Сервисные услуги для компаний нефтедобывающей отрасли

Технология

Результаты внедрения технологии ООО «Каскад» для очистки от парафиновых и других отложений скважин Харьягинского месторождения ООО «Лукойл-Коми»

Харьягинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области. Месторождение относится к категории сложнопостроенных. В разрезе выделяются 6 объектов эксплуатации, различающиеся как начальными термобарическими условиями, так и свойствами содержащихся в них флюидов. Нефти легкие плотностью 833-840 кг/м3, высокопарафинистые (10-38 масс.%) и малосмолистые. Содержание газа составляет 27-41 м3/т нефти, но может достигать 220 м3/т (1 объект разработки).

На территории месторождения распространены многолетнемерзлые грунты сплошного и прерывистого залегания. Глубина залегания подошвы грунтов — от 190 до 350 метров, температура — от минус 0,1 до минус 3 ОС.

Температура насыщения парафином дегазированной нефти 4, 5 и 6 объекта разработки равна 31-36 ОС, что примерно соответствует температуре пласта: 32-38 ОС. Температура насыщения для 1 объекта — 52 ОС, что значительно ниже пластовой: 88 ОС. Температура плавления парафинов для всех объектов разработки составляет 53-54 ОС.

К специфическим особенностям нефтей относится проявление структурно-механических свойств — вязкость дегазированной нефти при снижении температуры до 25-40 ОС аномально резко возрастает вплоть до полной потере текучести.

Добыча нефти серьезно осложнена образованием гидрато-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и подземном оборудовании. Отложения сужают проходные сечения труб, ухудшают условия работы подъемных лифтов и глубинно-насосного оборудования, уменьшают дебиты скважин.

На месторождении применяются 2 метода борьбы с отложениями: тепловой и механический. На скважинах смонтированы установки УДС-1, предназначенные для депарафинизации лифтов скребками.

До 2001 года применялись лепестковые и кольцевые скребки, спускаемые на проволоке в НКТ. Установки работали в автоматическом режиме, частота пуска скребков составляла от 6 до 12 раз в сутки. Скважины периодически обрабатывались горячей нефтью и водой путем закачки теплоносителя в межтрубное пространство. Ежемесячно на каждой скважине проводилось от 1 до 8 тепловых обработок (см. табл. 1).

Таблица 1. Основные параметры применяемых методов борьбы с отложениями парафинов

Основные показатели Параметры работы при использовании лепестковых или кольцевых скребков и теплового метода Параметры работы при использовании фрезерных скребков СФ-99
Частота пуска скребка с использованием УДС, сут −1 от 6 до 12 от 6 до 12
Частота пуска скребка с помощью ЛС-6, месяц −1 7
Частота обработок горячей нефтью, месяц −1 от 1 до 8

К основным недостаткам теплового метода относятся высокая стоимость и необходимость привлечения специальных автотранспортных средств (автоцистерна, передвижной насосный агрегат) для проведения работ. Кроме того, использование в качестве теплоносителя высокопарафинистой нефти, добываемой на Харьягинском месторождении, представляет большие трудности ввиду застывания дегазированной нефти при плюсовых температурах и низкой растворяющей способности по отношению к парафину — требуется завоз малопарафинистой нефти с других месторождений региона. Затраты на проведение горячих обработок зависят от многих факторов, в первую очередь от типа используемого теплоносителя: нефть или вода, глубины, протяженности интервала, толщины, температуры плавления и состава отложений.

Следует также иметь в виду, что при использовании теплового метода:

К недостаткам механического способа удаления парафиновых отложений относится возможность обрыва проволоки вследствие физического износа, а также скручивание проволоки в результате подброса скребка. Считается, что основной причиной подбросов является резкое уменьшение натяжения проволоки после прохождения парафиновой пробки. При подбросе извлечение скребка из скважины становится невозможным и проволока обрезается. Обрыв скребка и скручивание проволоки нарушают нормальный процесс добычи нефти и возникает потребность в проведении аварийных и ремонтно-восстановительных работ с привлечением бригад текущего ремонта скважин.

На Харьягинском месторождении примерно в половине случаев подбросы скребков происходили сразу после проведения тепловых обработок. Одной из возможных причин подброса является размягчение парафиновых отложений без удаления со стенок НКТ и выноса в выкидную линию скважины. Мягкий парафин, в отличие от твердого, не срезается, а налипает на металл. При движении скребка вверх парафин охлаждается и переходит в твердое состояние. В результате налипания парафина уменьшается проходное сечение труб, увеличивается сила трения скребка о стенки НКТ и нагрузка на проволоку. После прохождения зоны отложений происходит резкое уменьшение трения и натяжения проволоки, что сопровождается подбросом скребка.

С целью создания оптимальных условий для эксплуатации скважин и снижения эксплуатационных расходов ООО «Каскад» был усовершенствован механический метод борьбы с парафиновыми отложениями (1, 2). Для разрушения отложений был разработан и сконструирован фрезерный скребок СФ-99. Скребок выполнен в виде установленных на валу режущих головок, которые приводятся во вращение движущимся газо-жидкостным потоком. Размеры и количество режущих головок подбирают в зависимости от диаметра труб, а также типа, толщины и протяженности интервала отложений. Во избежание аварийных ситуаций при первом спуске скребка в скважину используют головки с минимальными размерами. При последующих обработках диаметр головок увеличивают. В верхней части скребок снабжен узлом для присоединения тягового устройства — проволоки. Имеется также кольцевая канавка, используемая для захвата скребка ловильным инструментом в случае отсоединения или обрыва проволоки. С целью предупреждения падения фрезы на забой при обрыве проволоки в нижней части НКТ устанавливают специальный ловитель-противополетное кольцо.

Инструмент опускается на забой под действием собственного веса и поднимается вверх с помощью лебедки. Восходящий поток продукции скважин выполняет 2 функции, во-первых, обеспечивает вращение фрезерного скребка и, во-вторых, выносит срезанные отложения в выкидную линию. Поскольку разрушение отложений происходит за счет вращения фрезы потоком нефти, при использовании данного метода эксплуатация скважины не прекращается.

На первом этапе внедрения технологии ООО «Каскад» предусматривалась замена лепестковых и кольцевых скребков на фрезерные путем передачи СФ-99 в аренду нефтедобывающему предприятию. Очистка производится в автоматическом режиме с использованием установок УДС-1, смонтированных на устье скважины. Скребок СФ-99 через лубрикатор опускается в НКТ на проволоке до глубины 1000-1200 метров. Периодичность пуска скребка зависит от интенсивности парафинизации, определяется опытным путем и для Харьягинского месторождения составляет 6-12 раз в сутки (см. табл. 1).

Целью второго этапа внедрения СФ-99 являлся отказ от проведения на скважинах тепловых обработок нефтью или горячей водой. Для удаления парафиновых отложений из НКТ было предложено использовать мобильную установку ЛС-6, смонтированную на шасси автомобиля. Работы производятся силами ООО «Каскад». По данной технологии скребок СФ-99 спускается на глубину 1500 метров (до скребкоуловителя). Средняя частота обработок — 7 спуско-подъемов в месяц.

Промышленное внедрение предложенного метода депарафинизации началось с 2001 года. За 5 лет количество скважин, оборудованных УДС-1 со скребками СФ-99, выросло с 25 до 87, а число скважин, обрабатываемых скребками СФ-99 с использованием мобильной установки ЛС-6, — с 0 до 130 (см. рис. 1).

Рис. 1. Динамика числа скважин, оборудованных установками УДС-1 и обслуживаемых установками ЛС-6

Рис. 1. Динамика числа скважин, оборудованных установками УДС-1 и обслуживаемых установками ЛС-6

Быстрому внедрению новой технологии депарафинизации способствовала высокая технологическая эффективность и более низкая стоимость работ.

За 5 лет фонд скважин, обрабатываемых скребками СФ-99 с использованием ЛС-6, вырос с 0 до 67,4 %. В результате применения новой технологии годовые объемы тепловых обработок в расчете на 1 скважину действующего фонда сократилось с 30,4 до 5,6, т.е. более чем в 5 раз. Следует иметь в виду, что полностью отказаться от тепловых обработок невозможно, т.к. обработки проводятся не с целью удаления парафиновых отложений из НКТ, а для прокачки выкидных линий скважин либо очистки от механических примесей заборных сеток погружных электроцентробежных насосов, либо для обеспечения выноса срезанного парафина из НКТ при эксплуатации малодебитных центробежных насосов (10-15 м3/сут). Расход теплоносителя: горячей нефти, снизился с 1068 до 129 тонн на 1 скважину в год (см. рис. 2).

Рис. 2. Динамика расхода нефти, числа тепловых обработок и числа скважин, обслуживаемых установками ЛС-6 со скребками СФ-99

Рис. 2. Динамика расхода нефти, числа тепловых обработок и числа скважин, обслуживаемых установками ЛС-6 со скребками СФ-99

Параллельно с сокращением тепловых обработок произошло более чем 2,5 кратное уменьшение общего количества подбросов скребков: с 972 до 373. Потери добычи нефти, связанные с аварийными остановками скважин в результате подбросов скребков, удалось снизить с 26,09 до 7,45 тыс. тонн в год (см. рис 3).

Рис. 3. Динамика потерь добычи нефти и общего числа подбросов скребков всех типов

Рис. 3. Динамика потерь добычи нефти и общего числа подбросов скребков всех типов

Количества подбросов скребков на скважинах, оборудованных УДС-1 со скребками СФ-99, сократилось с 5,8-5,9 до 1,0-1,7 (в расчете на 1 скважину за год), т.е. не менее чем в 3,5 раза, а на скважинах, обслуживаемых ЛС-6 со скребками СФ-99, — до 1,2-3,5 (см. рис. 4). Меньшее количество подбросов скребков на скважинах, обслуживаемых ЛС-6 со скребками СФ-99 без проведения тепловых обработок, является косвенным подтверждением предположения о негативном влиянии последних на подбросы скребков.

Рис. 4. Динамика подбросов скребков на 1 скважину за год

Рис. 4. Динамика подбросов скребков на 1 скважину за год

Более качественная, по сравнению с тепловым методом, очистка НКТ с использованием фрезерных скребков способствовала существенному улучшению работы скважин. Количество отказов подземного оборудования, обусловленных образованием парафиновых отложений, сократилось более чем в 7 раз: с 67 до 9, при одновременном росте наработки на отказ со 199 до 355 суток (см. рис. 5).

Рис. 5. Динамика отказов подземного оборудования, обусловленных образованием парафиновых отложений

Рис. 5. Динамика отказов подземного оборудования, обусловленных образованием парафиновых отложений

Основные экономические показатели внедрения новой технологии депарафинизации следующие. При росте затрат на услуги ООО «Каскад» в 2001–2005 г.г. с 0,6 до 24,5 млн.руб/год расходы на автотранспорт (автоцистерны АЦН, агрегаты АДП, передвижные установки ЛСГ) сократились с 84,2 до 38,3 и на текущий ремонт скважин — с 12,3 до 1,6 млн. руб/год.

Рис. 6. Динамика затрат на борьбу с парафино-гидратными отложениями на Харьягинском месторождении

Рис. 6. Динамика затрат на борьбу с парафино-гидратными отложениями на Харьягинском месторождении

За 5 лет при росте фонда скважин на 15 % общие затраты на удаление отложений снижены на 34 %. Удельные затраты в расчете на 1 скважину за год сократились с 575 до 326 тыс. руб. или на 43 %.

Рис. 7. Динамика удельных затрат на 1 скважину в год

Рис. 7. Динамика удельных затрат на 1 скважину в год

Недостатки предложенного способа удаления парафиновых отложений аналогичны описанным выше — это возможность обрыва проволоки в результате износа, и подброс скребка газо-жидкостным потоком после прохождения парафиновой пробки. При использовании качественного оборудования, своевременной замене изношенной проволоки, соблюдении технологических регламентов и периодичности проведения профилактических мероприятий опасность обрыва становится маловероятной.

Технология ООО «Каскад» с использованием скребка фрезерного СФ-99 и мобильных установок ЛС-6 также весьма успешно применяется в других нефтедобывающих регионах России для борьбы с парафиновыми отложениями, например, на скважинах Барсуковского, Харампурского и Тарасовского месторождений ОАО «НК «Роснефть» (3), Вынгапуровского, Вынгаяхинского, Суторминского и др. месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», на нефтяных месторождениях ОАО «Оренбургнефть» и других нефтедобывающих предприятий.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате внедрения технологии ООО «Каскад» на Харьягинском месторождении:

ЛИТЕРАТУРА


А.Н.Вишняков, ООО «Каскад»