Осложнения при эксплуатации нефтяных скважин, связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), приводят к проблемам с добычей на большинстве месторождений, как в России, так и во всем мире. Накопление АСПО приводит к снижению дебитов скважин и эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), а также к уменьшению межремонтного периода скважин [1].
Асфальтосмолопарафиновые отложения представляют собой сложные смеси, состоящие из парафинов, асфальто-смолистых соединений, силикагелевых смол, масел, воды и механических примесей.
Основной причиной образования АСПО является изменение термобарических параметров течения газожидкостной смеси в скважинах.
Выпадение парафина определяется температурой, давлением, скоростью течения скважинной продукции. Практика добычи парафиновых нефтей показывает, что наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Различные промысловые исследования показали, что характер распределения парафиновых отложений в подъемных трубах примерно таков: толщина отложений постепенно увеличивается от начала их образования на глубине 500–900 м и достигает максимального значения на глубине 50–200 м от устья.
В настоящее время основными методами борьбы с АСПО являются:
- промывка скважин горячей нефтью;
- применение растворителей АСПО;
- закачка ингибиторов и химических реагентов;
- обработка паром или горячей водой;
- применение скребковых инструментов (механический способ);
- использование футерованных НКТ за счет нанесения на их внутреннюю поверхность гранулированного стекла или эпоксидной смолы, полимерных материалов, тефлона и др.;
- применение бактерицидной защиты;
- использование магнитных методов защиты;
- применение специальных электронагревателей. Нагреватель опускают в колонну и подают на него напряжение. Тепловая энергия нагревателя передается разрушаемым и застывшим парафиновым отложениям в НКТ и расплавляет их;
электроподогрев скважины и др.
Работа УЭЦН в скважинах в диапазоне дебитов от 30 до 45 м3/сут, а также в режиме периодической эксплуатации скважин (ПЭС), как показывает практика добычи в ПАО «Татнефть», ведет к возникновению благоприятных условий для формирования АСПО на внутренних стенках НКТ, манифольда и в нефтесборном трубопроводе. Возникает рост эксплуатационных затрат при добыче нефти из-за осложнений, вызванных АСПО. Для борьбы с АСПО наиболее эффективными в ПАО «Татнефть» до недавнего времени считались периодические промывки скважин с использованием растворителей парафинов (РПН, ЭФРИЛ). Средние затраты на такую обработку одной скважины составляют 280 тыс. руб. За 2023 год на добывающем фонде скважин с УЭЦН СП «Татнефть-Добыча» было произведено более 300 обработок с затратами более 90 млн руб. в год. Поэтому актуальна проблема разработки иных, более экономичных и эффективных решений.
Целью работы, представленной в данной статье, является снижение эксплуатационных затрат на очистку нефтепромыслового оборудования от АСПО в добывающих скважинах, оборудованных УЭЦН.
Для достижения поставленной цели были предложены и внедрены новые технические решения, основанные на применении концентрических колонн НКТ.
Из известных ранее решений следует отметить изобретение [2], согласно которому поток водонефтегазовой смеси ускоряют путем перехода на транспортировку по коаксиально размещенной внутри лифтовой трубы дополнительной подвеске НКТ малого диаметра. При этом увеличивается турбулизация потока, что затрудняет накопление кристаллов парафина, а по кольцевому пространству рабочих НКТ и НКТ малого диаметра, через отводы устьевой арматуры периодически подают удалители АСПО.
Недостатками известного решения являются малая площадь внутренней стенки, а также малый проходной диаметр колонны НКТ, при этом все равно на стенках осаждается АСПО, что приводит к быстрому перекрытию внутреннего сечения НКТ.
В связи с этим было предложено новое решение [3], отличающееся тем, что восходящий поток направляют по межтрубному пространству основной и дополнительной лифтовых труб, а удалитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений нагнетают внутрь дополнительной трубы с циркуляцией по межтрубному пространству основной и дополнительной лифтовых труб на поверхность для растворения отложенного осадка. В варианте нового изобретения [3] в качестве удалителя асфальто-смолистых и парафиновых отложений используют пар.
В дополнение к технологии [3] было разработано и запатентовано еще одно новое техническое решение [4]. В соответствии с ним в скважину на расчетную глубину спускают установку погружного насоса на основных лифтовых трубах, в которых на глубине начала кристаллизации АСПО коаксиально устанавливают дополнительную лифтовую колонну, зафиксированную на устьевой арматуре, и производят откачку газожидкостной продукции на поверхность по межтрубному пространству лифтовых труб. В процессе откачки контролируют давление на приеме и подачу насоса, со снижением дебита переходят на режим периодической откачки продукции с увеличением частоты вращения вала насоса. После стабилизации давления на приеме насоса и увеличения дебита скважины переводят скважину на режим постоянной откачки. При этом повышается достоверность определения увеличения отложений АСПО в НКТ выше допустимого значения, предотвращается образование отложений в скважинном оборудовании, оптимизируется режим откачки продукции скважины. Более интенсивная турбулизация и увеличение скорости потока, а также значительно возросшая температура добываемого флюида приводят к более эффективному смыву пристенной нефтяной пленки вместе с кристаллами парафина и резко снижают их накопление за счет смещения точки кристаллизации асфальтосмолопарафиновых отложений из скважинного оборудования в наземный трубопровод.
Данные решения прошли опытно-промышленные испытания при эксплуатации УЭЦН скважина девонского горизонта на Ромашкинском месторождении СП «Татнефть-Добыча».
На рис. 1 показана одна из схем компоновок НКТ, применяемых при реализации изобретений [3, 4] в скважинах.
В скважину спускается комбинированная подвеска, состоящая из НКТ 89 (73) и 60 мм. Затем в НКТ 89 (73) спускается дополнительная колонна НКТ диаметром 48 (60 мм с расточенными до 69 мм муфтами) на глубину до 500 м. Низ внутренней колонны открыт. Для герметизации устья скважины и подвешивания двух колонн НКТ используется (рис. 2) устьевая арматура по ТУ 3665-164-00147588-2008 «Арматура устьевая двухрядная концентричная» (АУДК).
Сигналом для проведения обработки служат показания буферного манометра (рис. 3). Отложения АСПО в кольцевом пространстве препятствуют добыче, дебит снижается, происходит рост давления на буферном манометре, что является индикатором необходимости проведения очередной тепловой обработки.
При помощи паропередвижной установки ППУА-100/1600 пар закачивается в НКТ меньшего диаметра через буферную задвижку. Внутренняя колонна НКТ работает по принципу теплообменника, где закачиваемый под давлением пар расплавляет отложившуюся в межтрубном пространстве НКТ массу АСПО.
На глубине около 250 м закачиваемый пар конденсируется, горячая вода поднимается по межтрубному пространству, дополнительно прогревается от стенок НКТ и вымывает АСПО в наземный трубопровод или специальную емкость. Для лучшего прогрева колонны НКТ закачку пара желательно проводить при остановленной УЭЦН. Замеры распределения температуры глубинным термометром в НКТ одной из скважин при закачке пара приведены в таблице 1.
После проведения обработки методом прямой промывки отложения АСПО вымываются, дебит восстанавливается, давление на буферном манометре выравнивается с показаниями линейного давления (рис. 4).
Дополнительно к тепловому способу [3] используется также гидродинамический метод [4]. Скорость подъема жидкости в НКТ 73 (60) мм по паспорту на УЭЦН5-45 составляет от 0,3 до 0,5 м/с. При снижении площади сечения скорость потока флюида в межтрубном пространстве увеличивается примерно в 7–8 раз, достигая 2 и более м/с. Течение потока жидкости при этом турбулизируется, дополнительно препятствуя отложению АСПО на стенках НКТ. Одновременно с увеличением скорости потока происходит и значительный рост температуры добываемого флюида на устье скважины, перенося точку кристаллизации АСПО из НКТ в наземный трубопровод. При запарафинивании лифта работа УЭПН переводится в режим ПЭС на увеличенной частоте.
При необходимости также проводится тепловая обработка уже при работающей УЭЦН. Данные распределения температуры в НКТ одной из скважин в процессе закачки пара при работающем насосе приведены в таблице 2.
Опытно-промышленные испытания технологии проведены в пяти добывающих скважинах, оборудованных УЭЦН и осложненных выпадением АСПО, на Ромашкинском месторождении СП «Татнефть-Добыча». При испытаниях были выявлены различные риски и приняты меры к их устранению.
Например, риск разгерметизации низа НКТ под действием высокого давления устранен путем замены низа (500 м) основной колонны на НКТ марки К, риск перегрева кабельной линии устранен добавлением паронитовых прокладок под пояски в интервале 0–50 м.
По результатам испытаний сделаны следующие выводы:
* Доказана технологическая эффективность предложенной методологии борьбы с АСПО – на всех скважинах прекращены обработки растворителем РПН.
* Подтверждена экономическая эффективность технологии: стоимость владения испытанной технологии в несколько раз ниже по сравнению с другими способами борьбы с АСПО (РПН, Эфрил317д, мобильный скребок, электропрогрев и др.).
* Технология экономически целесообразна:
- для замены обработок РПН, Эфрил317д при их периодичности два и более раз в год;
- для замены мобильного скребкования (при количестве суток работы более 155 сут/год);
- для замены электропрогрева (при количестве суток-проката более 116 сут/год).
Результаты испытаний были признаны успешными, работа переведена в лучшие практики.
В заключение следует отметить, что концентрические колонны НКТ для борьбы с АСПО в насосных скважинах практически одновременно с внедрением в СП «Татнефть-Добыча» нашли применение в АО «Зарубежнефть». Эта компания получила патент на полезную модель [5] на двухлифтовую компоновку НКТ, сообщается также об успешных испытаниях на двух скважинах Харьягинского месторождения.
Литература
1. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. М.: МАКС пресс. 2008. 312 с.
2. Патент РФ на изобретение № 2661951. Способ предупреждения отложения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти в насосно-компрессорных трубах в скважине и устройство для его осуществления / Корабельников М.И., Корабельников А.М. МПК Е21В 37/06, заявл. 03.04.2017, опубл. 23.07.2018. Бюл. № 21.
3. Патент РФ на изобретение № 2779242. Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании / Чернышов К.И., Дроздов А.Н. МПК Е21В 37/00, заявл. 24.12.2021, опубл. 05.09.2022. Бюл. № 25.
4. Патент РФ на изобретение № 2809415. Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании в процессе эксплуатации скважины / Дроздов А.Н., Чернышов К.И. МПК Е21В 37/00, заявл. 29.06.2023, опубл. 11.12.2023. Бюл. № 35.
5. Патент РФ на полезную модель № 220391. Двухлифтовая компоновка насосно-компрессорных труб для борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями тепловым методом / Палий А.В., Чернов Д.А., Прытков В.Г., Кронин А.М., Ряхин М.С. МПК Е21В 37/00, заявл. 09.12.2022, опубл. 12.09.2023. Бюл. № 26.
