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

По материалам доклада на Второй ежегодной встрече по подводным силовым и нагревательным кабелям для нефтегазовой промышленности (27-28 сентября 2016, Осло)

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

По прогнозам экспертов, к 2050 году мировое потребление энергии вырастет на 100 %, по сравнению с сегодняшним уровнем. Несмотря на бурное развитие альтернативной энергетики, основным источником энергии останется нефть. 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. тонн до 1 трлн. тонн, что в 5-6 раз больше остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, которые составляют около 162 млрд. тонн. 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^TM 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 2000-х 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 году 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.

На рис. 2 показано распределение температуры флюида по глубине в реальной скважине, на которой была установлен комплекс Stream Tracer^TM, 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.

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.

Область между этими кривыми 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^TM 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 техникоэкономических 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.

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)

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.

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

         

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

1. Решение проблемы образования АСПО — критически важная технология наступающей эпохи добычи «тяжелых» нефтей;
2. Специалистами ГК «ССТ» разработан комплекс Stream Tracer^TM 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;
3. В ГК «ССТ» внедрена технология серийного производства гибких нагревателей и разработан комплекс оборудования для монтажа, пуско-наладки и демонтажа комплекса;
4. Комплекс Stream Tracer^TM успешно прошел испытания на объекте ОАО «Лукойл» и подтвердил свою надежность и энергоэффективность.