Результат интеллектуальной деятельности: Способ освоения скважины с высоковязкой нефтью

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.

Известен способ освоения и добычи высокопарафинистой нефти (патент RU №2366811, МПК E21B 43/22, опубл. 10.09.2009, бюл. №25), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности колонны НКТ клямсами, добычу продукта - нефти или нефтесодержащей пластовой жидкости с подъемом ее из скважины по колонне НКТ 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 НКТ 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, что 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, снижение производительности и увеличение нагрузки на скважинный насос при освоении скважины с высоковязкой нефтью и, как следствие, увеличение затрат электроэнергии в расчете на 1 м³ добытой нефти;

- в-третьих, отложение на внутренних стенках частично растворенного парафина, который сужает проходное сечение колонны НКТ и выкидного трубопровода.

Известен способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью (патент RU №2550636, МПК Е21 В 43/24, опубл. 10.05.2015, Бюл. №13), включающий спуск в скважину колонны НКТ со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности колонны НКТ клямсами, добычу продукта - нефти или нефтесодержащей пластовой жидкости с подъемом ее из скважины по колонне НКТ 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. При этом на устье скважины колонну НКТ 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 НКТ 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. 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 НКТ выше скважинного насоса.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая надежность реализации способа, связанная с отсутствием предварительной (перед запуском насоса) обработки призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью с целью снижения ее вязкости, приводит к увеличению нагрузки на насос в момент запуска и росту нагрузки на насос с начала его работы. Это вызывает постоянную работу насоса под нагрузкой и при достижении максимального тока потребления приводит к аварийному отключению, т.е. отказу насоса в работе;

- во-вторых, отложение АСПО на внутрискважинном оборудовании с началом запуска насоса, обусловленное тем, что подача химического реагента в капиллярную трубку и запуск в работу скважинного насоса осуществляют одновременно, при этом химический реагент не успевает «дойти» в заданный интервал дозирования, а насос уже перекачивает высоковязкую нефть, за это время происходит интенсивное отложение АСПО на внутрискважинном оборудовании;

- в-третьих, низкая эффективность при отборе высоковязкой нефти, осуществляемом насосом центробежного типа, имеющим низкий КПД при перекачке высоковязкой нефти, а также ограниченный напор, что при перекачивании жидкостей с высоким уровнем вязкости, большим содержанием твердых частиц приводит к увеличению нагрузки на насос, что в свою очередь увеличивает энергетические затраты на единицу (1 м³) отбираемой нефти;

- в-четвертых, при реализации способа невозможно промыть колонну труб с целью снижения нагрузки по току вследствие применения центробежного насоса, поэтому при превышении нагрузки по току происходит аварийное отключение насоса с последующим проведением подземного ремонта скважины (ПРС) с целью извлечения колонны труб с центробежным насосом с последующей ревизией извлеченного оборудования, а это дополнительные затраты на ПРС и обслуживание.

Техническими задачами изобретения являются повышение надежности реализации способа, исключение отложения АСПО на внутрискважинном оборудовании с момента запуска насоса в работу, а также повышение эффективности работы скважинного насоса с возможностью промывки внутрискважинного оборудования при увеличении энергетической нагрузки на насос.

Поставленные задачи решаются способом освоения скважины с высоковязкой нефтью, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом и капиллярной трубки, закрепленной на наружной поверхности колонны НКТ клямсами, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента насосом-дозатором с устья скважины по капиллярной трубке.

Новым является то, что в качестве насоса используют винтовой насос с верхним приводом от колонны насосных штанг, а в качестве химического реагента, дозируемого по капиллярной трубке, используют растворитель парафинов нефтяной, причем за 12 ч до запуска привода винтового насоса осуществляют импульсную высокочастотную термоакустическую - ИВЧТА обработку призабойной зоны пласта, перед запуском винтового насоса подачей растворителя насосом-дозатором заполняют капиллярную трубку растворителем от интервала приема винтового насоса до устья, прекращают подачу растворителя в капиллярную трубку, выставляют максимальную нагрузку по току на привод винтового насоса в зависимости от номинальной нагрузки по току электродвигателя привода винтового насоса, запускают привод винтового насоса с оборотами ротора 70 об/мин с последующим плавным увеличением до 110 об/мин, после запуска привода винтового насоса осуществляют подачу растворителя по капиллярной трубке на прием винтового насоса с расходом 10% от дебита скважины, при росте нагрузки по току на 15% от номинальной нагрузки снижают обороты ротора до 60 об/мин и производят ступенчатое увеличение подачи растворителя в капиллярную трубку до 20% от дебита скважины, в случае роста нагрузки выше максимального значения и отключения насоса производят обратную промывку горячей нефтью и продолжают освоение скважины с высоковязкой нефтью.

На фиг. 1 и 2 схематично изображен предлагаемый способ освоения скважины с высоковязкой нефтью.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

Способ освоения скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину 1 колонны НКТ 2 с винтовым насосом 3 (состоящим из ротора и статора), с верхним приводом 4, выполненным в виде колонны штанг, соединенным с ротором винтового насоса 3, а также капиллярной трубкой 5, закрепленной на наружной поверхности колонны НКТ 2 клямсами (на фиг. 1 и 2 не показаны) с подачей химического реагента в интервал приема винтового насоса 3 (см. фиг. 1).

На устье скважины устанавливают емкость (на фиг. 1 и 2 не показана) и насос-дозатор 6 (см. фиг. 1), гидравлически обвязанные между собой. В качестве химического реагента, дозируемого по капиллярной трубке 5, используют растворитель парафинов нефтяной, которым заправляют емкость насоса-дозатора 6.

За 12 ч до запуска привода 4 винтового насоса 3 осуществляют ИВЧТА обработку призабойной зоны 7 пласта 8 с высоковязкой нефтью. Для этого в межколонное пространство 9 скважины 1 на конце геофизического кабеля 10 спускают наконечник 11 посредством геофизического подъемника 12.

Далее включают станцию управления (на фиг. 1 и 2 не показана), находящуюся в геофизическом подъемнике 12 (см. фиг. 1), и производят ИВЧТА обработку призабойной зоны 7 пласта 8 в течение 12 ч.

ИВЧТА обработка основана на совместном облучении тепловым и акустическим полями, для чего в скважину 1 спускают, например, со скоростью 0, 5 м/с наконечник 11 (термоакустический излучатель), соединенный геофизическим кабелем 12 с наземным ультразвуковым генератором мощностью 4-30 кВт в диапазоне частот 5-16 кГц. Одновременное распространение этих полей в призабойной зоне 7 пласта 8 способствует многократному увеличению его эффективной температуропроводности и очистке призабойной зоны 7 пласта 8 от АСПО. Радиус зоны воздействия достигает 8 м. В зоне воздействия ИВЧТА обработки изменяются реологические свойства высоковязкой нефти, при этом разрушаются водонефтяные эмульсии, снижается вязкость нефти, растворяются и выносятся АСПО из призабойной зоны 7 пласта 8 при последующем освоении скважины. Все это снижает нагрузку на привод 4 при последующем запуске винтового насоса 3.

По окончании ИВЧТА обработки (12 ч) призабойной зоны пласта 7 извлекают геофизический кабель 10 с наконечником 11 из скважины 1.

В предлагаемом способе производят ИВЧТА обработку призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью перед запуском насоса в работу, что приводит к плавному запуску насоса в работу. Это происходит за счет снижения вязкости высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта, поэтому снижаются нагрузка на насос по току и аварийный отказ насоса в работе.

Заполняют насосом-дозатором 6 из емкости капиллярную трубку 5 химическим реагентом-растворителем парафинов нефтяным от интервала дозирования (приема винтового насоса 3) до устья скважины, после чего прекращают подачу растворителя в капиллярную трубку 5, т.е. отключают насос-дозатор 6.

Объем растворителя, подаваемого насосом-дозатором 6 в капиллярную трубку 5 с целью ее заполнения, определяют расчетным путем в зависимости от длины капиллярной трубки 5, спущенной в скважину 1, и ее внутреннего диаметра по формуле:

где π=3,14;

d - внутренний диаметр капиллярной трубки, м. Примем d=8 мм = 8⋅10^-3 м;

L - длина капиллярной трубки 5 от интервала подачи растворителя (приема винтового насоса 3) до устья скважины (насоса-дозатора 6), м. Примем L=1200 м;

V - объем растворителя, которым заполнена капиллярная трубка, м³.

Подставляя в формулу (1), получим:

V=3,14⋅(0,008 м)²/4)⋅1200 м =0,06 м³ =60 л.

Таким образом, закачивают в капиллярную трубку 5 растворитель парафина нефтяного в объеме 60 л.

Перед запуском в работу скважинного насоса (винтового насоса 3) осуществляют заполнение капиллярной трубки 4 химическим реагентом-растворителем парафинов нефтяным, поэтому после одновременного запуска винтового насоса 3 в работу и дозировочного насоса, подающего растворитель в капиллярную трубку 5, воздействие растворителя на отбираемую высоковязкую нефть на приеме насоса происходит мгновенно, поэтому АСПО на внутрискважинном оборудовании не успевают сразу отложиться, как в прототипе.

Выставляют максимальную нагрузку на привод 4 винтового насоса 3 по току в зависимости от номинальной нагрузки по току электродвигателя 13 привода 4 винтового насоса 3:

J_мак=1,2⋅J_ном,

где J_мак - максимальная нагрузка по току, при превышении которой происходит отключение привода, А;

J_ном - номинальная нагрузка по току электродвигателя (зависит от типоразмера электродвигателя), А. Примем J_ном=22 А.

Тогда J_мак=1,2⋅22 А =26,4 А.

Запускают привод 4 винтового насоса 3 с оборотами ротора 70 об/мин с последующим плавным увеличением до 110 об/мин.

После запуска привода винтового насоса 3 (см. фиг. 2) осуществляют подачу растворителя парафинов нефтяного по капиллярной трубке 5 с помощью насоса-дозатора 6 на прием 14 винтового насоса 3 с расходом 10% от дебита скважины 1. Например, дебит скважины составляет 10 м³/сут, тогда подача будет составлять: 10 м³/сут⋅(10%/100%)=1,0 м³/сут =42 л/ч.

При росте нагрузки по току на 15% от номинальной нагрузки (J_ном=22 А), т.е. достижении J_т=22 А +22 А ⋅(15%/100%)=25,3 А снижают обороты ротора винтового насоса 3 и привода 4 до 60 об/мин и увеличивают подачу растворителя в капиллярную трубку 5 ступенчато на 2,0 л/ч, до 20% от дебита скважины, т.е. 10 м³/сут ⋅(20%/100%)=2,0 м³/сут =84 л/ч.

Таким образом, при оборотах ротора 60 об/мин ступенчато добавляют подачу растворителя в капиллярную трубку 5, например, на 10,5 л/ч, т.е. 52,5; 63,0; 73,5; 84,0 л/ч.

Продолжают освоение скважины с высоковязкой нефтью, не допуская превышение J_т=25,3 А. В случае роста нагрузки до максимального значения (J_мак=26,4 А), происходит отключение насоса 3.

Дальнейшая закачка растворителя в капиллярную трубку 5 неэффективна ввиду больших объемов закачки и соответственно финансовых затрат, поэтому далее с целью снижения нагрузки на привод винтового насоса 3 осуществляют промывку горячей нефтью.

Далее приподнимают привод 4 (колонну штанг), например, на 4 м (на фиг. 1 и 2 не показано), т.е. вынимают ротор из статора винтового насоса 3 (см. фиг. 2) и выполняют обратную промывку закачкой горячей нефти в межколонное пространство 9 с подъемом по колонне НКТ 2 с целью очистки внутрискважинного оборудования от АСПО.

После чего спускают привод 4 обратно на 4 м, т.е. вставляют ротор в статор винтового насоса 3 и начинают освоение скважины с высоковязкой нефтью, как описано в самом начале реализации способа.

Повышается эффективность освоения скважины с высоковязкой нефтью вследствие применения винтового насоса, имеющего по сравнению с центробежным насосом больший КПД при перекачке высоковязкой нефти, а также низкие расходы на электроэнергию с возможностью перекачивания жидкостей с высоким уровнем вязкости, большим содержанием твердых частиц, а также низкие значения внутренних градиентов скорости сдвига, ограничивающие эмульгирование жидкости в скважине.

Применение винтового насоса с верхним приводом вместо центробежного, описанного в прототипе, позволяет промыть колонну труб с целью снижения нагрузки по току. Для этого приподнимают привод с целью проведения обратной промывки, при превышении нагрузки по току выше допустимого значения происходит аварийное отключение насоса, после чего обратной промывкой, например, горячей нефтью, промывают внутрискважинное оборудование от отложений АСПО и водонефтяной эмульсии, восстанавливают нагрузку по току, затем опускают привод (колонну штанг вниз) обратно (на 3-4 м) и запускают насос, продолжают реализовывать предлагаемый способ.

Поэтому в предлагаемом способе нет необходимости проведения подземного ремонта скважины (ПРС) с целью извлечения колонны труб с насосом с последующей ревизией извлеченного оборудования, а это исключает дополнительные затраты на ПРС и обслуживание.

Предлагаемый способ освоения скважины с высоковязкой нефтью позволяет:

- повысить надежность реализации способа;

- исключить отложение АСПО на внутрискважинном оборудовании с началом запуска насоса в работу;

- повысить эффективность обработки скважины;

- осуществить промывку внутрискважинного оборудования.