Способ добычи вязкой продукции нефтяной скважины
OIL WELL VISCOUS PRODUCTION METHOD

Данное изобретение относится к технике и технологии добычи, и может быть применено для интенсификации добычи нефти и газа. Обеспечивает увеличение добычи нефти и газа, оптимизацию процессов высоковязкой скважинной продукции при помощи совокупной работы насосного и теплового оборудования для изменения реологических свойств (например, вязкости) добываемой скважинной продукции. Изобретение направлено на изменение реологических свойств добываемой пластовой продукции для повышения нефтеотдачи пласта за счет снижения вязкости добываемой продукции, снижение энергопотребления и расширение функциональных возможностей применения насосов, общей надежности и увеличению наработки до отказа.
Предлагаемый способ делает возможным добычу скважинной высоковязкой продукции с помощью любых насосов без существенного изменения их характеристик, например, коэффициента полезного действия, что достигается с помощью нагрева добываемой продукции внутри скважины, что ведет к изменению ее реологических свойств, в частности, снижению вязкости.
Из традиционно используемых для добычи нефти типов насосов наиболее приспособленными для извлечения высоковязкой продукции являются винтовые насосы. Скважинные винтовые насосы работают за счет передачи энергии в виде вращающейся колонны насосных штанг от, установленного на устье скважины электродвигателя или с помощью передачи энергии от погружного электродвигателя.
Однако эффективность их эксплуатации существенно зависит от качества материала для изготовления обоймы. Довольно часто требуется добывать высоковязкую продукцию из глубоко залегающих продуктивных пластов, в связи с чем нередко возникает трудность связанная с недостаточностью напора существующих винтовых насосов и недостаточными эксплуатационными свойствами эластомеров для производства их составных элементов, связи с чем, во многих случаях, добыча высоковязкой продукции проводится стандартными методами с помощью УЭЦН, ШГН. Использование, например, УЭЦН в данном случае вынуждает применять насосы с существенно большими напором, подачей и мощностью по сравнению с добычей продукции с низкой вязкостью, в связи с существенным влиянием вязкости добываемой продукции, выражающимся в виде снижения напора и подачи.
Известны способы добычи высоковязкой продукции скважин с помощью винтовых насосных установок, скважинных штанговых насосных установок (ШГН), установок погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) [Ивановский В.Н. и д.р. Скважинные насосные установки для добычи нефти. Учебное пособие. М.: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002 - 824 стр. Термические методы воздействия на нефтяные пласты. Справочное пособие "Недра", 1995 г., стр. 82].
Общим недостатком всех этих способов является существенное влияние реологических свойств (например, вязкости) добываемой продукции на показатели работы насосных установок, например КПД, он может существенно снижаться.
Из уровня техники известен способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов (см. RU 2213858 С1, опуб. 10.10.2003), включающий вскрытие пласта эксплуатационными скважинами, прогрев пласта высокочастотным электромагнитным воздействием и отбор нефти через эксплуатационные скважины, согласно изобретению при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов пласт вскрывают лишь одной эксплуатационной скважиной и подвергают высокочастотному электромагнитному воздействию при закрытой скважине, после прекращения высокочастотного электромагнитного воздействия скважину открывают и дают возможность релаксировать пластовому давлению при отборе нефти, порядок действий прогрев-релаксация повторяют циклически.
Недостатком указанного аналога тоже является невозможность поддержания температуры добываемой продукции на определенном значении, поскольку тепловое воздействие оказывается циклически, что приводит к изменению температуры добываемой продукции во время отключения нагрева.
Также из уровня техники известен способ нагрева газожидкостной смеси в скважине для предотвращения отложений парафина на стенках насосно-компрессорных труб (см. RU 2450117 С1, опуб. 10.05.2012), в котором используют насосно-компрессорные трубы, электроцентробежный насос, трехфазный кабель, газожидкостную смесь с парафином, забой скважины, перфорационные отверстия в обсадной колонне, при этом способ включает следующие операции: а) предварительно размещают на торце насосно-компрессорной трубы проточные кольцевые нагреватели, как минимум один, для осуществления нагрева газожидкостной смеси с парафином на забое скважины, б) предварительно на насосно-компрессорной трубе, соединенной с электроцентробежным насосом, выполняют отверстия, предназначенные для выхода нагретой газожидкостной смеси и парафина из внутренней полости насосно-компрессорной трубы в пространство перед электроцентробежным насосом, в) дополнительно размещают на насосно-компрессорной трубе, размещенной над электроцентробежным насосом, проточные кольцевые нагреватели, как минимум один, для осуществления дополнительного нагрева газожидкостной смеси с парафином, г) осуществляют спуск насосно-компрессорных труб с проточными кольцевыми нагревателями в скважину до забоя с остановкой у верхних перфорационных отверстий, при этом осуществляется нагрев газожидкостной смеси, движущейся как внутри насосно-компрессорных труб, так и в кольцевом пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами проточными кольцевыми нагревателями, тем самым предотвращая отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб.
Недостатки аналога заключаются в сложности его осуществления, и в частности невозможности осуществления для высоковязких нефтей, дороговизне и ненадежности применяемого кабеля, отсутствии возможности совместного управления насосом и нагревом добываемой продукции, а также в невозможности поддержания температуры добываемой продукции на заданном значении.
Наиболее близким, выбранным авторами в качестве прототипа, является способ прогрева призабойной зоны скважины (см. RU 2559975 С1, опуб. 20.08.2015), характеризуемый тем, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации на хвостовике из насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже скважинного погружного оборудования в зависимости от необходимой длины и мощности нагрева опускают один или несколько соединенных между собой скважинных электрических резистивных нагревателей, производят управляемый прогрев околоскважинного пространства призабойной зоны и поступающей в скважину пластовой жидкости, при этом в нижней трубе, на которой укрепляют нагреватель, изготавливают щелевые отверстия, через которые осуществляют свободное перемещение нагретой скважинной жидкости из затрубного пространства во внутреннее пространство НКТ и обратно, а сам скважинный нагреватель используют как со штанговыми глубинными насосами, так и с электрическими центробежными и винтовыми насосами и в фонтанных и газлифтных скважинах, одновременно с помощью станции управления поддерживают в автоматическом режиме заданную температуру нагревателя, одновременно контролируют температуру отходящего от нагревателя потока и температуру выходящего потока жидкости на устье скважины, а подачу необходимой мощности на нагреватель с учетом контрольных измерений автоматически регулируют программируемым контроллером станции управления заданной температурой нагревателя, тем самым на призабойную зону скважины оказывают необходимое тепловое воздействие.
Недостатками прототипа являются: низкая эффективность теплоотвода от поверхности нагревательного элемента до внутренней поверхности корпуса скважинного нагревателя, кроме того на границе теплоноситель/внутренняя стенка корпуса скважинного нагревателя имеется большой температурный перепад, что требует большей площади внешней поверхности корпуса скважинного нагревателя для отвода заданной мощности; в случае увеличения мощности скважинного нагревателя по мере роста температуры рабочей жидкости, требуется контролировать температуру элементов соответствующей аппаратурой, что ведет к усложнению конструкции устройства; использование рабочей жидкости в виде промежуточного теплоносителя в полости скважинного нагревателя приводит к увеличению массы всего устройства в условиях ограниченного диаметра скважин по сравнению с устройствами пряного нагрева; использование рабочей жидкости в виде промежуточного теплоносителя в полости скважинного нагревателя приводит к избыточным массовым характеристикам всего устройства в условиях ограниченного диаметра скважин.
Общим недостатком известных способов добычи высоковязкой продукции является невозможность управления температурой продукции в добывающих скважинах во время ее добычи, а соответственно и ее реологическими свойствами, что приводит к необходимости применения насосных установок, предназначенных для добычи высоковязкой продукции возможно имеющей высокую начальную температуру. Это возникает вследствие того, что тепловое воздействие оказывается в целом на продуктивный пласт для увеличения его нефтеотдачи, а не на продукцию уже находящуюся в добывающей скважине.
Предлагаемый способ направлен на изменение реологических свойств добываемой продукции для возможности применения стандартных насосных установок без существенного снижения эффективности их работы.
Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности добычи скважинной продукции, имеющей первоначальную повышенную вязкость, с помощью стандартных насосных установок, предназначенных для эксплуатации скважин с продукцией низкой вязкости.
Технический результат заключается в повышении эффективности добычи вязкой продукции нефтяной скважины за счет совместного управления насосной установкой и внутрискважинным нагревателем по данным с датчиков технологических параметров.
Технический результат достигается способом добычи вязкой продукции нефтяной скважины, включающем спуск в скважину нагревателя и насосной установки, прогрев продукции и ее подъем из скважины с помощью насоса, при этом с помощью станции управления поддерживают заданную температуру нагревателя, согласно изобретению нагреватель устанавливается под насосную установку, при этом нагрев производят постоянно или кратковременно-циклично, причем температуру нагрева и режим работы нагревателя контролируют и/или задают с помощью системы управления, входящей в состав станции управления насосной установкой или устанавливаемой отдельно, при этом управление насосной установкой и нагревателем осуществляется по сигналам с датчиков технологических параметров.
Кроме того, нагреватель соединен со станцией управления геокабелем.
Кроме того, нагреватель является модульным, количество модулей выбирается в зависимости от требуемой мощности и составляет от 2 до 12 модулей.
Кроме того, модули соединяют между собой с помощью фланцевого соединения, или с помощью тросов, или цепей, или гибкой связи.
Кроме того, нагреватель выбирают индукционного и/или резистивного принципа действия.
Кроме того, электронагревательные элементы в нагревателе размещают по вершинам равностороннего треугольника, при этом полость цилиндра заполнена теплопроводящим материалом.
Кроме того, каждый модуль оснащен датчиком температуры с обратной связью.
Кроме того, на внешней поверхности корпуса нагревателя размещают ребра.
На сопроводительных чертежах показан иллюстрационный вариант осуществления предложенного способа добычи вязкой продукции, однако не следует считать данный пример единственным осуществлением и каким-либо образом ограничивающим осуществление предложенного способа. На фиг. 1 показана схема размещения насосной установки и нагревательного элемента в скважине, на фиг. 2 показана схема управления.
Технический результат достигается комплектным набором оборудования частотно-регулируемого привода (ЧРЭП) и внутрискважинного нагревателя унифицированного типа. При этом снижается энергопотребление насосной установки за счет снижения вязкости жидкости, появляется возможность замены насосного агрегата на насосный агрегат с меньшей мощностью.
Способ осуществляют следующим образом. Собирают спускаемую в скважину установку (см. фиг.1), состоящую из нагревателя 1, насоса 2, трубы НКТ 3, обратного клапана 4, патрубка (1/2 м) 5, сбивного клапана 6, патрубка (1/2 м) 7, кольца Рудака 8, колонны НКТ 9, клямс 10, протектора 11 двухканального на всех муфтах НКТ, кабеля 12, устьевой арматуры 13 с двумя кабельными вводами, клеммной коробки 14, станции управления 15, трансформатора 16, сдвоенного патрубка 17, муфты 18, защиты оконцовочного устройства ЗОК 19, термопреобразователя 20, геокабеля 21. Клямсы (например, ПКК 73) устанавливают на каждой трубе НКт по три штуки. Протекторы кабельные (например, ПК 73/2) устанавливают на всех муфтах НКТ. Спускают в скважину нагреватель 1 и насосную установку, прогревают продукцию и осуществляют ее подъем из скважины с помощью насоса 2, при этом с помощью станции управления 15 поддерживают заданную температуру нагревателя 1, согласно изобретению нагреватель 1 устанавливается под насосную установку, при этом нагрев производят постоянно или кратковременно-циклично, причем температуру нагрева и режим работы нагревателя контролируют и/или задают с помощью системы управления 15, входящей в состав станции управления насосной установкой или устанавливаемой отдельно, при этом управление насосной установкой и нагревателем осуществляется по сигналам с датчиков технологических параметров. Нагреватель 1 соединен со станцией управления 15 геокабелем 21. Кроме того, нагреватель 1 является модульным, количество модулей выбирается в зависимости от требуемой мощности и составляет от 2 до 12 модулей. Кроме того, модули соединяют между собой с помощью фланцевого соединения, или с помощью тросов, или цепей, или гибкой связи. Кроме того, нагреватель 1 выбирают индукционного и/или резистивного принципа действия. Каждый модуль нагревателя 1 состоит из нескольких электронагревательных элементов, которые в нагревателе размещают по вершинам равностороннего треугольника, при этом полость цилиндра заполнена теплопроводящим материалом. Кроме того, каждый модуль оснащен датчиком температуры с обратной связью. Кроме того, на внешней поверхности корпуса нагревателя размещают ребра.
Функциональная схема системы управления для скважин с высоковязкой продукцией представлена на фиг. 2 при совместной работе ЧРЭП и внутрискважинного нагревателя унифицированного типа. Управляющий контроллер регулирует скорость вращения вала приводного электродвигателя (ЭД) посредством преобразователя частоты (ПЧ). Одновременно осуществляется управление внутрискважинным нагревателем унифицированного (ВНУ) типа. Путем формирования сигнала для блока питания (БП). Конструктивно контроллер, преобразователь частоты и блок питания могут быть установлены как в станции управления скважинной СУ, так и отдельно с целью унификации с действующим фондом оборудования. Управление осуществляется по сигналам с датчиков технологических параметров Д1, Д2, … Дn. Состав датчиков меняется в зависимости от конструкции скважин, конфигурации системы и типа используемого насоса.
Указанный результат достигается сочетанием работы насосной установки с ЧРЭП, а также постоянного и/или кратковременно-циклического нагрева добываемой продукции внутри скважины с помощью электрического нагревательного оборудования, за счет чего изменяются ее реологические свойства, в частности снижается вязкость, что уменьшает или исключает снижение энергетических характеристик скважинных насосных установок и дает возможность применять насосные установки, в частности, УЭЦН, без существенного запаса по напору, мощности и подаче. Таким образом, повышается эффективность добычи вязкой продукции нефтяной скважины за счет совместного управления насосной установкой и внутрискважинным нагревателем по данным с датчиков технологических параметров.
Проведенный патентный анализ выявил отличия от известного уровня техники, в связи с чем предложенный способ соответствует критерию патентоспособности «новизна». Известные решения в области добычи вязкой продукции нефтяной скважины не содержат всех существенных признаков предложенного способа, в связи с чем предложенный способ соответствует критерию патентоспособности «изобретательский уровень». Предложенный способ может быть осуществлен оборудованием, выпускаемым промышленностью с применением известных материалов и технологий, в связи с чем предложенный способ соответствует критерию патентоспособности «промышленная применимость».
Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления способа добычи вязкой продукции нефтяной скважины, а также сопроводительных чертежей, для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленного изобретения. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящего изобретения, следует считать защищенными настоящим изобретением в объеме прилагаемой формулы изобретения.