75 лет Геннадию Андреевичу Кулябину (стр. 23 )

На объектах добываются нефти с большим содержанием парафинов, смол и асфальтенов, для предотвращения отложения данных компонентов на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, начато внедрение и эксплуатация скважинных греющих кабелей, принципиальная схема которой представлена на рис.1.

Рис.1. Схема обустройства нагревательным кабелем УПС

В условиях вечной мерзлоты, тепловой метод предотвращения образования АСПО эффективен по технической и экономической оценкам [1]. Данный метод применяется на нефтяных скважинах, а также для предупреждения замерзания артезианских скважин, находящихся в простое.

Конструктивные особенности используемого кабеля подразумевают, прежде всего, его особенности эксплуатации, крепление на устье скважины и работу в подвешенном состоянии, при повышенной температуре нагревательных жил, в агрессивной газожидкостной среде. Поэтому кабель, кроме проволок грузонесущей брони, имеет армированную полимерную оболочку, а при применении строительных длин кабеля свыше 1000 м –центральный грузонесущий кабель-трос. Для повышения надежности кабеля нагревательные проводники, подключаемые к различным полюсам питания, разделены на группы через изолирующие жгуты. Схема конструкции нагревательного грузонесущего кабеля представлена на рис. 2.

Рис. 2. Конструкция нагревательного грузонесущего кабеля:

1 - центральные жилы глубинного термодатчика; 2 - изоляционная оболочка;

3 - первый повив брони грузонесущего кабель-троса (для длин свыше 2000 м.); 4 - второй повив брони грузонесущего кабель-троса (для длин свыше 2000 м.); 5 - промежуточная оболочка №1;

6 - промежуточная оболочка №2; 7 - изоляция токопроводящих жил; 8 - токопроводящие жилы нагревательных элементов; 9 - сердечник изолирующего жгута; 10 - разделяющие изолирующие жгуты;

11 - изоляционный слой нагревательного элемент; 12 - промежуточная оболочка;

13 - 1-й повив брони; 14 - 2-й повив брони; 15 - оболочка

На фонтанных скважинах после применения установок прогрева скважин (УПС) из-за снижения вязкости происходило увеличение дебита от 10 до 20%.

Как показал опыт эксплуатации при работе установки прогрева скважин, срок службы погружного оборудования увеличился до двух раз, стабилизировалась работа пласта. Кроме того, произошло очищение прилегающих трубопроводов, в результате чего исключается тепловая обработка выкидных линий и близлежащих трубопроводов даже при низких (до -40ºС) температурах окружающего воздуха [2].

Во время работы кабель нагревает лифт НКТ по наружной или внутренней поверхностям, которые, в свою очередь, нагревают жидкость, проходящую по НКТ, непосредственно в лифте скважины до температуры, близкой или превышающей температуру образования отложений. При этом ожидается увеличение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин, оборудованных ШГН, из-за предотвращения образования парафиновых отложений с помощью прогрева нефтяной жидкости. В результате реализации опытно-промышленных испытаний ожидается рост эффективности работы скважины при стабильном режиме работы подземного оборудования, улучшении параметров работы пласта, увеличении межремонтного периода работы скважины, отсутствии текущих простоев и тепловых обработок лифта и прилегающих трубопроводов.

При этом поддержание температурного режима жидкости внутри НКТ позволяет поддерживать чистоту лифта скважины и беспрепятственно проводить любые виды работ в скважине.

При спуске греющих кабелей в скважины поддерживается температура на устье – 30-320С, соответствующая порогу начала образования АСПО. Данные по скважинам представлены в табл.1.

Таблица 1

Показатели работы скважин, оборудованных греющими кабелями

Пор. ном.	Дата пуска	Ном. скв.	Месторождение	Глубина спуска кабеля, м	Дебит до спуска кабеля, м3/сут	Дебит после спуска кабеля, м3/сут	N (кВт)	Темпе-ратура на устье, °С	Прирост дебита
м3/сут	%
1	21.05.2006	6	Перевозное	1600	35	125	58	32	90,0	257%
2	02.06.2006	45	Мядсейское	1150	45	63	52	33	18,0	40%
3	14.01.2007	2107	Перевозное	1400	80	263	65	34	183,0	229%
4	21.01.2007	66	Мядсейское	1150	36	47	55	36	11,0	31%
5	22.02.2007	201	Тобойское	1300	86	122	60	30	36,0	42%
6	28.02.2007	35	Мядсейское	1150	44	58	50	32	14,0	32%
7	12.03.2007	202	Тобойское	1400	45	63	50	32	18,0	40%
	В среднем по месторождению	52,9	100%

Использование греющих кабелей значительно упрощает условие эксплуатации скважин (см. табл.1), так как отпадает необходимость использования ингибиторов и очищающих устройств, наблюдается увеличение дебита по скважинам (см. рис.1).

Дебит скв. 6 и 2107 увеличился на 90 и 183 м3/сут соответственно (рис. 3). Скважины не могли работать нормально при установившихся термодинамических условиях. После начала использования греющего кабеля установили благоприятный режим работы скважин, о чем свидетельствует увеличение дебитов.

Рис. 3. Изменение дебита скважин при использовании УПС

На текущий момент на Мядсейском, Перевозном и Тобойском месторождениях работает 14 установок прогрева скважин. Средний срок наработки оборудования составил 346 дней. За последний год на скважинах, оборудованных УПС, остановок по причинам выпадения АСПО не наблюдается.

Широкое применение греющие кабели на добывающих скважинах получили на Перевозном месторождении. Наблюдается безаварийная работа скважин за весь период эксплуатации совместно с УПС. Основные показатели работы УПС на скважинах представлены в табл. 2.

Таблица 2

Показатели работы УПС на скважинах Перевозного месторождения

Пор. Ном.	Месторождение	Ном. скв.	Тип скважины	СУ для Гр. Кабеля	Кабель	Н спуска	Т на устье	Т каб.	Наработка	Примечание
1	Перевозное	2107	Нефть	УПС-150-06-100	Наруж. (плоский)	1380	35	67	596	Постоянно в работе
2	Перевозное	3024	Нефть	НЭК-011М/160	Внутр. (круглый)	1100	35	56	348	Постоянно в работе
3	Перевозное	3010	Нефть	НЭК-011М/160	Наруж. (плоский)	1080	33	52	318	Постоянно в работе
4	Перевозное	3014	Нефть	УПС-150-00-80	Внутр. (круглый)	940	39	69	331	Постоянно в работе
5	Перевозное	3020	Нефть	УПС-150-06-100	Внутр. (круглый)	900	39	68	267	Постоянно в работе
6	Перевозное	3017	Нефть	УПС-150-00-80	Наруж. (плоский)	935	33	64	217	Постоянно в работе
7	Перевозное	3013	Нефть	НЭК-011М/160	Наруж. (плоский)	–	–	–	101	Выключен
8	Перевозное	3012	Нефть	УПС-1500-00-80	Наруж. (плоский)	–	–	–	43	Выключен

Выводы

·  Использование УПС на месторождениях позволило увеличить дебит фонтанных скважин в среднем на 52,9 м3/сут.

·  За время использования греющих кабелей полностью исключен отказ работы скважин по причине отложения АСПО, срок службы погружного оборудования увеличивается до двух раз, стабилизируется работа пласта.

·  Отпала необходимость использования ингибиторов, очищающих устройств и обработка скважин горячей нефтью.