Совершенствование эксплуатации нефтяных скважин путем внедрения УНН

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

 

к проекту: «Совершенствование эксплуатации нефтяных скважин ЮНГКМ путем внедрения УНН»

 

Содержание

1. Введение                                                                                                                                2
2. Выбор оптимального решения поставленной задачи                                                       2
3. Опыт применения УНН на скважинах НГДУ ООО «Газпром добыча Уренгой»         6
4. Инновации в области борьбы с АСПО                                                                             11
5. Оценка экономической эффективности применения УНН                                            14
6. Выводы                                                                                                                                16

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Введение

Серьезной проблемой при  пробной эксплуатации нефтяных скважин  на ЮНГКМ с высоким содержанием  парафина (до 23%) и наличием ММП будет является образование асфальтно-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на скважинной арматуре. Универсальный способ для предотвращения АСПО отсутствует. Наиболее интенсивно отложение асфальто-смоло-парафинов происходит на внутренней поверхности подъемных труб скважины. Существуют несколько наиболее известных способов, применяемых в нефтедобывающей промышленности, для борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями:

• механический способ, предполагающий удаление уже образовавшихся отложений с помощью скребков различной конструкции;
• химический способ, базирующийся на введении в добываемую продукцию дозированных химических соединений, уменьшающих образование отложений;
• тепловой способ обработки скважин.

Также применяются теплоизолированные лифтовые трубы и остеклованные  НКТ. Но это достаточно дорогостоящее  мероприятие и применение возможно не на всех скважинах. Многочисленные промысловые исследования показали, что наиболее эффективным способом борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями в скважинах является тепловой способ с применением нагревательных кабелей в составе установок нагрева.

2. Выбор оптимального решения поставленной задачи

 

1. Анализ рынка

На данный момент существует множество предложений по греющим  кабелям. Специалистами отдела разработки месторождений ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» проводилось маркетинговое исследование предложений на рынке, в результате чего было выделено три компании, максимально  подходящие к нашим условиям (высокое  содержание парафина, наличие ММП, низкие температуры и т.д.) :

- ООО «ПАРСАМ», г. Москва

  - УПС «Фонтан»;

- ООО «Псковгеокабель», г. Псков

  - КГн АП-14/2×2,0-50-90-Оа;КнПМСП (8/2×2,0)-90;

  - УПС-150-00-80-МКМ-60С.

- ОАО «Сигнал», г. Ставрополь

- УНН-Н-800-100-У1 исп. 

Таблица 1. Характеристики УНН

Организация	Тип установки	Характеристики	Состав установки	Ориентировочная стоимость (тыс.р.)
ООО «ПАРСАМ», г. Москва	УПС Фонтан	Длина кабеля 1000м;  Диаметр кабеля 26мм;  Расчётная мощность 60кВт;  Расчётная температура кабеля 90 Сº;  Расчётная температура выходящего        потока  до 40ºС.	Станция управления; Нагревательный кабель; Роликовый блок (для спуска-подъёма  кабеля); Сальник (до 240 атм.); Клеммная коробка; Температурные датчики	1200-1500
ООО «Псковгеокабель», г. Псков	УПС-150-00-80-МКМ-60С  (тип кабеля КГн АП-14/2×2,0-50-90-Оа)	Длина кабеля 1000м;  Диаметр кабеля 27мм;  Расчётная мощность 60кВт;  Расчётная температура кабеля 90ºС;  Расчётная температура выходящего потока  до 40ºС.		750
ОАО «Сигнал», г. Ставрополь	УНН-Н-800-100-У1 исп.В	Длина кабеля 1200м;    Диаметр кабеля 26мм;    Расчётная мощность  80кВт;    Расчётная температура кабеля 90ºС;    Расчётная температура выходящего              потока  до 40ºС.		900

 

2.2 Выбор типа  греющего кабеля

Температурное поле вычислялось  из условия, что дебит равен нулю. Такое случай возможен, если образовалась парафиновая пробка или из-за резкого  снижения давления произошло снижение температуры с образованием гидратов. На рисунке видно, что при мощности 100 Вт/м температура нефти в  НКТ равна 47°С (рис.А), в то время как при нагреве кабелем, расположенным внутри НКТ, температура нефти равна 43°С при мощности 24 Вт/м. (рис.Б). Следовательно, нагрев кабелем, расположенным внутри НКТ, требует в несколько раз меньшей мощности, чем нагрев кабелем, расположенным снаружи НКТ. Различия в конструктивном исполнении кабелей определяются в основном способом их установки и монтажа в скважине, что также определяет и их эффективность. Для примера рассмотрим частный случай распределения тепловых потоков от нагревательных кабелей, расположенных непосредственно в НКТ  и в затрубном пространстве при прочих одинаковых условиях– состав скважинной жидкости, дебит, потери в затрубное пространство и пр. Из приведенных диаграмм видно, о требуемый эффект поддержания температуры жидкости в НКТ  практически одинаков для приведенных случаев, однако требуемая удельная мощность кабеля при этом различается в четыре раза. Следовательно, нагрев кабелем, расположенным внутри НКТ  значительно более эффективен, что объяснятся передачей всего объема тепловой энергии непосредственно в поток.

Рис. А                                                                                              Рис. Б

 

 

2.3. Основные сведения  о грузонесущем греющем кабеле (в колоне НКТ)

Станции управления установок нагрева нефти

Станция управления предназначена  для управления нагревом и защиты грузонесущего нагревательного  кабеля от перегрева в НКТ. Она  представляет собой герметичный  металлический шкаф, в котором  смонтированы автоматический выключатель, блок управления, устройство защитного  отключения по току утечки, трехфазный тиристорный управляемый выпрямитель для регулирования напряжения, терморегуляторы для контроля процесса нагрева, устройство учета потребляемой энергии.

Функциональные  возможности УНН

•  Включение и отключение нагрева нагревательного кабеля.

•  Контроль тока в цепи нагревательного кабеля.

•  Контроль напряжения, подаваемого на нагревательный кабель.

•  Автоматическое поддержание  заданной температуры жидкости на устье  скважины.

•  Измерение температуры  кабеля в нижней точке и на поверхности.

•  Отключение нагрева  при превышении установленной температуры  нагревательного кабеля.

•  Снижение мощности нагрева  до заданного уровня при отключении насосного агрегата.

•  Измерение температуры  жидкости в термокармане.

•  Измерение и регулирование  температуры внутри станции управления.

•  Автоматическое отключение напряжения питающей сети при появлении  тока утечки.

•  Автоматическое повторное  включение установки при перерывах  в электроснабжении.

•  Сохранение заданных параметров работы при отсутствии напряжения питания.

•  Возможность работы с нагревательным кабелем длиной до 2000 м с повышающим трансформа тором (заказывается отдельно).

•  Отображение текущих  параметров процесса нагрева на панели оператора.

•  Ввод и редактирование параметров процесса нагрева с панели оператора.

•  Непрерывное архивирование  режимов работы установки в формате  exсel по следующим основным параметрам:

    - рабочий ток  и напряжение;

    - температура  датчиков нагревательного кабеля  и окружающей среды;

    - наличие тока  утечки;

    - температура  в выкидном трубопроводе;

    - температура  внутри шкафа управления;

    - состояние аппаратуры  управления.

•  Емкость архива при  частоте записей 1 раз в минуту 1 год.

•  Передача данных по проводной линии с использованием модема.

•  Возможность адаптации  к существующим системам сбора информации.

Шкаф клемнный переходной

Шкаф клеммный переходной предназначен для соединения грузонесущего  нагревательного кабеля со станцией управления и предотвращает попадание  нефтяных газов в шкаф станции  управления, устраняя, таким образом, возможность возгорания.

Внутри шкафа расположены  электротехнические выводы для подключения  силовых цепей и колодка для  подключения термодатчиков. Конструкция  клеммного шкафа предусматривает подключение кабелей снизу и обеспечивает его эксплуатацию на открытом воздухе в условиях умеренного, холодного и тропического климата.

Специальный замок

Замок предназначен для предотвращения самопроизвольного спуска греющего кабеля в НКТ.

Агрегат для спуска и подъёма грузонесущего греющего кабеля

НАЗНАЧЕНИЕ 
Агрегат предназначен для проведения спускоподъемных операций с использованием кабелей различного назначения, в том числе нагревательных. 
 
УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

•   верхнее значение температуры окружающего воздуха + 40 °С;
•   нижнее значение температуры окружающего воздуха минус 40 °С;
•   атмосферном давлении 650-800 мм ртутного столба.

 

3. Опыт применения УНН на скважинах НГДУ ООО «Газпром добыча Уренгой»

В ноябре 2008 г. на пяти скважинах №№ 20315,20230,20423,6378,6649 и в январе 2009 г. на скважине №201351 смонтированы УНН. Все скважины эксплуатируются газлифтным способом, однако скважина 6378 работает в режиме полуфонтан, т.е. помимо подачи газлифтного газа вынос пластовой продукции происходит за счет энергии пласта. Средняя температура подаваемого газлифтного газа составляет минус 10 градусов, за исключением скважины №6649. На ней применяется подогрев газлифтного газа.

Интервал отложения ГПП  составляет 0-1000 м, поэтому длина кабеля составляет 1000м. Температура выпадения парафина 18 градусов, но для обеспечения без парафинового режима необходимо иметь температуру не ниже 25 градусов. Т.е. необходимо  создать условия при которых температура пластовой продукции, в интервале образования ГПП, была выше 25 градусов. Что реализуется посредством нагрева продукции греющим кабелем.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.Сведения о тепловых обработках на скважинах

№ п/п	Параметры	Скважины
		6378	6649	20230	20315	20423	20503	201351
до применения УНН
1	температура на устье, ºС	-3÷+4	-1÷+1	-1÷0	-1÷-2	0÷+1	+4	-6
2	межремонтный период ТО, сут (кол-во)	3 (9)	4 (8)	4 (7)	4 (8)	3 (9)	30 (1)	5 (6)
3	Объем конденсата ТО, тн	64,19	70,19	67,24	122,85	139,88	10,25	70,31
с применением  УНН, ноябрь 2008 г.							до применения УНН
1	температура на устье, ºС	+10÷+12	+17÷+18	+2÷+8	+3÷+8	+6÷+12	+5	-4
2	межремонтный период ТО, сут (кол-во)	10 (3)	10 (3)	6 (5)	3 (9)	4 (7)	30 (1)	5 (6)
3	Объем конденсата ТО, тн	31,21	32,17	71,95	116,59	106,47	13,28	72,84
с применением  УНН, декабрь 2008 г.							до применения УНН
1	температура на устье, ºС	+10÷+12	+17÷+20	+4÷+6	+3÷+6	+6÷+10	+4	-5
2	межремонтный период ТО, сут (кол-во)	30 (1)	10 (3)	4 (7)	3 (9)	4 (8)	30 (1)	4 (5)
3	Объем конденсата ТО, тн	12,29	28,76	92,81	119,42	113,41	7,24	53,61
с применением  УНН,  январь 2009 г.
1	температура на устье, ºС	+12÷14	18÷+20	+4÷+8	-1÷+2	+19÷+22	вывод на режим	вывод на режим
2	межремонтный период ТО, сут (кол-во)	15 (2)	8 (4)	4 (8)	4(7)	10 (3)
3	Объем конденсата ТО, тн	21,13	29,33	105,53	131,16	46,15
с применением  УНН,  февраль 2009 г.
1	температура на устье, ºС	+12÷+14	+17÷+19	+3÷+5	-	+23÷+25	+30	+4
2	межремонтный период ТО, сут (кол-во)	10 (3)	15 (2)	4 (7)	-	15 (2)	30 (1)	4 (5)
3	Объем конденсата ТО, тн	34,1	19,56	93,48	-	20,03	13,351	33,298