Характеристики нагревателя для обогрева скважин
Параметр |
Значение |
Напряжение питания |
до 1 кВ; |
Линейная мощность |
до 50 Вт/м; |
Длина нагревателя |
до 1,5 км* |
Нагреватель сохраняет работоспособность при: |
|
внешнем давлении |
до 150 атм |
температуре добываемого флюида |
до 70°С |
перегибах |
до 100 перегибов на R = 400 мм** |
Минимальная температура монтажа |
–25°С |
Минимальный радиус изгиба |
не менее 400 мм |
Раздавливающее усилие |
до 12 кН (при скорости СПО до 0,25 м/с) |
Растягивающее усилие |
до 28 кН |
Герметичность |
IP68 |
** при положительной температуре окружающей среды
Для решения данной проблемы в настоящее время используются следующие методы: обработка скважин химическими реагентами, очистка от отложений механическими скребками, тепловая обработка, электрообогрев.
Каждый из данных способов имеет свои преимущества и недостатки. Но наиболее эффективным методом является обогрев ствола скважины электрическим нагревательным кабелем.
Системы кабельного электрообогрева скважин используются на нефтяных месторождениях России с начала 2000-х годов. Основная задача таких систем – обеспечить поддержание температуры движущегося флюида выше температуры выпадения парафина. Как правило, для обогрева скважин используются двух- или трехжильные резистивные кабели постоянной мощности. Данные нагревательные кабели решают задачу обогрева, но не являются оптимальными с точки зрения энергоэффективности. Длина таких нагревательных кабелей подбирается с большим запасом, мощность тепловыделения кабеля определяется зачастую только теплостойкостью его изоляции, а не реальными теплопотерями флюида в НКТ.
Внешние граничные условия, определяющие теплопотери НКТ, переменны по глубине скважины – геотерма грунта имеет наклон около 20–30°С/км. Соответственно, обогрев скважины нагревательным кабелем с линейной мощностью, постоянной по всей длине, приводит к избыточному энергопотреблению системы электрообогрева.
Оптимальным с точки зрения энергопотребления является решение, когда система обогрева работает только в той зоне, где температура флюида в обычных условиях опускается ниже температуры выпадения парафина, а нагревательный кабель имеет переменное тепловыделение по глубине скважины. Причем мощность такого кабеля должна изменяться плавно в широком диапазоне: линейная мощность нижней части кабеля будет близка к нулю, тогда как в приповерхностной части мощность может достигать 70 Вт/м.
В 2015 году специалисты ГК «ССТ» разработали комплексное решение для защиты нефтяных скважин от АСПО – систему Stream Tracer. «Сердцем» данной системы является специальный гибкий самонесущий скин-нагреватель с зонами повышенной и пониженной мощности. Это позволяет существенно снизить энергопотребление системы обогрева скважины за счет повышения эффективности теплоотдачи от нагревателя в нефтяной флюид по сравнению с классическими резистивными системами электрообогрева (СЭО).
На рисунке 1 показано распределение температуры флюида по глубине в реальной скважине, где была установлена система Stream Tracer, в режиме непрерывной добычи. Синяя кривая показывает изменение температуры флюида при номинальном дебите и отсутствии обогрева, зеленая прямая – граничное значение, ниже которого не должна опускаться температура добываемой нефти, чтобы исключить образование АСПО.
Красная кривая соответствует обогреву скважины кабелем с постоянной по длине мощностью, оранжевая – обогреву скважины нагревателем Stream Tracer с участком повышенной мощности длиной 300 м у устья скважины.
Заштрихованная область показывает переизбыток мощности при обогреве кабелем с одной ступенью по мощности относительно двухступенчатого обогрева.
Результаты исследований показали, что для определения оптимальной конфигурации двухступенчатого обогрева конкретной скважины следует принимать мощность «горячего» участка нагревателя на 30% выше мощности «холодного» участка.
Нагреватель для комплекса Steam Tracer выполнен по коаксиальной схеме (рис. 2, табл. 1), причем тепло выделяется как за счет протекания тока в проводниках (40%), так и за счет токов, наведенных в сложном внешнем проводнике (60%). Данное техническое решение позволяет повысить эффективность теплоотдачи от нагревателя в нефтяной флюид по сравнению с классическими резистивными системами электрообогрева. Разделение нагревателя на зоны разной мощности приводит к снижению уровня перегрева флюида и повышению технико-экономических показателей месторождений.
Применение оригинального нагревателя ГК «ССТ» с переменной по длине линейной мощностью позволяет снизить энергопотребление системы обогрева ствола скважины практически на 50%.
Комплекс Stream Tracer состоит из нагревателя, станции управления, трансформатора, устьевого шлюза. Для монтажа и обслуживания Stream Tracer используется мобильный комплекс на базе автомобиля повышенной проходимости и спуско-подъемный механизм (рис. 3, 4).
Специальный нагревательный кабель с помощью мобильного комплекса для установки помещается внутрь НКТ. Нефть в скважине нагревается до температуры, превышающей температуру кристаллизации парафинов, что предотвращает появление отложений.
Необходимо подчеркнуть, что установка и спуск нагревателя занимает не более 2–3 часов и не требует дополнительной квалификации персонала.
Станция управления нагревом контролирует работу всей системы и позволяет как в ручном, так и в автоматическом режиме:
Эффективность системы Stream Tracer и надежность всех ее компонентов подтверждена опытно-промышленными испытаниями на Казаковском месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» с февраля 2016 года по февраль 2017 года. Комплекс обеспечил увеличение температуры добываемой нефти на уровне устья скважины с +7 до +22,5°С и стабильный дебит скважины. При этом энергопотребление системы для поддержания оптимальной температуры нефти уменьшилось на 47% по сравнению с системами подогрева на основе нагревательного кабеля постоянной мощности.
Представленная система обогрева скважин Stream Tracer решает задачу предотвращения образования АСПО в энергоэффективном режиме практически без привлечения дополнительных человеческих и временных ресурсов.
Высокая эффективность обогрева скважины по сравнению с классическими способами электрообогрева достигается за счет размещения гибкого нагревателя внутри НКТ (в непосредственном контакте с добываемым флюидом), а также переменного (по глубине скважины) тепловыделения кабеля.
Повышенная гибкость, механическая прочность и возможность изменения тепловыделения по длине позволяют использовать новую технологию обогрева не только для предотвращения образования АСПО в нефтяных скважинах, но и для предотвращения образования газогидратов в газовых скважинах, для обогрева подводных трубопроводов и участков трубопроводов в местах перехода через реку.
1. А.А. Щепалов. Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие перспективные источники углеводородного сырья: учебно-методическое пособие. – Нижний Новгород: Нижегородский госуниверситет, 2012. – 93 с.
2. Р.Р. Рахматуллина. Исследование раз личных технологий повышения эффективности выработки запасов высоковязких нефтей на турнейских отложениях Ашальчинского месторождения // Сборник трудов «ТатНИПИнефти», 2014, секция 1 «Геология, разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений». – С. 1–16.
3. М.Л. Струпинский, Н.Н. Хренков, А.Б. Кувалдин. Проектирование и эксплуатация систем электрического обогрева в нефтегазовой отрасли: справочная книга. – М.: Инфра-Инженерия, 2015. – 272 с.