USD ЦБ — 59,87 −0,14
EUR ЦБ — 69,73 −0,13
Brent — 50,69 +4,06%
среда 26 июля 01:46

Наука и технологии // Оборудование, услуги, материалы

Комплексное решение ГК "ССТ" для обогрева нефтяных скважин с вязкими и парафинистыми нефтями, предотвращающее образование асфальтосмолопарафинистых отложений

15 марта 2017 г., 14:37М.Л. Струпинский, генеральный директор ГК «ССТ», к.т.н., член-корреспондент АЭН РФNeftegaz.RU3724

Новая реальность - рост доли скважин с «тяжелой» нефтью в общей структуре мировой добычи

По прогнозам экспертов, к 2050 г мировое потребление энергии вырастет на 100%, по сравнению с сегодняшним уровнем. Несмотря на бурное развитие альтернативной энергетики, основным источником энергии останется нефть [1]. Пик добычи так называемых легких и средних нефтей планируется на следующие 10-15 лет, после чего добыча данных нефтей будет падать.

Для удовлетворения потребностей общества в энергии, мировой нефтедобывающий комплекс обращает все большее внимание на дорогостоящие нетрадиционные и труднодоступные источники углеводородов. Тяжелые нефти и газовые гидраты в условиях истощения традиционных нефтей приобретают все большее значение в мировой экономике. Их добыча все еще представляет трудности, но она уже стала рентабельной.

В мировой практике чаще всего используется следующая классификация:

Тяжелыми нефтями считаются углеводородные жидкости с плотностью 920-1000 кг/м3 и вязкостью от 10 до 100 мПа·с. К природным битумам относят слаботекучие или полутвердые смеси преимущественно углеводородного состава с плотностью более 1000 кг/м3 и вязкостью выше 10000 мПа·с. Промежуточную группу между битумами и тяжелыми нефтями образуют так называемые сверхтяжелые нефти с вязкостью от 100 до 10000 мПа·с и плотностью около или несколько более 1000 кг/м3. Тяжелые и сверхтяжелые нефти часто объединяют под общим названием - тяжелые или высоковязкие нефти.

По разным оценкам запасы тяжелых нефтей и природных битумов составляют от 790 млрд т до 1 трлн т, что в 5-6 раз больше остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, которые составляют около 162 млрд т. Разведанных запасов тяжелых нефтей и природных битумов гораздо меньше, но и эти запасы на 6% превышают известные на сегодня запасы легких и средних нефтей.

Наибольшими запасами тяжелых нефтей и природных битумов обладают Венесуэла, Канада и Россия. После истощения мировых запасов обычной нефти и при условии эффективного применения методов добычи тяжелых нефтей и битумов, эти страны смогут усилить свою роль на глобальном рынке энергоресурсов.

В России запасы тяжелой нефти составляют около 55% от общего объема нефтяных запасов. Российские месторождения высоковязкой нефти расположены в Пермском крае, Татарстане, Башкирии, Удмуртии в Республике Коми. Помимо энергетической составляющей, тяжелая нефть содержит большое количество редких металлов: таких как ванадий, никель, молибден и других.

Нефтедобывающая отрасль заинтересована в технологических решениях, которые повысят рентабельность добычи тяжелых нефтей. Статья посвящена одному из таких решений - комплексу Stream Tracer для защиты скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений на основе гибкого нагревателя с переменной по длине мощностью.

Защита скважины от образования АСПО - критически важная задача ближайших лет

Проблема образования АСПО в нефтедобывающих скважинах известна давно. Она связана с тем, что при понижении температуры и разгазировании флюида, поднимающегося по НКТ, нефть теряет способность растворять содержащиеся в ней парафин и смолы. При добыче парафинистой нефти в верхней части скважины на стенках НКТ происходит отложение парафина и смол. Из-за этого поперечное сечение НКТ сужается, возрастает сопротивление движению жидкости, увеличивается нагрузка на насос. Образование АСПО приводит к таким негативным факторам как:

- сокращение добычи нефти;

- неэффективное использование нефтяных ресурсов;

- преждевременный выход из строя дорогостоящего оборудования;

- сокращение межремонтного периода оборудования;

- ухудшение технико-экономических показателей месторождений.

Учитывая возрастающее значение добычи тяжелых нефтей, предотвращение образования АСПО в НКТ сегодня является одной из ключевых технологий эффективной добычи нефти.

Для решения данной проблемы в настоящее время используются следующие методы:

- обработка скважин химическими реагентами;

- очистка от отложений механическими скребками;

- тепловая обработка.

Каждый из данных способов имеет свои преимущества и недостатки. Но наиболее эффективным способом тепловой обработки является обогрев ствола скважины электрическим нагревательным кабелем.

Система обогрева скважин на основе нагревательного кабеля - поиск оптимального решения

Системы кабельного электрообогрева скважин используются на нефтяных месторождениях России с начала 2000х годов. Основная задача таких систем - обеспечить поддержание температуры движущегося флюида выше температуры выпадения парафина.

Как правило для обогрева скважин используются двух- или трехжильные резистивные кабели постоянной мощности. Данные нагревательные кабели решают задачу обогрева, но не являются оптимальными с точки зрения энергоэффективности. Длина таких нагревательных кабелей подбирается с большим запасом, мощность тепловыделения кабеля определяется зачастую только теплостойкостью изоляции кабеля, а не реальными теплопотерями флюида в насосно-компрессорной трубе (НКТ).

Внешние граничные условия, определяющие теплопотери НКТ, переменны по глубине скважины - геотерма грунта имеет наклон около 20 - 30°С на километр. Соответственно, обогрев скважины нагревательным кабелем с линейной мощностью, постоянной по всей длине приводит к избыточному энергопотреблению системы электрообогрева.

Оптимальным с точки зрения энергопотребления является решение, когда система обогрева работает только в той зоне, где температура флюида в обычных условиях опускается ниже температуры выпадения парафина, а нагревательный кабель имеет переменное тепловыделение по глубине скважины. Причем мощность такого кабеля должна изменяться плавно в широком диапазоне: линейная мощность нижней части кабеля будет близка к нулю, тогда как в приповерхностной части мощность может достигать 70 Вт/м.

Разработка конструкции такого нагревательного кабеля является сложнейшей инженерной задачей, в особенности при учете комплекса требований, которые предъявляются к скважинным кабелям. Нам удалось решить эту задачу и разработать гибкий кабельный самонесущий СКИН-нагреватель, а также комплексное решение для защиты скважин от АСПО на его основе.

Нагревательный кабель с переменной по длине мощностью - основа энергоэффективной защиты скважины от АСПО

В 2015 г специалисты ГК ССТ разработали и презентовали комплексное решение для защиты нефтяных скважин от АСПО.

«Сердцем» данной системы является специальный гибкий самонесущий нагреватель, который имеет зоны повышенной и пониженной мощности, что позволяет существенно снизить энергопотребление системы обогрева скважины. Специалисты ГК ССТ первыми в мире разработали и запатентовали решение по обогреву нефтяных скважин подобными нагревателями.

Нагреватель выполнен по коаксиальной схеме, причем тепло выделяется, как за счет протекания тока в проводниках, так и за счет токов, наведенных в сложном внешнем проводнике. Данное техническое решение позволяет повысить эффективность теплоотдачи от нагревателя в нефтяной флюид по сравнению с классическими резистивными системами электрообогрева.

Питание на нагреватель подается с верхнего конца. На нижнем конце нагревателя установлена герметичная муфта. Нагреватель имеет ступенчато изменяемую мощность по длине в соответствии с температурным графиком скважины.

Рис. 1. Гибкий самонесущий нагреватель.

На рис. 2 показано распределение температуры флюида по глубине в реальной скважине, на которой была установлен комплекс Stream Tracer, в режиме непрерывной прокачки. Синяя кривая показывает изменение температуры флюида при номинальном дебите и отсутствии обогрева, зеленая прямая - граничное значение температуры, ниже которого не должна опускаться температура выкачиваемой нефти, чтобы исключить образование АСПО.

Рис. 2. Распределение температуры флюида по глубине скважины.

Красная кривая соответствует обогреву скважины кабелем с постоянной по длине мощностью, оранжевая - обогреву скважины разработанным в ГК ССТ нагревателем с участком повышенной мощности длиной 300 м у поверхности грунта.

Закрашенная красным область показывает переизбыток мощности при обогреве кабелем с одной ступенью по мощности относительно двухступенчатого обогрева.

Наши исследования показали, что для определения оптимальной конфигурации обогрева конкретной скважины в две ступени следует принимать мощность «горячего» участка нагревателя на 30%, выше мощности «холодного» участка.

Нагреватель для комплекса Stream Tracer выполнен по коаксиальной схеме, причем тепло выделяется, как за счет протекания тока в проводниках, так и за счет токов, наведенных в сложном внешнем проводнике. Данное техническое решение позволяет повысить эффективность теплоотдачи от нагревателя в нефтяной флюид по сравнению с классическими резистивными системами электрообогрева (рис.3).

Разделение нагревателя на зоны разной мощности приводит к снижению уровня перегрева флюида и повышению технико-экономических показателей месторождений. Применение оригинального нагревателя ГК ССТ с переменной по длине линейной мощностью позволяет снизить энергопотребление системы обогрева ствола скважины практически на 50%.

Такие преимущества новой разработки ГК ССТ, как повышенная гибкость, механическая прочность, а также возможность изменения тепловыделения по длине, позволяют использовать наше решение не только для предотвращения образования АСПО в нефтяных скважинах, но также для предотвращения образования газогидратов в газовых скважинах, для обогрева подводных трубопроводов и участков трубопроводов в местах перехода через реку.

Рис. 3. Тепловыделение нагревателя комплекса Stream Tracer.

В отличии от классических способов электрообогрева, гибкий нагреватель размещается внутри НКТ, в непосредственном контакте с нефтяной жидкостью. Это обеспечивает большую эффективность обогрева по сравнению с другими решениями (Рис. 4)

Рис. 4. Сравнение эффективности нагрева флюида гибким нагревателем и резистивным кабелем.

Технические характеристики нагревателя для обогрева скважин:

- напряжение питания: до 1 кВ;

- линейная мощность: до 50 Вт/м;

- длина нагревателя: до 1,5 км*;

- нагреватель устойчив к химическим соединениям, входящим в состав сырой нефти и жидкостям, применяющимся при добыче нефти;

- нагреватель сохраняет работоспособность: при внешнем давлении до 150 атмосфер и температуре нефтегазовой среды до 70°С;

- минимальная температура монтажа: минус 20°С;

- минимальный радиус изгиба: не менее 400 мм;

- нагреватель сохраняет работоспособность после 100 перегибов на радиус 400 мм**

- раздавливающее усилие: до 12 кН (при скорости спуска-подъема до 0,25 м/с);

- растягивающее усилие: до 28 кН;

- герметичность: IP68

*в настоящее время ведутся разработки нагревателя длиной до 3-х км.

**при положительной температуре окружающей среды.

Комплексное решение для обогрева скважин - путь к снижению эксплуатационных затрат на добычу

ГК ССТ более 20 лет оснащает системами электрообогрева объекты крупнейших российских нефтегазовых корпораций. В большинстве проектов мы выступаем, как отраслевой интегратор, который берет на себя весь комплекс задач, связанных с проектированием, комплектованием, логистикой, инсталляцией и эксплуатацией систем электрообогрева. Комплексная экспертиза является нашим преимуществом и представляет значимую ценность для заказчиков.

Разработка уникального нагревателя с переменной по длине мощностью для обогрева скважин стала первой фазой нашего проекта. Мы ставили перед собой задачу - предложить готовую систему, которая не потребует отвлечения дополнительных ресурсов заказчиков.

Использование этой системы на основе гибкого кабельного самонесущего СКИН-нагревателя увеличивает межремонтный период эксплуатации скважины и повышает эффективность использования энергоресурсов. Таким образом наше решение позволяет заказчикам снизить затраты на эксплуатацию скважины и уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.

Рис. 5. Схема комплекса Stream Tracer.

Комплекс Stream Tracer состоит из нагревателя, станции управления, трансформатора, устьевого шлюза. Для монтажа и обслуживания Stream Tracer используется мобильный комплекс на базе автомобиля повышенной проходимости и спуско-подъемный механизм. (рис. 6 и 7)

Рис. 6. Мобильный комплекс.

Рис.7 Схема расстановки спускоподъемного оборудования комплекса Stream Tracer.

Рис.8. Выход нагревателя через лубрикаторный узел.

Рис.9. Система управления комплекса Stream Tracer.

Специальный нагревательный кабель, с помощью мобильного комплекса для установки, помещается внутрь насосно-компрессорной трубы. Нефть в скважине нагревается до температуры, превышающей температуру кристаллизации парафинов, что предотвращает появление отложений.

Станция управления нагревом контролирует работу всей системы и позволяет, как в ручном, так и в автоматическом режимах:

- осуществлять и прекращать подачу электрического тока на нагревательный элемент;

- контролировать ток, протекающий через нагревательный элемент;

- контролировать напряжение, приложенное к нагревательному элементу;

- регулировать температуру нагревательного элемента в скважине;

- отключать нагреватель при отключении станции управления работой центробежного насоса;

- измерять температуру добываемой жидкости в термокармане, врезанном в нефтесборный коллектор;

- измерять и регулировать температуру внутри герметичного шкафа станции управления прогревом;

- автоматически отключать силовой пускатель (снимать напряжение с силового трансформатора и, соответственно, нагревательного элемента) от промышленной сети при наличии тока утечки, а также управлять другими устройствами системы.

Эффективность предлагаемого нами решения и надежность всех элементов системы подтверждена опытно-промышленными испытаниями на Казаковском месторождении ОАО ЛУКОЙЛ-Пермь. Комплекс обеспечил увеличение температуры добываемой нефти на уровне устья скважины от +7°С до +22,5° С, обеспечив стабильный дебит скважины. При этом энергопотребление системы для поддержания оптимальной температуры нефти уменьшилось на 47% по сравнению с системами подогрева на основе нагревателя постоянной мощности.

Таким образом, система обогрева скважин от ГК ССТ решает задачу предотвращения образования АСПО в энергоэффективном режиме, не отвлекая человеческие и временные ресурсы заказчика.

Выводы:

- решение проблемы образования АСПО - критически важная технология наступающей эпохи добычи «тяжелых» нефтей;

- специалистами ГК ССТ разработан комплекс Stream Tracer на основе уникального гибкого самонесущего нагревателя для предотвращения образования АСПО. Данное решение позволяет вести эксплуатацию осложненных парафинами нефтяных скважин, увеличив их межремонтный период, а также существенно снижает энергопотребление по сравнению с другими способами предотвращения АСПО;

- в ГК ССТ внедрена технология серийного производства гибких нагревателей и разработан комплекс оборудования для монтажа, пуско-наладки и демонтажа комплекса;

- комплекс Stream Tracer успешно прошел испытания на объекте ОАО Лукойл и подтвердил свою надежность и энергоэффективность.

Литература:

«Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие перспективные источники углеводородного сырья»: Учебно-методическое пособие/ Щепалов А.А.. - Нижний Новгород: Нижегородский госуниверситет, 2012. УДК 665.6

«Исследование различных технологий повышения эффективности выработки запасов высоковязких нефтей на турнейских отложениях ашальчинского месторождения»/ Р.Р. Рахматуллина, институт «ТатНИПИнефть»

«Проектирование и эксплуатация систем электрического обогрева в нефтегазовой отрасли»: справочная книга/ М.Л. Струпинский, Н.Н. Хренков, А.Б. Кувалдин. - М.: Инфра-Инженерия, 2015, УДК 622.323, ISBN 978-5-9729-0086-2


Neftegaz.RU context