НАГРЕВАТЕЛЬНЫЕ
КАБЕЛИ И ЭЛЕКТРОПОДОГРЕВ
СКВАЖИН
Л. КОВРИГИН, Пермский государственный технический университет Г. МАКИЕНКО, ОАО ««Камкабель»
И. АКМАЛОВ, С. ПЕШИН, ООО «Сервис подземного оборудования»
Осложнения при эксплуатации скважин, связанные с выделением парафина на подземном оборудовании, имеются практически на всех месторождениях. Основной причиной отложения парафиновых фракций (от С16Н34 до Сб4Н130) является изменение термобарических параметров течения газожидкостной смеси в скважинах. В зависимости от количества растворенных парафинов нефти подразделяются на три типа: беспарафиновые с массовым содержанием парафина менее 1%, малопарафиновые с концентрацией парафина до 2% и парафиновые. Как правило, парафиновые нефти характеризуются высоким содержанием бензиновых фракций, а беспарафиновые содержат масляные фракции.
Выпадение парафина определяется температурой, давлением и скоростью течения скважинной жидкости. Отложение парафина в подземном оборудовании невозможно при устьевых температурах, превышающих температуру начала выпадения парафина. Глубина начала выпадения парафина соответствует отметке, где температура скважинной жидкости становится меньше температуры выпадения парафина. Практика добычи парафиновых нефтей показывает, что наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности колонны на-сосно-компрессорных труб (НКТ). Многочисленные промысловые исследования показали, что характер распределения парафиновых отложений в подъемных трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от начала их образования на глубине 500—900 м и достигает максимального значения на глубине 50—200 м от устья, затем уменьшается до 1—2 мм в области устья (рис. 1) [1].
Для отдельных малодебитных скважин Западной Сибири глубина начала выпадения парафина достигает отметки 1000 м [2]. Наибольшие затруднения возникают в скважинах с ШГН, где вследствие отложения парафина резко возрастает гидравличес-
кое сопротивление течению жидкости и перемещению штанги, увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и уменьшается коэффициент наполнения насоса. Парафин создает большие осложнения при подземном ремонте скважин, так как при подъеме насоса он соскребается со стенок, образуя пробку, при этом вся жидкость, находящаяся сверху пробки, выливается на поверхность, загрязняя устье и прилегающую площадку. В ряде случаев уплотненный парафин не позволяет извлечь насос, поэтому приходится поднимать НКТ.
Новым видом осложнений, присущим месторождениям Западной Сибири, является образование гидратных пробок в нефтяных скважинах. Впервые это явление обнаружено в 1976 г. на Правдинском месторождении, затем более активно — на Самотлорском и Федоровском месторождениях после внедрения компрессорного газлифта. С вводом в разработку залежей с низкопродуктивными коллекторами и высоким газовым фактором нефти резко интенсифицировался процесс образования гидратных пробок в фонтанных и насосных скважинах. Особенно остро вопросы профилактики гидратообразова-ния встают на месторождениях Заполярья, где фактически весь фонд, эксплуатируемый ШГН, подвержен интенсивному пробкообразованию.
В насосных скважинах гидратные пробки образуются как в НКТ, так и в межтрубном пространстве. Наличие газа высокого давления в межтрубном пространстве при пропусках в резьбовых соединениях НКТ стимулирует пробкообразование как в НКТ, так и в межтрубном пространстве. Гидраты появляются при взаимодействии воды с газом по мере понижения температуры скважинной жидкости, движущейся в сторону устья. Они оседают на стенках подземного оборудования, образуя пробки. Интенсивность гидратооб-разования возрастает в скважинах с высоким газовым фактором.
При обводненности, близкой к точке инверсии, образуются стойкие
В00 -I
900----
О 10 20 30 И, мм
Рис. 1
Распределение толщины парафиновых отложений по глубине скважины на НКТ различного диаметра:
1 — 89 мм; 2 — 73 мм; 3 — 60 мм
эмульсии, которые в сочетании с пара-финоотложением и гидратами создают высокое гидравлическое сопротивление течению скважинной жидкости. Влияние эмульсий наиболее ощутимо в скважинах, оснащенных ШГН, где возвратно-поступательное движение штанги способствует созданию эмульсии и принудительному размазыванию гидратов и парафина по стенкам НКТ.
Интенсивному накоплению гидратов и образованию пробок способствует зона вечной мерзлоты, уходящая на глубину 100—350 м. В этом интервале на поверхности подземного оборудования наблюдается выделение из газа газового конденсата с высоким содержанием про-пан-бутановой фракции, способной формировать гидраты при низком давлении.
Гидратообразование в непрерывно работающей скважине невозможно,
Рис. 2
Схема электроподогрева НКТ добывающей скважины (а) и поперечное сечение скважины, оборудованной установкой ШГН с нагревательным кабелем (б):
1 — обсадная колонна
2 — НКТ
3 — концевая заделка
4 — нагревательный кабель
5 — соединительная муфта
6 — бандаж
если температура на устье превышает температуру гидратообразования. При давлении 1,5 МПа на устье скважины максимальное значение гидратоопас-ного дебита длительно эксплуатируемой скважины составляет 20 м3/сут. Максимальная глубина образования гидратов, определяемая температурой и давлением, — 500—700 м.
Поддержание по всей глубине скважины температуры, превышающей температуру образования гидратов и выпадения парафинов, позволяет решить проблему пробкообразования. Нагреть скважину можно с помощью греющего кабеля двумя способами — греющий кабель прокладывается по внешней поверхности НКТ для скважин с ШГН или самонесущий греющий кабель опускается в НКТ.
Кабельные системы электроподогрева разработаны, исследованы и внедрены на месторождениях Западной Сибири предприятием СургутНИ-ПИнефть в 80-е годы [2, 3]. Созданы системы электроподогрева для установок ШГН и для других способов добычи нефти.
В зависимости от конструкции скважины и способа эксплуатации возможны различные схемы реализации
7 — сальниковое уплотнение
8 — питающий кабель
9 — разделительный трансформатор
10 — шкаф ШГС-58 03 со станцией управления
11 — штанга.
электроподогрева. Для фонтанных, газлифтных и оснащенных ЭЦН скважин наиболее целесообразно использование электроподогрева кабелем,
спускаемым через лубрикатор непосредственно в НКТ. Такая схема реализации электроподогрева не требует проведения подземных работ и остановки скважины. Спускаемый кабель соприкасается со скважинной жидкостью, поэтому она быстро нагревается. Это позволяет осуществлять периодический подогрев — наиболее экономичный способ профилактики пробко-образования.
Для скважин с ШГН электроподогрев может проводиться кабелем, смонтированным с внешней стороны НКТ. Вывод его из скважины обеспечивается через стандартное сальниковое уплотнение, используемое при монтаже ЭЦН. Этот способ основан в большей степени на компенсации теп-лопотерь скважинной жидкости в па-рафиногидратоопасном интервале, поэтому требуется непрерывная подача электроэнергии. Отсутствие движения жидкости в межтрубном пространстве гарантирует безаварийную работу исправно смонтированной системы. Монтаж кабеля выполняется одновременно со спуском насоса, что существенно снижает стоимость работ.
В системе электроподогрева установок ШГН применялись силовые кабели на напряжение 3,3 кВт при сечении жил 3х16 мм2, а сечение подводящего кабеля, который подключался к станции управления через разделительный трансформатор (рис. 2), составляло 3х25 или 3х35 мм2. Для защиты кабеля от механических повреждений при монтаже, демонтаже на скважинах применялись защитные кожуха. Кабель кре-
Табл. 1
Марка кабеля Число и номинальное сечение жил, мм2 Номинальная толщина изоляции, мм Максимальный наружный диаметр, мм Расчетная масса кабеля, кг/км Электрическое сопротивление жилы на длине 1 км при 20°С, Ом, не более
Первый слой Второй слой общая
КнсПпоБП 3х6 3х8 3х10 4х6 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 2,0 2,0 2,0 2,0 11,5x27,5 11,9x28,7 12,3x29,9 11,5x35,5 630 701 778 810 30,0 22,5 19,0 30,0
КНПпоБП КНПпоБПл 3х6 1,0 1,0 2,0 11,5x27,5 650 653 3,33
КНПпоБП КНПпоБПл 4х6 1,0 1,0 2,0 11,5x35,5 837 840 3,33
Примечание:
1. Длительно допустимая температура нагрева жил кабелей 120° С.
2. Электрическое сопротивление изоляции жил и готового кабеля, пересчитанное на 1 км длины и температуру 20° С, не менее 300 Мом.
3. Средний срок службы кабелей не менее трех лет.
4. Разработчик и изготовителя нагревательных кабелей — ОАО «Камкабель»; ТУ 16. К09 — 120 — 2003 «Кабели нагрев».
Рис. 4
Распределение температуры по высоте скважины при различной удельной мощности:
а) — кабель расположен от начала АСПО до устья
б) — кабель расположен от начала АСПО до уровня на 600 м выше
пился к НКТ с помощью металлических поясов по аналогии с УЭЦН.
К началу 1977 г. на промыслах ОАО «Сургутнефтегаз» в составе установок ШГН для депарафинизации НКТ системы злектроподогрева применялись на 649 скважинах. Отдельными разработчиками и исследователями даны методики тепловых расчетов скважин с учетом применения нагревательного кабеля [2, 3, 4].
С середины 90-х годов на ОАО «Камкабель» [4] проводятся разработ-
ка, исследования и внедрение нагревательных кабелей для борьбы с отложениями парафина и гидратными пробками. Наибольший объем работ выполнен для плоских нагревательных кабелей с целью депарафинизации скважин с ШГН, поскольку такие скважины составляют примерно 56% всего фонда [5].
Сведения о конструктивных параметрах и некоторых характеристиках плоских нагревательных кабелях, изготовляемых ОАО «Камкабель», приведены в табл. 1 [6, 7].
Отдельные марки кабелей в настоящее время применяются на промыслах Западной Сибири и Приволжского Федерального округа.
Существуют различные варианты прокладки греющих кабелей (рис. 3): от насоса до устья; от начала зоны АСПО (асфальтосмолопарафиновых отложений) до устья; от начала зоны АСПО до уровня на 300—400 м выше.
Удельная тепловая мощность нагревательных кабелей составляет 60—80 Вт/м. Рекомендуемое крепление кабеля на НКТ — примерно через 0,5 м.
Реж
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.