Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Комплексный подход к удалению АСПО в добывающих скважинах Кыртаельского месторождения

Действующий фонд скважин ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» на момент написания настоящей статьи насчитывал 696 единиц. Из них 415 (59%) осложнены асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), и только за 2016 год их число выросло на 46 единиц. В качестве основной технологии удаления АСПО применяется механическая обработка с помощью скребков, а для предупреждения отложений используются НКТ с полимерным и силикатно-эмалевым покрытием и погружные греющие кабельные линии.

Вместе с тем, в связи с низкой эффективностью традиционных методов борьбы с отложениями АСПВ в скважинах, пробуренных на эйфельский ярус, специалисты ТПП «ЛУКОЙЛУхтанефтегаз» провели серию опытно-промышленных работ (ОПР) по обработке скважин с использованием колтюбинговых установок (ГНКТ) в сочетании с тепловыми обработками и продолжают испытания различных ингибиторов и растворителей АСПО на основе газового конденсата. Названные меры позволили существенно увеличить межочистной и межремонтный периоды работы скважин.

12.07.2017 Инженерная практика №03/2017
Крупин Геннадий Григорьевич Ведущий технолог отдела по добыче нефти и ремонту скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ПАО «ЛУКОЙЛ»

Фонд оснащенных УЭЦН скважин Кыртаельского месторождения ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» насчитывает 84 единицы, при этом все скважины фонда согласно ГОСТ 912-66 относятся к категории высокопарафиновых (массовая концентрация более 6%). На Кыртаельском месторождении ведется разработка двух нефтеносных объектов: старооскольского горизонта и эйфельского яруса.

Рис. 1. Зависимость вязкости жидкости эйфельского яруса от температуры
Рис. 1. Зависимость вязкости жидкости эйфельского яруса от температуры

Добывающий фонд скважин, пробуренных на эйфельский ярус составляет 24 единицы, массовое содержание парафина в продукции которых превышает 36%. В то же время применение традиционного способа борьбы с АСПО в скважинах, эксплуатирующих объекты данного яруса, невозможно ввиду высокой вязкости жидкости – более 180 мПа·с при температуре 30°С. (рис 1).

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К БОРЬБЕ С АСПО

На основании данных о содержании АСПО в добывающих скважинах ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» мы сформировали четыре группы скважин: с массовым содержанием парафина в добываемой жидкости до 6% (I группа), от 6 до 15% (II группа), от 15 до 36% (III группа) и более 36% (IV группа).

Рис. 2. Проба нефти из скважины эйфельского яруса
Рис. 2. Проба нефти из скважины эйфельского яруса

На фонде скважин I и II групп применяется традиционный метод борьбы с АСПО – скребкование лифта НКТ, в скважинах III группы (Староосколький горизонт), помимо скребков, используются теплоноситель и НКТ с полимерным покрытием и греющей погружной кабельной линией, что позволяет получить дополнительный эффект при обработке. К IV группе мы отнесли добывающие скважины, вскрывшие эйфельский ярус, с содержанием в добываемой жидкости 5,5% смол и до 56% парафинов с температурой кристаллизации 57°С. Как видно из рис. 2, добываемая из этих скважин нефть при комнатной температуре полностью утрачивает текучесть.

В первом полугодии 2015 года работали четыре скважины, пробуренные на эйфельский ярус, при этом их межремонтный период работы (МРП) не превышал 30 суток. Все остановки скважин были связаны с образованием глухих парафиновых пробок в лифте НКТ. Для удаления АСПО применялся метод обратной промывки лифта НКТ с помощью горячего теплоносителя. Применение НКТ с покрытием и греющей кабельной линией не дало ожидаемого эффекта ввиду низкого температурного порога кристаллизации парафинов в нефти.

Рис. 3. Динамика МРП и МОП скважин эйфельского яруса при использовании ГНКТ
Рис. 3. Динамика МРП и МОП скважин эйфельского яруса при использовании ГНКТ

С целью поддержания погружного оборудования в работоспособном состоянии и в связи с ростом добывающего фонда скважин эйфельского яруса в июле 2015 года были инициированы работы по промывке лифта НКТ от АСПО с использованием колтюбинговой установки (ГНКТ). На начальном этапе межочистной период (МОП) составлял 20 сут, при этом между обработками с применением ГНКТ также проводилась тепловая обработка лифта. Опытным путем МОП сократили до 10 сут, для чего к работам была привлечена вторая бригада колтюбинговой установки. К концу 2016 года средний МРП скважин составил 207 суток (рис. 3).

Оценив перспективы бурения скважин на эйфельский ярус в 2016 году, мы пришли к выводу, что двух бригад ГНКТ будет не достаточно для охвата всего фонда скважин обработками. С учетом этого было решено провести исследования по подбору химических реагентов с целью как предотвращения, так и удаления АСПО на внутренней стенке НКТ.

ПОДБОР ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ

Исследования проводились совместно со специалистами института «ПермНИПИнефть». В рамках работы по подбору ингибиторов АСПО протестировано 40 реагентов. Однако в связи с геолого-физической характеристикой пласта (62°С) их использование было признано нецелесообразным, так как работать реагент начинает при температуре от 65°С.

Помимо этого, мы протестировали 28 различных депрессорных присадок, применение которых позволяет повысить температуру застывания нефти. В частности, была реализована программа ОПИ ингибитора АСПО марки FLEXOIL WM 1740 с депрессорными свойствами с подачей химреагента на прием ЭЦН через капиллярную трубку. Работы в этом направлении планируется продолжить в 2017 году.

Рис. 3. Динамика МРП и МОП скважин эйфельского яруса при использовании ГНКТ
Рис. 3. Динамика МРП и МОП скважин эйфельского яруса при использовании ГНКТ

Также был организован подбор углеводородных растворителей, предназначенных для удаления АСПО в лифте НКТ. Всего был протестирован 31 образец. В 2015 году реализована программа ОПИ по подбору технологии и испытанию трех составов растворителей, один из которых приготовлен на основе стабильного газового конденсата Кыртаельского месторождения. Результаты ОПИ показали, что эффективность применения серийно выпускаемых растворителей ниже, чем у растворителя, приготовленного на основе газового конденсата, а их использование не приводит к увеличению МОП.

По итогам проведенных ОПИ с одной из подрядных организаций заключен договор на оказание услуг по промывке от АСПО лифта НКТ скважин Кыртаельского месторождения. Предлагаемые подрядчиком услуги включают приготовление растворителя, его доставку на промысел и проведение обработки добывающих скважин. На начальном этапе работ МОП, определенный подрядной организацией, составил 14 суток. Отметим, что промывка скважин производится путем обратной закачки растворителя без выдержки на реакцию.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Геннадий Григорьевич, Вы неоднократно упоминаете о нагревателе скважин. Не могли бы Вы вкратце рассказать об эффективности его применения?
Геннадий Крупин: : Это обыкновенный индукционный нагреватель, который спускается на геофизическом кабеле и применяется только в скважинах, где есть циркуляция. Там, где циркуляция отсутствует, спуск не производится. Ничего нового – все оборудование известное. Что касается эффективности, то на сегодняшний день нагреватель зарекомендовал себя достаточно хорошо, но на скважинах старооскольского горизонта.
Вопрос: Скажите, пожалуйста, в скважинах с содержанием парафина менее 26% ингибиторы АСПО тоже не используются?
Г.К.: Нет, это экономически невыгодно. Достаточно скребкования и применения греющего кабеля в сочетании с использованием эмалированной НКТ или НКТ с полимерным покрытием.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Перспективные направления оптимизации затрат на строительство и обустройство скважин малого диаметра
Опыт применения ингибиторной защиты ГНО добывающих скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №01/2018

Инженерная практика

Выпуск №01/2018

Ремонтно-изоляционные работы: ограничение водопритока. Механизированная добыча
Проблемы, перспективы и целесообразность проведения РИР (ОВП) на сложных объектахПрименение новых тампонажных составов и составов для первичного цементирования скважинТехнические средства для ограничения водопритокаИнтеллектуализация и автоматизация работы механизированного фонда скважинИспытания долот PDC для интервалов поглощения бурового раствораЭнергоаудит и оптимизация насосных систем для ППД
Ближайшее совещание
Поддержание пластового давления, Разработка месторождений
ППД — 2018
Производственно-техническая конференция

Поддержание пластового давления ‘2018 (ППД-2018). Управление заводнением, повышение энергоэффективности и оптимизация систем ППД

13-14 марта 2018 г., г. Нижневартовск
Комплекс геологических и инженерных задач в области повышения эффективности заводнения нефтяных месторождений: мониторинг и анализ нагнетательного и добывающего фондов скважин, оптимизация систем заводнения, планирование и проектирование ГТМ, технологии воздействия на пласт с использованием закачки рабочих агентов, потокоотклоняющие технологии, автоматизация и модернизация БКНС и других узлов системы ППД, управление закачкой, защита оборудования ППД от коррозии, системы ВСП и МСП и др.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда — март 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

19 – 23 марта 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.