РЕШЕНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ ШСНУ

 

К нормальным условиям относятся практически вертикальные скважины с небольшим газовым фактором и без заметного вредного воздействия газа на работу погружных насосов любых типов, без пескопроявлений, дающие нефть средней вязкости, без активной коррозии подземного оборудования, без существенных отложений неорганических солей и парафина.

При наличии же одного или нескольких из перечисленных факторов, усложняющих эксплуатацию, скважина переходит в другую, соответствующую усложненному фактору категорию: в наклонно направленные (горизонтальные), пескопроявляющие, с газопроявлениями, склонные к солеотложениям и т.д.

Наиболее значащими и усложняющими эксплуатацию ШСНУ факторами являются: большая кривизна ствола скважины, высокая вязкость откачиваемой жидкости (нефтегазоводяной смеси), наличие песка, образование отложений неорганических солей и парафина, вредное влияние попутного газа на работу штангового глубинного насоса.

В целях сохранения земельных и лесных угодий, а также из-за заболоченного и высокого уровня вод в период паводка и ряда других причин, затрудняющих эксплуатацию скважин, часто добывающие скважины располагают кустовым способом. В некоторых нефтедобывающих районах фонд наклонно направленных скважин составляет около 90 %. При этом обеспечиваются не только благоприятные условия обслуживания скважин, но и существенно снижаются затраты на разбуривание и сооружение промысловых коммуникаций. Однако эксплуатация наклонных скважин сопряжена с рядом осложнений, одними из которых являются высокая вязкость нефти ряда залежей ОАО «Оренбургнефть» и образование высоковязких водонефтяных эмульсий.

К высоковязким нефтям согласно [168] относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает 30 мПа-с. Отмечается, что за пределами этой вязкости происходят осложнения при добыче нефти. Высоковязкие нефти подразделены на три группы. Первую группу составляют нефти вязкостью 30- 100 мПа-с, вторую - 100-500 мПа-с и третью - свыше 500 мПа-с. Подавляющее число месторождений высоковязких нефтей Оренбуржья относятся к первой группе. Однако нефти ряда месторождений характеризуются достаточно высокой вязкостью или добыча нефти сопровождается образованием высоковязких эмульсий.

В настоящее время проблему подъема высоковязкой жидкости с помощью ШСНУ решают несколькими путями. Один из них — снижение вязкости жидкости в пласте, эксплуатационной колонне или в насосно-компрессорных трубах. Применяемые способы различны по техническому оформлению и могут быть разделены на две группы: подача в скважину химических реагентов - деэмульгаторов и растворителей и нагрев жидкости перед входом в насос.

Теоретические и практические аспекты применения деэмульгаторов рассмотрены в работах ряда авторов [33, 82-85, 157 и др.]. Подача деэмульгаторов в скважину применяется довольно эффективно в практике добычи нефти. Так, в УГНТУ разработаны и с положительным эффектом испытаны способы подачи химреагентов как в затрубное пространство скважины, так и непосредственно на прием штангового насоса. Для этой цели сконструирована целая серия дозаторов. Авторы указывают, что наиболее эффективной является подача химреагента непосредственно на прием штангового насоса.

Получили распространение способы, состоящие в механическом воздействии на структуру жидкости или нефти с целью ее разрушения. Такой метод разработан и применен в НГДУ «Туймазанефть» (Башкортостан) при эксплуатации скважин УЭЦН [85].

Во ВНИИнефти для этой цели использован «Шнек», монтируемый в хвостовике перед приемом глубинного штангового насоса. По данным авторов, применение этого устройства позволило увеличить производительность штангового насоса на 20 %.

Скважинные нагреватели применяли давно. Промышленность освоила специальный комплекс оборудования для прогрева скважин 1УС-1500. Основным узлом комплекса является электронагреватель ТЭН - трехфазная печь сопротивления, состоящая из U-образных или прямых трубчатых нагревательных

элементов и опускаемая в освобожденную от оборудования скважину на кабель-канате, где и выдерживается в течение определенного времени. Мощность нагревателя до 88 кВт, температура нагрева до 125 °С.

Разработан нагреватель для спуска в затрубное пространство диаметром 20 мм, мощностью 9,45 кВт, температурой нагрева до 125 °С и допустимым рабочим давлением среды 15 МПа.

В ТатНИПИнефти разработана серия скважинных электронагревателей индукционного типа, которые могут монтироваться на приеме или выкиде насоса и работать одновременно с ним.

Анализ отечественной и зарубежной техники и технологии для добычи вязких нефтей и водонефтяных эмульсий позволяет констатировать следующее.

Вязкие нефти и водонефтяные эмульсии многих нефтяных месторождений относятся к неньютоновским жидкостям, эффективная вязкость которых зависит от обводненности откачиваемой жидкости и режима их движения в трубах [33, 53, 56 и др.].

По данным М.Д. Валеева, при движении колонны штанг в среде жидкости вязкостью 7104 мПа-с гидравлическое сопротивление достигает 15-Ю3 Н. Эти данные получены при исследовании скважин Арланского нефтяного месторождения [168].

По данным Л.С.Каплана [82], коэффициент полезного действия ШСНУ при откачке высоковязких нефтей карбона и их смесей снижается до 0,18-0,15.

Технологические приемы, применяемые на ряде месторождений страны, в том числе и в ОАО «Оренбургнефть», не являются радикальными. Они сводятся в основном к уменьшению числа ходов полированного штока, увеличению длины хода и росту диаметров насосов, труб и штанг.

Между тем в ОАО «Оренбургнефть» и других нефтяных регионах получили применение технологии и техника, которые существенно улучшают показатели эксплуатации скважин при добыче высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий с помощью ШСНУ.

Ряд промысловых исследований по изысканию способов повышения эффективности добычи высоковязких нефтей выполнен на Тананыкском месторождении. Нефть пласта Б2 Тананыкского месторождения обладает в поверхностных условиях повышенной вязкостью, которая колеблется в широких пределах и зависит от времени релаксации эмульсии:

Средняя глубина залегания продуктивных пластов, м........................   2789

Эффективная нефтенасыщенная толщина, м......................................... 5,2

Пористость пород, % ............................................................................... 21

Проницаемость пород, мкм2.................................................................................................       0,144

Давление насыщения нефти газом, МПа................................................. 7,2

Текущая обводненность добываемой жидкости, % (по массе) .......      68

Начальное пластовое давление, МПа.................................................      31,5

Текущее пластовое давление, МПа.......................................................    29

Температура пласта, °С........................................................................      51

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3......................................................      899

Плотность дегазированной нефти в поверхностных условиях, кг/м3 ....         931

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с....................................... 32

Вязкость дегазированной нефти в поверхностных условиях, мПа-с ....          270-1000
Содержание, % (по массе):

серы........................................................................................................ 3,08

парафина................................................................................................ 6,4

смол..................................................................................................      13

асфальтенов.....................................................................................      9,7

Газовый фактор, м3/т...........................................................................      26,5

Относительная плотность газа по воздуху............................................   1,085

Содержание сероводорода в газе, % (по массе) ................................      Нет

Плотность пластовой воды, кг/м3........................................................................................... 1183

Объемный коэффициент нефти при начальном пластовом давлении ...          1,07

Замеры ротационным вискозиметром через сутки после отбора пробы безводной нефти из скв. 275 позволили получить при градиенте скорости 27 с"1 данные о динамической вязкости нефти при различных температурах.

Температура, °С.................     10         20         30         40         50

Вязкость, мПа-с................     493       258       140       100       67

С целью оценки значения температуры в зоне подвески штангового насоса и, следовательно, вязкости на приеме получены данные замеров температуры по стволу простаивающей скв. 1502 глубинным термографом:

Глубина спуска

прибора, м... 295 595 995 1195  1395  1695  2500  2600  2900

Температура, °С ....12  16  20  22   24   28   49   51   55

Поскольку самая распространенная глубина спуска
штанговых насосов на Тананыкском месторождении находится в
пределах 1100-1300 м, то температура в области приема составит
21-23 °С, а вязкость жидкости на приеме изменяется в пределах
200-            250   мПа-с.   Это   в   2   раза   превышает   предельно

допустимое      значение,      регламентированное      техническими условиями для серийных штанговых насосов.

Нефти ряда других месторождений Оренбургской области характеризуются высокой вязкостью.

В промысловых условиях объектов ОАО «Оренбургнефть» прошли испытания следующие способы повышения эффективности процессов добычи высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий.

1.        Применение         электронагревателей         конструкций
ТатНИПИнефти типов ЭНС-50 и НЭСИ-50-122.

2.    Способ   подъема   высоковязкой   нефти,    предложенный
ВНИИСПТнефтью.

3.  Применение специальных насосов.