Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩЕЙ ВЫСОКОВЯЗКУЮ НЕФТЬ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть, а также для эксплуатации скважины с поглощающим пластом.

Известен способ снижения АСПО (патент RU №2302513, МПК Е21В 37/06, Е21В 41/02, опубл. 10.07.2007, Бюл. №19), включающий периодическую регулируемую подачу реагента в межтрубное пространство скважины дозировочным насосом, при подземном ремонте осложненной скважины кабель питания электродвигателя насоса меняют на кабель с капиллярной трубкой, который спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину и осуществляют одновременный отбор нефти насосом и подачу химического реагента по капиллярной трубке, при этом подачу химического реагента осуществляют либо на прием скважинного насоса, либо в интервал перфорации скважины, для чего на конец капиллярной трубки кабеля присоединяют полиэтиленовую капиллярную трубку расчетной длины с помощью соединительного ниппеля с грузом-форсункой.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность действия реагента, подаваемого по капиллярной трубке, так как при отборе насосом высоковязкой нефти из карбонатных пород на приеме насоса и в колонне труб образуется стойкая водонефтяная эмульсия вследствие высокой обводненности (от 40 до 80%), что приводит к увеличению нагрузки на привод (колонны штанг) насоса и, как следствие, увеличению потребляемой электроэнергии на единицу (м³) отобранной продукции (высоковязкой нефти);

- во-вторых, низкая надежность, так как водонефтяная эмульсия, образуемая на приеме насоса, забивает нижний конец капиллярной трубки, что приводит к отказу в подаче реагента;

- в-третьих, проведение подземного ремонта скважины (ПРС) при отказе подачи реагента по капиллярной трубке, а это - ожидание ПРС и дополнительные затраты на ПРС, кроме того, как в ожидании, так и в процессе проведения ПРС отбор высоковязкой нефти не производится, что снижает объем отбора высоковязкой нефти из скважины.

Также известен способ снижения АСПО (патент РФ №2379495, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, Бюл. №2), включающий спуск скважинного электронагревателя на колонне НКТ в интервал нефтяного пласта с последующим разогревом и добычей разогретой продукции из скважины. Добычу разогретой продукции скважины ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в нефтяной пласт, при этом объем и давление закачки разогретой продукции и соответственно глубину проникновения разогретой продукции в нефтяной пласт с каждым периодом увеличивают до достижения максимально допустимого давления закачки продукции в нефтяной пласт, причем в каждом из периодов объем закачки разогретой продукции обратно в нефтяной пласт в несколько раз меньше объема добытой разогретой продукции из скважины. Устройство для теплового воздействия на нефтяной пласт включает скважинный электронагреватель с токопроводом, размещенный на колонне НКТ. Колонна НКТ снабжена пакером выше скважинного электронагревателя, но ниже динамического уровня продукции в скважине, герметично разделяющим межколонные пространства скважины, при этом ниже пакера в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а выше пакера в колонне НКТ установлен вставной штанговый глубинный насос, причем колонна НКТ снизу заглушена, что увеличивает площадь теплопередачи на участке колонны НКТ от заглушки до радиальных отверстий.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность, так как часть добытой разогретой продукции (высоковязкой нефти) из скважины закачивается обратно в пласт, кольматируя призабойную зону пласта в процессе обратной закачки; кроме того, на устье необходимо иметь устройство подогрева уже поднятой на поверхность высоковязкой нефти, иначе остывшую в процессе подъема высоковязкую нефть невозможно будет продавить обратно в пласт; все это снижает темп отбора продукции из пласта;

- во-вторых, низкая надежность из-за выделения асфальтеносмолопарафиновых веществ из высоковязкой нефти и отложений водонефтяной эмульсии на внутрискважинном оборудовании выше насоса вследствие остывания высоковязкой нефти, разогретой электронагревателем в процессе подъема по колонне НКТ; это приводит к повышению нагрузки на привод насоса и его зависанию;

- в-третьих, высокие тепловые потери вследствие того, что штанговый насос расположен выше пакера, отсюда резкий уход тепла в надпакерное пространство скважины до достижения разогретой высоковязкой нефтью приема насоса.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины (патент RU №2494232, МПК Е21В 43/00, опубл. 27.09.2013, Бюл. №27), включающий спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, клапана, сбивного клапана, пакера, штангового насоса, колонны НКТ, верхнего перфорированного патрубка и колонны штанг, приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, подачу высоковязкой нефти к устью скважины по колонне НКТ и через верхний перфорированный патрубок по межтрубному пространству, периодическую прямую промывку закачкой промывочной жидкости по колонне НКТ и отбором через верхний перфорированный патрубок и межтрубное пространство и обратную промывку путем подъема насоса над верхним перфорированным патрубком, закачки промывочной жидкости по межтрубному пространству и отбора через верхний перфорированный патрубок и колонну НКТ.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность, обусловленная необходимостью периодической промывки скважины от АСПО и водонефтяной эмульсии, для чего необходимо останавливать скважину, привлекать бригаду ПРС, приподнимать насос из колонны НКТ и проводить промывку; все это снижает объемы отбора высоковязкой нефти из скважины;

- во-вторых, низкое качество очистки внутрискважинного оборудования от АСПО и стойкой водонефтяной эмульсии промывкой, так как при добыче высоковязкой нефти из карбонатных пород на приеме насоса и в колонне труб образуется стойкая водонефтяная эмульсия вследствие высокой обводненности (от 40 до 80%), которая тяжело поддается очистке промывкой;

- в-третьих, невозможность после промывки восстановления нагрузки на колонну штанг (привод), поэтому колонна штанг практически постоянно работает под высокой нагрузкой и, как следствие, это увеличение потребляемой электроэнергии на единицу (м³) отобранной продукции (высоковязкой нефти), что в конечном итоге приводит к зависанию колонны штанг;

- в-четвертых, невозможность реализации способа в скважине с поглощающим пластом, так как нельзя произвести промывку скважины ввиду поглощения промывочной жидкости пластом, для чего необходимо извлекать все внутрискважинное оборудование из скважины и вывозить в цех производственного обслуживания для очистки оборудования от АСПО и водонефтяной эмульсии.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины за счет увеличения добычи высоковязкой нефти, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО и стойкой водонефтяной эмульсии, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса при добыче высоковязкой нефти с возможностью реализации способа в скважинах с поглощающим пластом.

Поставленная задача решается способом эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, включающим спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из перфорированного патрубка, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ к устью скважины.

Новым является то, что после начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг, продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом до появления зависания колонны штанг, после чего производят повторное снятие динамограммы и определяют максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг, затем в межколонное пространство скважины посредством геофизического подъемника спускают геофизический кабель с наконечником на конце для импульсной высокочастотной термоакустической - ИВЧТА - обработки скважины так, чтобы наконечник находился ниже приема штангового насоса, но на 2 м выше пакера, производят ИВЧТА обработку скважины, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом, причем в процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое снятие динамограммы через каждые 12 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузки на колонну штанг не более 5% ниже начальных значений, после чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником.

На чертеже схематично изображен способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины.

В скважину 1 спускают компоновку, состоящую снизу вверх из перфорированного патрубка 2, пакера 3, штангового насоса 4 (показаны условно), колонны НКТ 5. Производят посадку пакера 3 выше пласта с высоковязкой нефтью 6, например, на 5 м. Приводят в работу штанговый насос 4 под действием перемещений (возвратно-поступательных) колонны штанг 7 с устья скважины 1, например, с помощью станка-качалки ( не показано).

Благодаря возвратно-поступательному перемещению колонны штанг 7 штанговый насос 4 производит отбор высоковязкой нефти, например, вязкостью 100 МПа·с, из пласта с высоковязкой нефтью 6 по колонне НКТ 5 к устью скважины 1.

После начала отбора высоковязкой нефти из скважины 1 снимают динамограмму и определяют максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг 7.

Например, начальные максимальная и минимальная нагрузки составляют:

Ρ_н.макс=3200 кг; Р_н.мин=1416 кг.

Далее продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины 1 до появления зависания колонны штанг 7, о чем свидетельствует неравномерное, «рывками», возвратно-поступательное перемещение колонны штанг 7, после чего снимают повторную динамограмму и повторно определяют максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг 7.

Например, повторные максимальная и минимальная нагрузки составляют:

Р_з.макс=4646 кг; Р_з.мин=143 кг.

После зависания колонны штанг 7 через эксцентричное отверстие (показано условно), выполненное в планшайбе скважины 1, в межколонное пространство 8 скважины 1 посредством геофизического подъемника 9 спускают геофизический кабель 10 с наконечником 11 на конце для проведения ИВЧТА обработки скважины так, чтобы наконечник находился ниже приема 12 штангового насоса 4, но на h=2 м выше пакера 3. Расстояние h=2 м необходимо, чтобы исключить контакт наконечника 11 с пакером 3.

В качестве геофизического кабеля 10 используют стандартный грузонесущий геофизический кабель простой конструкции.

Далее включают станцию управления (на фиг. не показана), находящуюся в геофизическом подъемнике 9, и производят ИВЧТА обработку скважины 1, не прерывая отбора высоковязкой нефти из скважины 1 штанговым насосом 4 посредством возвратно-поступательных перемещений колонны штанг 7 (привода).

В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины 1 производят периодическое (через каждые 12 ч) снятие динамограммы до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузки на колонну штанг не более 5% ниже от начальных значений, при этом исключается зависание колонны штанг 7 при ее возвратно-поступательном перемещении.

Например, через 12 ч после начала ИВЧТА обработки скважины 1 снимают динамограмму, при этом максимальная и минимальная нагрузки составляют:

Р_1макс=4205 кг; Р_1мин=560 кг.

Тогда

[(Р_1макс/Р_н.макс)·100%]-100%=[(4205 кг/3200 кг·100%]-100%=131,4%-100%=31,4%>5%.

100%-[(Ρ_1мин/Р_н.мин)·100%]=100%-[(560/1416·100%)]=100%-39,5%=60,5%>5%.

Условие не выполняется, поэтому, не прерывая процесс ИВЧТА воздействия, продолжают обработку скважины 1.

Через 12 ч вновь снимают динамограмму, при этом максимальная и минимальная нагрузки составляют:

Р_2макс=3720 кг; Р_2мин=728 кг.

Тогда:

[(Р_2макс/Р_н.макс·100%)]-100%=[(3720 кг/3200 кг·100%)]-100%=116,25%-100%=16,25%>5%.

100%-[(Р_2мин/Р_н.мин)·100%]=100%-[(728/1416·100%)]=100%-51,4%=48,6%>5%.

Условие не выполняется, поэтому, не прерывая процесс ИВЧТА воздействия, продолжают обработку скважины 1.

Через 12 ч вновь снимают динамограмму, при этом максимальная и минимальная нагрузки составляют:

Р_3макс=3280 кг; Р_3мин=1380 кг.

Тогда:

[(Р_3макс/Р_н.макс)·100%]-100%=[(3280 кг/3200 кг·100%)]-100%=102,5%-100%=2,5%<5%.

100%-[(Р_3мин/Р_н.мин)·100%]=100%-[(1380/1416·100%)]=100%-97,4%=2,6%<5%.

Таким образом, видно, что отклонение в процентом соотношении максимальной и минимальной нагрузок до и после ИВЧТА обработки скважины 1 не превышает 5%.

После непрерывной, в течение 36 ч, ИВЧТА обработки скважины 1 обработку скважины 1 прекращают и посредством геофизического подъемника 9 извлекают из межколонного пространства 8 скважины 1 геофизический кабель 10 с наконечником 11.

Применение ИВЧТА обработки исключает периодическую промывку скважины от АСПО и водонефтяной эмульсии и позволяет:

- предотвратить образование отложений АСПО и стойкой водонефтяной эмульсии в процессе отбора высоковязкой нефти на приеме штангового насоса 4 и внутри колонны НКТ 5;

- улучшить гидродинамический режим работы скважины в целом за счет увеличения подвижности высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта и уменьшения трения в лифте скважин за счет акустического влияния, уменьшения вязкости и плотности скважинной среды за счет повышения температуры и разрушения эмульсии, создающих дополнительную депрессию на пласт.

Все работы при реализации предлагаемого способа осуществляются «бесподходным» методом, т.е. не требуются привлечения бригад подземного или капитального ремонта и остановка скважины при отборе высоковязкой нефти.

Применение ИВЧТА обработки в отличие от промывки повышает качество очистки внутрискважинного оборудования от АСПО и стойкой водонефтяной эмульсии.

После проведения ИВЧТА обработки скважины восстанавливается нагрузка на колонну штанг (привод), поэтому колонна штанг работает под начальной нагрузкой (Р_н.макс; Р_н.мин) с отклонением от 60,5 до 2,5%, как показано в примере, что снижает потребляемую электроэнергию на единицу (м³) отобранной продукции (высоковязкой нефти).

Проведение ИВЧТА обработки скважины возможно реализовать в скважине с поглощающим пластом там, где невозможно произвести промывку скважины ввиду поглощения промывочной жидкости пластом, что исключает извлечение внутрискважинного оборудования из скважины с целью очистки оборудования от АСПО и водонефтяной эмульсии и расширяет функциональные возможности реализации способа.

В результате применения ИВЧТА обработки осуществляется термическое и вибромеханическое (акустическое) воздействие по всему тракту размещения геофизического кабеля на глубину скважины за счет передачи по нему сверхмощных и коротких высокочастотных импульсов, режима генерирования и передачи высокоплотной и высокочастотной энергии по кабелю в виде коротких высокочастотных и мощных импульсов на глубину скважины.

Специальная форма импульсов, длительность и восстанавливающие разделяющую изоляцию меры между импульсами позволяют передать в этом режиме по кабелю с ограниченным поперечным сечением среднюю электрическую мощность в 5-10 раз больше, чем при постоянном или переменном токе.

Во время передачи мощных импульсов вследствие высокой частоты изменения тока в них и поверхностного экранного эффекта происходит выделение тепла в металле колонны НКТ 5 по типу индукционного высокочастотного нагрева, а из-за высокого уровня мощности и возникновения ударных электродинамических сил создается по всему тракту передачи упругая механическая волна в металле колонны НКТ 5 и тем самым осуществляется высокочастотное виброакустическое воздействие на высоковязкую нефть, находящуюся внутри колонны НКТ 5.

Благодаря пакеру 3, перекрывающему зону перфорации 13 пласта с высоковязкой нефтью 6, в интервале нахождения наконечника 11 геофизического кабеля 10 термоакустический эффект значительно усиливается из-за замыкания импульсов тока от головного электрода (наконечника 11) через скважинную жидкость на эксплуатационную колонну 14 скважины 1 с образованием замкнутых на неизолированную часть брони геофизического кабеля 10 витков тока.

В этой части выделение тепла и ударных вибромеханических волн осуществляется в броне по всей длине геофизического кабеля 10, эксплуатационной колонне 14 и непосредственно в высоковязкой нефти. Последний эффект является с точки зрения обработки наиболее существенным, так как сопровождается при высокочастотном бездуговом E-разряде выделением большого уровня тепловой энергии и созданием мощных электрострикционных ударных волн с образованием кавитации.

Предлагаемый способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины позволяет:

- повысить эффективность добычи высоковязкой нефти;

- повысить качество очистки внутрискважинного оборудования от АСПО и стойкой водонефтяной эмульсии;

- снизить нагрузки на колонну штанг штангового насоса при добыче высоковязкой нефти;

- реализовать в скважинах с поглощающим пластом.