Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти.

Известен способ добычи высоковязкой нефти (патент RU №2410533, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.01.2011 в бюл. №2), заключающийся в том, что спускают в скважину и закрепляют в ней эксплуатационную колонну с последующей перфорацией в области нефтеносного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы и скважинный насос, осуществляют дозированную подачу в межтрубное пространство маловязкого вещества, обеспечивающего снижение вязкости нефти, разбавляют высоковязкую нефть, поступающую в скважину через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны, маловязким веществом, поднимают разбавленную высоковязкую нефть скважинным насосом на устье скважины и подают разбавленную нефть в систему сбора и подготовки нефти, при этом используют сдвоенную колонну концентрично расположенных и зафиксированных друг относительно друга колонн насосно-компрессорных труб, по межтрубному пространству которой подают маловязкое вещество в узел смешения, закрепленный в нижней части колонны труб большего диаметра, для разбавления поступающего в него из скважины потока высоковязкой нефти.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, неэффективное использование маловязкого вещества в связи с большим объемом его закачки по межтрубному пространству в узел смешения;

- во-вторых, низкая эффективность работы узла смешивания, обусловленная низким качеством смешивания маловязкого вещества с высоковязкой нефтью, и, как следствие, повышенные нагрузки на скважинный насос;

- в-третьих, высокие финансовые и материальные затраты на реализацию способа (две колонны насосно-компрессорных труб, узел смешивания и т.д.).

Также известен способ добычи высоковязкой нефти (патент RU №2062868, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.06.1996 в бюл. №18) путем подлива в затрубное пространство разжижителя, при этом в качестве разжижителя используют состав при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- анионное поверхностно-активное вещество - 0,3-0,7%;

- неионогенное поверхностно-активное вещество - 0,8-1,2%;

- гидроокись щелочных металлов 5-40%-ной концентрации - 0,5-8,3%;

- вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% - остальное.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, неэффективное использование разжижителя в связи с его большим расходом при подаче в затрубное пространство скважины;

- во-вторых, низкое качество разжижения без предварительного подогрева высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса;

- в-третьих, отложение высоковязкой нефти на стенках колонны труб и выкидном трубопроводе при ее подъеме, а также высокие нагрузки на скважинный насос.

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи высокопарафинистой нефти (патент RU №2366811, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.2009 г. в бюл. №25), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущеннной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб клямсами, добычу продукта - нефти или нефтесодержащей пластовой жидкости с подъемом ее из скважины по колонне насосно-компрессорных труб с помощью скважинного насоса, подачу химического реагента из емкости в скважину насосом-дозатором с расходом 0,3-5,0 кг на 1 т добываемого продукта через капиллярную трубку, спущенную в скважину и закрепленную на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, с внутренним диаметром 3-7 мм под давлением до 40 атм, соединенную по всей длине скважины с силовым кабелем, осуществляют ввод капиллярной трубки и силового кабеля в скважину через герметичный кабельный ввод и их защиту от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины посредством протекторов, а в качестве химреагента используют реагент «Глейд».

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность эксплуатации скважины, это обусловлено тем, что в призабойной зоне пласта, куда дозируется химический реагент, нефть - «холодная», и в таком состоянии ее отбирает скважинный насос, поэтому скорость реакции химического реагента с нефтью низкая, а скорость отбора нефти скважинным насосом высокая, поэтому происходит лишь частичное воздействие химическим реагентом «Глейд» при дозировке 0,3-5,0 кг на 1 тонну добываемого продукта;

- во-вторых, высоковязкая нефть попадает на прием скважинного насоса в частично растворенном состоянии, при этом снижается производительность и увеличивается нагрузка на скважинный насос в связи с высокой вязкостью нефти и, как следствие, увеличиваются затраты электроэнергии в расчете на 1 м³ добытой нефти;

- в-третьих, по мере подъема высоковязкой нефти частично растворенный парафин откладывается на внутренних стенках, сужая проходное сечение колонны насосно-компрессорных труб и выкидного трубопровода.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, повышение производительности скважины и снижение нагрузки на скважинный насос, а также исключение отложений высоковязкой нефти на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб и выкидном трубопроводе.

Поставленные технические задачи решаются способом освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб клямсами, добычу продукта - нефти или нефтесодержащей пластовой жидкости с подъемом ее из скважины по колонне насосно-компрессорных труб с помощью скважинного насоса, подачу химического реагента в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку, ввод силового кабеля в скважину через герметичный кабельный ввод, осуществление защиты силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами.

Новым является то, что на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка, при этом удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса, спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью, при этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод, а капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины, запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса, по окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб выше скважинного насоса.

На чертеже изображен способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Перед освоением и эксплуатацией скважины 1 с высоковязкой нефтью на устье скважины 1 колонну насосно-компрессорных труб 2 снизу вверх оснащают электронагревателем 3 с удлинителем 4, скважинным насосом 5 с силовым кабелем 6 и муфтой 7 с радиальным отверстием 8, к которому присоединена капиллярная трубка 9, при этом удлинитель 4 электронагревателя 3 соединяют с силовым кабелем 6 скважинного насоса 5.

В качестве электронагревателя 3 используют скважинный стационарный электронагреватель марки СНТ(н)-20 или СНТ(н)-35, выпускаемый ООО «Псковгеокабель» (г. Псков, Россия). Например, используют стационарный электронагреватель марки СМН(н)-20, имеющий следующие технические характеристики:

- номинальная мощность - 20 кВт;

- внешний диаметр - 120 мм;

- длина - 3300 мм.

Электронагреватель имеет регулируемую мощность, которая зависит от температуры жидкости (высоковязкая нефть), в которой он размещен.

Так, в процессе работы электронагревателя при повышении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта выше номинальной температуры электронагреватель увеличивает сопротивление, что приводит к уменьшению отдаваемой мощности электронагревателем и снижению температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта. И наоборот, при снижении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта ниже номинальной температуры электронагреватель уменьшает свое сопротивление, что приводит к увеличению отдаваемой мощности электронагревателем и повышению температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта.

В качестве скважинного насоса 5 применяют установку электровинтового насоса, например, марки ЭОВНБ5А-30-1000 производства компании «Борец» (г. Москва, Россия).

На наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб 2 раздельно клямсами (не показаны) крепят капиллярную трубку 9 и силовой кабель 6 и защищают их от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины с помощью протекторов 10.

В качестве удлинителя 4 используют термостойкий кабельный удлинитель марки УБ-10/25-02 производства ООО «Псковгеокабель» (г. Псков).

Спускают колонну насосно-компрессорных труб 2 в скважину 1 так, чтобы ее башмак 11 размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы 12 пласта 13 с высоковязкой нефтью, а электронагреватель 3 находился напротив интервала перфорации 14 пласта 13 с высоковязкой нефтью. Такое размещение позволяет повысить эффективность прогревания высоковязкой нефти.

Силовой кабель 6 на устье скважины 1 соединяют со станциями управления 15 и 16 соответственно электронагревателя 3 и скважинного насоса 5 и вводят в скважину 1 через герметичный кабельный ввод 17.

Капиллярную трубку 9 вводят в скважину 1 через герметичный боковой отвод 18 фонтанной арматуры скважины 1.

Далее приступают к освоению и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью.

Для этого запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку течение 8 ч с целью прогревание призабойной зоны пласта 13 в интервале перфорации 14 и разогрева высоковязкой нефти, поступающей на прием скважинного насоса 4, например, до температуры 60°C.

В процессе работы электронагревателя 3 при повышении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13, например, до 65°C, т.е. выше температуры 60°C, электронагреватель 3 увеличивает свое сопротивление, что приводит к уменьшению отдаваемой электронагревателем 3 мощности, вследствие чего температура высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13 снижается. И наоборот, при снижении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13, например, до 55°C, т.е. ниже номинальной температуры 60°C, электронагреватель 3 снижает свое сопротивление, что приводит к увеличению отдаваемой электронагревателем 3 мощности, вследствие чего температура высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13 увеличивается.

Например, температура равная 60°C является оптимальной температурой высоковязкой нефти, при которой она обладает оптимальными физико-химическими характеристиками (вязкость, текучесть, плотность) на приеме скважинного насоса, позволяющими снизить нагрузки (затраты на электроэнергию, износ деталей насоса) на скважинный насос 5.

По окончании времени технологической выдержки 8 ч одновременно запускают в работу скважинный насос 5 и насос-дозатор 19, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке 7 через радиальное отверстие 6 в муфте 5 во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 4.

В качестве разжижителя высоковязкой нефти используют любой известный химический состав, например углеводородный растворитель «МИА-пром», который из емкости 20 подают насосом-дозатором 19 через капиллярную трубку 9 с расходом 0,1-0,5 кг на 1 т добываемого продукта (например, 0,3 кг на 1 т добываемого продукта) под давлением, например, 3,0 МПа в колонну насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 5 с целью разжижения (снижения вязкости) высоковязкой нефти, разогретой в призабойной зоне пласта 13 и перекачиваемой скважинным насосом 5 по колонне насосно-компрессорных труб 2 в выкидной трубопровод (не показано).

Высоковязкая нефть эффективно разжижается в колонне насосно-компрессорных труб при температуре выше 40°C, которая достигается разогреванием высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13 (см. чертеж) и подачей в колонну насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 3 высоковязкой нефти с температурой выше 40°C.

Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью позволяет:

- повысить производительность скважины в 2,5 раза и снизить нагрузки на скважинный насос в 1,5 раза за счет предварительного прогревания призабойной зоны электронагревателем и поступления высоковязкой нефти на прием насоса в разогретом состоянии при температуре не ниже 40°C;

- повысить эффективность разжижения высоковязкой нефти за счет дозирования химического реагента (разжижителя) во внутреннее пространство колонны НКТ выше скважинного насоса, в которое поступает высоковязкая нефть в разогретом состоянии, что обеспечивает оптимальное разжижение (снижение вязкости) высоковязкой нефти, при этом ускоряется скорость реакции разжижения высоковязкой нефти;

- исключить отложение высоковязкой нефти при ее подъеме из скважины на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб и выкидном трубопроводе за счет действия разжижителя на высоковязкую нефть.