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.