![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •Мероприятия по предупреждению и борьбе
- •Введение
- •Анализ ”полётов” установок уэцн в Западной Сибири
- •Использование пластмассовых ступеней
- •Использование новых износостойких материалов
- •Применение установок меньших габаритов
- •Искривление ствола скважины
- •Механические примеси
- •Песочный якорь
- •Методы борьбы с асфальтено - смолисто-парафиновыми отложениями в глубинном оборудовании добывающих скважин
- •Снижение продуктивности скважин
Методы борьбы с асфальтено - смолисто-парафиновыми отложениями в глубинном оборудовании добывающих скважин
В глубинном оборудовании добывающих скважин Асомкинских месторождений, оборудованных УЭЦН, отложения асфальта-смола-парафинов (АСПО) наблюдаются на внутренней поверхности НКТ, начиная с глубины 800 метров и выше. Зафиксированы случаи образования отложений на глубине 1000 метров. Кроме того, в некоторых случаях было обнаружено наличие отложений на наружной поверхности НКТ, то есть в затрубном пространстве скважины. В процессе эксплуатации добывающей скважины без применения превентивных мероприятий по борьбе с отложениями парафина происходит образование «глухих» пробок АСПО на глубине 200 — 500 метров от устья скважин.
Для
борьбы с отложениями АСП в ПДНГ применяются
несколько методов защиты и
удаления,
но наиболее распространенные методы —
это применение скребков и горячая
промывка
жидкостью. Основное достоинство этих
методов — малая себестоимость работ,
а
недостатки
существенные — влияние температуры на
кабель подачи энергии к УЭЦН, малый
межочистной
период, и как следствие, наибольший риск
образования "глухой" пробки. Дело
в
том, что
для прохождения скребка необходимо
чтобы просвет в месте образования
отложений
не был
меньше диаметра скребка и был достаточно
небольшой интервал отложений по
глубине.
На некоторых скважинах межочистной
период при работе скребками может быть
очень
маленький 2-3 суток. Кроме того, очистка
внутренней поверхности НКТ скребками
не
может быть
достаточно эффективной. Остается
некоторое количество АСПО, которое
продолжает
быть центром начала кристаллизации
парафина, что ведет к ускорению
образования
новых кристаллов и быстрому наращиванию
толщины отложений. По результатам
анализа,
проведенного ЮганскНИПИнефть в 1997 году
на Асомкинской группе
месторождений,
было определено, что наиболее эффективным
средством по ликвидации
АСПО в
скважинах, оборудованных УЭЦН, является
нагревательный прибор типа Н-1
поддерживающий
температуру при прохождении тока через
электролит. Недостатком этого
прибора
является то, что температура создается
только на корпусе прибора и при прохождении
большого
интервала парафина возможна повторная
кристаллизация в верхней части, что
может привести к прихвату геофизического
кабеля. В 2001 году на Приразломном
месторождении
применялась
аппаратура индукционного нагрева
скважин марки ИТВ. Это устройство в
настоящее
время
представляет собой наиболее современный
метод по ликвидации АСПО. Принцип
работы
этого метода основан на нагреве металла
токами высокой частоты, в результате
чего в
месте
прохождения шести килограммового
прибора диаметром 42 мм нагреваются
стенки НКТ
и обсадной
колонны. Встроенный в корпус прибора
термометр обеспечивает индикацию
температуры
в месте текущего расположения прибора
и позволяет оперативно оценить
длительность
воздействия на АСПО в каждой точке
заданного интервала. Отличительной
особенностью
и преимуществом данного метода от
наиболее близких технических решений
-
нагревательных
приборов является более широкое
температурное воздействие за счет
нагрева высокочастотным излучением
стенок колонн, отсутствие прямого
контакта высокотемпературной части
прибора с АСПО, воздействие на АСПО,
образовавшееся в затрубном пространстве
скважин. Однако побочным эффектом этого
воздействия является влияния температуры
на энергетический кабель УЭЦН укрепленный
клямсами к НКТ. Возможность снижения
температуры ниже температуры плавления
изоляции кабеля позволяет
уменьшить
вероятность такого повреждения. В
процессе проведения более 400 скважинно-
-операций
на скважинах Приразломного месторождения
не было зарегистрировано ни одного
отказа по
этим причинам. Однако необходимо
отметить, что работы проводились в
скважинах
в большинстве
случаях оборудованных УЭЦН фирмы «РЭДА»
кабель установки, которой
рассчитан
на воздействие температуры до 120 градусов.
Для более детального анализа взята
скважина
№ 5402 куста № 22 Приразломного месторождения,
оборудованная отечественной
установкой
с насосом ЭЦН-45 — 1500 спущенного на НКТ
73 мм и 60 мм — диаметра (кабель
отечественных
установок имеет гарантийную стойкость
к воздействию температур 90
градусов
по Цельсию). На ней за период с мая по
декабрь 2001 года
(шесть месяцев) было
сделано
12 операций по ликвидации АСПО, то есть
по две в месяц. За это время отказов не
зарегистрировано.
Эффект от ликвидации отложений в виде
изменения суточного дебита
жидкости
и межочистной период работ показан на
графике 1. На графике 2 показана динамика
суточных
дебитов жидкости за период времени,
когда проводились операции по ликвидации
отложений
аппаратурой ИТВ.
На графике видно, что дебит скважины, когда ее НКТ очищены от отложений, изменяется в интервале значений от 33 до 14 м3 в сутки с обводненностью продукции 3,5%. Среднестатистическое значение дебита 20 м3 в сутки в режиме работы без отложений и 12,5 м3 в сутки с отложениями в НКТ. Разница между ними 7,5 м3 в сутки. За трех месячный период работы скважины с отложениями потеря добычи скважинкой продукции может составить 600— 700 мЗ, или 2400 — 2800 мЗ в год.
Необходимо отметить, что использование нагревательных приборов для удаления АСПО с большой рабочей температурой (с ТЭНами) может привести к образованию не растворимых в продукции скважин углеводородных соединений. Кроме того, потребление энергии в процессе работы нагревательными приборами на 20-30% больше, чем аппаратурой индукционного нагрева.
Из химических способов могут быть использованы ингибиторы парафиноотложения с деэмульгирующими свойствами типа СНПХ, ингибиторы Х-TOL, XT-48-W, композиционные реагенты ИП-1,ИП-2, ИП-3, ИП-5, стабильный газовый конденсат, нефраст и др. одним из наиболее эффективных ингибиторов парафиноотложения является ТХ-1907, выпускаемый ЗАО «ЛУК-Травис кемикалс» (г, Когалым, Тюменская область).
Выводы и рекомендации:
• Наиболее эффективными для ликвидации отложений АСП в глубинном оборудовании скважин оборудованных УЭЦН являются метод индукционного нагрева, использующий токи высокой частоты и нагревательные приборы с нагреванием электролита под действием тока.
• Отличительной особенностью индукционного метода является возможность ликвидации АСПО из затрубного пространства скважин и прогрев не только стенок НКТ но и стенок эксплуатационной колонны. Термометр, встроенный в корпус скважинного прибора обеспечивает индикацию температуры в месте установки прибора, и оценить длительность пребывания прибора в данной точке. Интенсивность температурного воздействия на кабель УЭЦН можно снизить уменьшением температуры нагревания ниже критической величины (например, с 90 градусов Цельсия до 70 градусов по шкале Цельсия).
• Использование нагревательных приборов типа ТЭН не рекомендуется из-за возможности образования при воздействии высокой температуры на АСПО нерастворимых веществ.
• Несмотря на минимальные затраты на проведение работ по очистке НКТ скребками, этот способ ликвидации отложений парафинов эффективен в достаточно малом фонде скважин. Это скважины с небольшой глубиной и интервалом образовывающихся отложений АСП и достаточно большим межочистным периодом. И даже в таких случаях происходит потеря добываемой продукции за счет остаточной толщины отложений и быстрому росту на ней кристаллов парафина.
• Наибольший эффект от работ по ликвидации АСПО можно получить со скважин работающих в установившемся режиме. Изменения режима работы может привести к изменению интенсивности образования АСПО.
• Интенсивность образования АСПО на стенках НКТ глубинного оборудования УЭЦН определяет МОП (межочистной период). Некачественное удаление отложений (остатки) интенсифицируют процесс наращивания кристаллов парафина, что ведет к резкому уменьшению МОП и дополнительной потери продукции скважин.