Методы борьбы с АСПО и гидратами на нефтяных скважинах Уренгойского месторождения

Одной из проблем при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири является снижение продуктивности скважин, по причине возникновения осложнений в виде отложения парафина и гидратов в НКТ. Примером такого месторождения, где имеются такие осложнения является нефтегазоконденсатное Уренгойское месторождение.

При эксплуатации нефтяных скважин Уренгойского месторождения фонтанным способом стали возникать проблемы с образованием гидратов и АСПО как в скважинах, так и в межпромысловых коллекторах [1, с. 15]. Поэтому целью работы являются проведение анализа методов эксплуатации нефтяных скважин Урегойского НГКМ и выявления приемлемого способа борьбы с гидратами и АСПО. Динамика изменения среднемесячной добычи нефти фонтанным способом, представлено на (рис. 1).

Рис. 1. Динамика изменения среднемесячной добычи нефти

Из данных, представленных на рисунке 1, видно, что среднемесячная добыча фонтанных скважин снизилась с 16 до 5,6 тыс. тонн, по сравнению с прошлым годом с 7,1 до 5,7 тыс. тонн, что составляет 21%. В связи с постепенным снижением пластового давления скважины переводились на глубинно-насосный способ эксплуатации с применением установок электроцентробежных насосов. С 2006 года установками ЭЦН эксплуатировались до 20 скважин действующего фонда Уренгойского месторождения. Ими было добыто 134 тыс. тонн, что составляет порядка 3% от общей добычи. Нефть Уренгойского месторождения содержит большое количество парафина, температура плавления которого достигает 70–90°С. В процессе эксплуатации скважины на стенках НКТ откладывается парафин и гидраты, что приводит к снижению дебита и далее - к остановке скважины. Скважины оборудованы станциями управления с частотными преобразователями, шламоуловителями, фильтрами и газосепараторами. Работы по депарафинизации скважин скребком механическим со стабилизатором на (рис. 2) проводятся ежедневно. На действующих скважинах ежедневно проводится 20–27 скребковых операций. Работы проводятся фонтанных, и оборудованных насосами скважинах.

Рис. 2. Скребок механический со стабилизатором

На Уренгойском месторождении применяются скребки диаметром 52 мм и 32 мм. Глубина проведения спуско-подъемных работ составляет 800–1500 м, в зависимости от конструкции скважины и наличия в НКТ дополнительного оборудования. Спуск скребка проводят со скоростью не более 0,5м/сек до глубины 200 метров, чтобы избежать его подбрасывания. Далее спуск производить со скоростью 1 м/сек. Особо осторожно проводится подъем скребка, выход из лубрикатора и прохождение фонтанной арматуры, в целях предотвращения отрыва, в случае сбоя регистрирующего счетчика [2, с. 25].

После спуска скребка на заданную глубину происходит плавный останов лебедки, после чего происходит подъем скребка из скважины со скоростью не более 1 м/сек до глубины 50 м. Далее до глубины 25 м скорость подъема составляет 0,5 м/сек. С глубины 25 м скребок поднимают вручную, чтобы избежать порыва металлической проволоки лебедки при ударе скребка о крышку лубрикатора. В целях поддержания заданного технологического режима скважины проводится тепловая обработка горячим конденсатом (нефтью) с использованием цементировочного агрегата ЦА-320, передвижной паровой установки ППУ и передвижного или установленного на кусте скважин теплообменника.

Тепловую обработку проводят бригадой из двух человек. Количество проводимых тепловых обработок конденсатом (ТОК) зависит от времени годи и составляет в летнее время 10–12 ТОК в сутки на фонд скважин, а в зимнее до 30 ТОК. При тепловой обработке конденсатом в затрубное пространство скважины закачивается 6–10 м³ конденсата (в редких случаях нефти), разогретого в теплообменнике до температуры в 100°С. Если АСПО или гидратная пробка располагается на глубине в 400 м и выше, то процесс закачки реагента происходит непосредственно в НКТ.

В редких случаях при обильном количестве отложений в скважине объем закачиваемого реагента может составлять 30–50 м³. После проведения тепловой обработки скважину открывают на ГРП. В зависимости от поведения потока жидкости из скважины выбирается необходимый коллектор. Если давление жидкости на устье скважины выше 2,5 МПа, то скважина открывается в высоконапорный коллектор (ВНК). Если давление находится в пределах от 0,7 до 2,5 МПа, то скважина открывается в низконапорный коллектор (ННК).

Если давление ниже 0,7 МПа, то скважина открывается на 60 минут на факельную линию, а после в ННК. После выноса закаченного теплоносителя из скважины (снижении температуры до рабочей) проверяется эффективность проведенной работы спуском скребка. Перед тепловой обработкой скважины установить спецтехнику кабинами от устья: ЦА-320 не ближе 10 метров от устья скважины. ППУ не ближе 25 метров от устья скважины. Разрыв между насосным агрегатом ЦА-320 и ППУ должен быть не менее 25 м.

Для ликвидации гидрато- и парафинообразования на Уренгойском НГКМ применяются теплоизолированные лифтовые трубы. В данный момент данная технология находится на стадии исследования ее эффективности эксплуатации в условиях Уренгойского месторождения. Скважина № 20240 оборудована термоизолированными лифтовыми трубами [3, с. 35].

Термоизолированные лифтовые трубы (ТЛТ) (рис. 3) трубы с повышенными теплоизоляционными свойствами. Конструкция ТЛТ представляет собой сборную конструкцию «труба в трубе»: труба меньшего диаметра размещена в трубе большего диаметра. Межтрубное пространство заполняется экранной изоляцией для уменьшения теплопотерь и вакуумируется.

Рис. 3. Термоизолированная лифтовая труба

Данные трубы предназначены для обустройства нефтегазовых месторождений, расположенных в самых жестких условиях нефте- и газодобычи, например, в зоне вечной мерзлоты, и способствуют предотвращению растепления грунта вокруг скважины.

После спуска ТЛТ температурные параметры добываемой продукции на устье скважины изменились. Перепад температуры между забоем и устьем скважины № 20240 составляет 3,2°С. За время эксплуатации ТЛТ в скважине № 20240 образование гидратных и асфальто-смолопарафиновых отложений не наблюдалось. В процессе эксплуатации систем добычи, сбора и подготовки добываемой продукции скважин существуют, в ряде случаев, условия, способствующие образованию гидратов.

На Уренгойском месторождении применяется только ингибитор гидратообразования – метанол. Метанол - бесцветная прозрачная жидкость, по запаху и цвету напоминает винный (этиловый) спирт. Плотность его – 0,79 г/см^З, температура кипения – 64,7°С. Растворим в воде, в спиртах в любых соотношениях. Предельно допустимая концентрация паров метанола – 5 мг/м³, класс опасности – 3. Метанол сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы.

Отравления метанолом возможны при введении внутрь (через желудок), вдыхании паров, при контакте с кожным покровом тела. Особенно опасен прием метанола внутрь, 5–10 граммов вызывает тяжелое отравление с резкими головными болями, болями в желудке и во всем теле, нарушением зрения вплоть до слепоты, с потерей сознания, 30 грамм – смертельная доза. Закачка метанола в скважину происходит двумя способами:

• С применением блока дозирования реагентов
• С применением специально оборудованного автомобиля

Блок реагента предназначен для дозированного ввода ингибитора гидратообразования в лифтовые трубы, трубопровод системы транспорта и подготовки нефти с целью осуществления защиты трубопроводов и оборудования образования гидратов. Установка дозирования реагента БДР предназначена для химической обработки продукции нефтяных и газовых скважин в системах сбора, транспорта и подготовки нефти и газа. Используется на кустовых площадках и установках комплексной подготовки нефти, газа и воды. Блок БДР состоит из технологического и аппаратного помещений. Блок реагента выполнен в блочном исполнении. Оборудование блока смонтировано на сварной раме и находится в тепло изолированном помещении.

В технологическом помещении блока БДР смонтированы:

• насос-дозатор, осуществляющий непрерывное объемное дозирование ингибитора;
• контрольно-измерительные приборы для контроля
• технологических параметров и посты управления;
• вытяжная вентиляция.