СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩЕЙ ВЫСОКОВЯЗКУЮ НЕФТЬ СКВАЖИНЫ
METHOD OF OPERATING HIGH-VISCOSITY OIL PRODUCING WELLS

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:
3
- 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 (м) 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;
3
- 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 (м) 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:
н.макс
н.мин
Ρ=3200 кг; Р=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:
з.макс
з.мин
Р=4646 кг; Р=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:
1макс
1мин
Р=4205 кг; Р=560 кг.
Тогда
1макс
н.макс
[(Р/Р)·100%]-100%=[(4205 кг/3200 кг·100%]-100%=131,4%-100%=31,4%>5%.
1мин
н.мин
100%-[(Ρ/Р)·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:
2макс
2мин
Р=3720 кг; Р=728 кг.
Тогда:
2макс
н.макс
[(Р/Р·100%)]-100%=[(3720 кг/3200 кг·100%)]-100%=116,25%-100%=16,25%>5%.
2мин
н.мин
100%-[(Р/Р)·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:
3макс
3мин
Р=3280 кг; Р=1380 кг.
Тогда:
3макс
н.макс
[(Р/Р)·100%]-100%=[(3280 кг/3200 кг·100%)]-100%=102,5%-100%=2,5%<5%.
3мин
н.мин
100%-[(Р/Р)·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.
н.макс
н.мин
3
После проведения ИВЧТА обработки скважины восстанавливается нагрузка на колонну штанг (привод), поэтому колонна штанг работает под начальной нагрузкой (Р; Р) с отклонением от 60,5 до 2,5%, как показано в примере, что снижает потребляемую электроэнергию на единицу (м) 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.