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.
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.
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).
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.
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.
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.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.