Комплекс оборудования для добычи высоковязкой нефти

Комплекс оборудования для добычи высоковязкой нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче высоковязкой нефти с использованием энергии упругих колебаний, повышению эффективности ультразвуковой обработки за счет интенсификации дополнительного химического воздействия на нефть в обсадной трубе, и может быть реализовано при выполнении работ в условиях низких климатических температур.

Использование изобретения обеспечивает как добычу высоковязкой нефти, так и ее транспортировку к магистральным трубопроводам.

Основными методами освоения вязких нефтей являются термические, газовые, химические и физические с помощью которых, например, в 2000 г. в мире добывалось 122 млн т тяжелой и битуминозной нефти.

На практике реологические характеристики высоковязкой нефти обычно снижают разбавлением более легкими растворителями, нефтью, газоконденсатом. Основной причиной аномальной вязкости тяжелых нефтей и природных битумов считается высокое содержание в них смолисто-асфальтеновых компонентов (САК), при достижении критической концентрации которых наступает резкое изменение реологических свойств и начинают в значительной мере проявляться структурно-механические свойства, что объясняется межмолекулярными взаимодействиями САК [М.Ю.Доломатов, А.Г.Телин, Н.И.Хисамутдинов. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальтосмолистых веществ // М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1991. - 47 с.].

Известен способ подготовки высоковязкой тяжелой нефти к транспорту [SU 1366772], который позволяет улучшить реологические свойства нефти путем обработки 0.01÷0.03%-ным спиртовым раствором щелочи при массовом соотношении нефти и раствора (100÷150):1 и термообработки при 40÷50°C. Кинематическая вязкость при этом снижается на 20÷30% за счет изменения молекулярной подвижности групповых компонентов нефтяных дисперсных систем.

Недостатком способа является необходимость дополнительного оборудования для термообработки.

Что касается обработки призабойной зоны добывающих скважин нефтяными растворителями [Зарипов И.З., Мустафин Г.Г., Юсупов И.Г., Горюнов В.А. Обработка призабойной зоны пласта нагретым растворителем // Нефтепромысловое дело. №9. С.8-9; Зарипов И.З., Сивухин А.А., Иванов А.И. Обработка призабойной зоны пластов добывающих скважин растворителем без подъема подземного оборудования // Нефтепромысловое дело. - 1981. №6. С.31-32], то, как правило, это приводит к внутрипластовой деасфальтизации нефтей, содержащих большое количество асфальтенов. Применение таких растворителей увеличивает также пожаро- и взрывоопасность при проведении промысловых работ.

Известно устройство для добычи высоковязкой нефти [RU 2008133099], включающее колонну насосно-компрессорных труб, расположенную в перфорированной на уровне нефтеносного пласта эксплуатационной колонне, установленный внутри насосно-компрессорных труб скважинный насос, линию дозированной подачи маловязкого вещества в межтрубное пространство насосно-компрессорных труб и выпускную линию разбавленной нефти, обеспечивающую разбавление высоковязкой нефти.

Недостатком устройства является относительно сложное аппаратурное оформление, заключающееся в том, что колонна насосно-компрессорных труб выполнена в виде двух концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб, при этом на нижнем конце насосно-компрессорной трубы с большим диаметром закреплен узел смешения и средоразделитель.

Вторым недостатком является относительно малая активность маловязкого вещества, тогда как известен прием повышения активности одновременным или последовательным воздействием на вещество [RU 2246525], волновыми электромагнитными и акустическими полями с энергией и частотами, соответствующими резонансным частотам и/или частоте колебаний молекул органических соединений.

Подготовку высоковязкой нефти к добыче и транспорту все чаще проводят на основе целенаправленного изменения баланса сил межмолекулярного взаимодействия с целью регулирования степени дисперсности нефтяной системы путем комплексного воздействия химических реагентов и ультразвука.

Известно, что для снижения вязкости нефти можно использовать источник высокочастотного электромагнитного поля [Ширяева Р.Н., Кудашева Ф.Х., Гимаев Р.Н, Сагитова Ч.Х. О реологических свойствах нефтей с высоким содержанием смол и асфальтенов. Химия и технология топлив и масел, 3, 2006].

Установлено [Владимиров А. И. Разработка волновой технологии и оборудования для транспорта высоковязких нефтей и нефтепродуктов // Учетный номер в БД источника 022000500271. - № госрегистрации. - 01200307565. - 17.01.2005], что воздействие УЗ поля приводит к снижению вязкости нефтей при температуре 25°C до значений, характерных для данных нефтей при их нагревании при температурах 40÷50°C и выше.

Известно устройство [RU 9305476], вырабатывающее ультразвуковую энергию для снижения вязкости нефти. Электроакустический преобразователь ультразвуковой энергии преобразует сигналы переменного электрического тока выбранного напряжения в ультразвуковую энергию, причем преобразователь располагается в обрабатываемом материале и имеет с ним акустическую связь.

Недостаток заключается в том, что использование только высокочастотного электромагнитного поля для улучшения реологических свойств нефтей с повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых веществ не всегда целесообразно из-за поляризации смолистых компонентов в электромагнитном поле и, как следствие, образования крупных ассоциатов, увеличивающих вязкость нефти.

Известна установка [RU 2026969], в которой скважинный аппарат соединен с наземным источником электропитания промышленной частоты и содержит в себе один излучающий ультразвуковой пьезоэлектрический преобразователь, имеющий достаточно узкую амплитудно-частотную характеристику и обеспечивающий создание упругих колебаний высокой частоты на своей резонансной частоте.

Общим существенным недостатком использования только электромагнитного поля является обратимость эффекта воздействия. Так, известно [US 2008257414], что наложение электрического поля напряженностью 6÷10 кВ/см в течение 60 сек позволяет уменьшить вязкость тяжелых нефтесодержащих фракций на 17÷20%, однако уже через 30 минут вязкость восстанавливается наполовину, а через 8÷10 часов полностью, что ограничивает применение указанной технологии для подготовки высоковязкой нефти к транспортировке по трубопроводам.

В известном способе [RU 2108452] химической обработки пласта с применением забойных ультразвуковых генераторов, вначале насосно-компрессорные трубы - НКТ спускают по скважине до забоя, закачивают по ним обрабатывающий состав, затем трубы поднимают на поверхность, а в скважину спускают и размещают против обрабатываемого интервала пласта излучатель ультразвуковых волн. Обработку пласта и скважины ультразвуком проводят в среде этого состава.

Существенный недостаток этого метода с экономической точки зрения - это высокий расход обрабатывающего состава. Также этот способ не позволяет без дополнительного спуска-подъема оборудования удалить продукты разрушения асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО и кольматирующих загрязнений, что, естественно, снижает эффективность обработки.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является комплекс оборудования для реализации способа комплексной обработки призабойной зоны скважины [RU 2261986] (прототип), включающий спускаемую в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновку с ультразвуковым генератором.

В состав спускаемой в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки включен насос, затем перфорированный участок трубы со скважинным аппаратом, содержащим ультразвуковой генератор. Межтрубное пространство выше интервала перфорации разобщено пакером.

Ультразвуковое воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями ультразвуковой частоты осуществляют в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты. В качестве активной технологической жидкости используют растворитель асфальтеносмолопарафиновых отложений.

Недостатком работы указанного комплекса является то, что требуется предварительная продавка раствора кислоты в пласт с технологической выдержкой для реагирования кислоты. И только затем производят дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов при постоянном воздействии на пласт ультразвуком с откачкой продуктов реакции и одновременным вымыванием продуктов обработки. Очевидна цикличность процесса.

Вторым недостатком является то, что воздействие ультразвуком осуществляют в интервале перфорации насосно-компрессорных труб, тогда как полезным является воздействие на всю зону продуктивного пласта, в частности на жидкость, находящуюся в межтрубном пространстве обсадной трубы скважины и насосно-компрессорной трубы.

Технической задачей является эффективное комплексное воздействие ультразвука и химических реагентов на реологические свойства нефтей с различным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов.

Изобретение направлено на создание оборудования, позволяющего в непрерывном режиме с помощью активированного ультразвуком химического реагента значительно снижать вязкость нефти различных месторождений непосредственно в межтрубном пространстве обсадной трубы скважины и насосно-компрессорной трубы и сохранять характеристики вязкости во времени, достаточном для транспортировки добываемой нефти по трубопроводам.

Технический результат достигается тем, что предложен комплекс оборудования для добычи высоковязкой нефти, содержащий насосно-компрессорную трубу с размещенным внутри нее приводом нефтяного насоса и последовательно смонтированную на ней компоновку из нефтяного насоса, перфорированного участка трубы с якорем насоса и скважинного аппарата, выполненного в виде цилиндрического корпуса, в котором последовательно расположены герметичная полость и кольцевая камера с радиальными каналами в его корпусе, в герметичной полости размещен источник упругих колебаний высокой частоты, выполненный в виде ультразвукового преобразователя кольцевой формы, герметичная полость по оси компоновки снабжена стяжкой, имеющей внутренний сквозной канал, ведущий в кольцевую камеру, скважинный аппарат электрическим кабелем соединен с наземным источником электропитания, при этом комплекс дополнен снабженной наземным насосом линией подачи жидкого химического реагента через внутренний канал стяжки герметичной полости в кольцевую камеру, а перфорированный участок трубы между нефтяным насосом и якорем насоса снабжен отверстием для подвода кабеля электропитания и линии подачи химического реагента.

Целесообразно, что подвод линии подачи жидкого химического реагента к внутреннему каналу стяжки загерметизирован манжетами.

Целесообразно также, что соединение стяжки полости и придонной кольцевой камеры загерметизировано кольцевыми уплотнителями.

Важно, что герметичная полость скважинного прибора заполнена жидкой электроизолирующей средой, преимущественно термостойкой кремнийорганической жидкостью.

Сущность предлагаемого комплекса заключается в том, что ультразвуковое воздействие на реологические свойства нефти осуществляется в среде активированного жидкого химического реагента непосредственно в межтрубном пространстве обсадной трубы скважины и насосно-компрессорной трубы.

Для повышения эффективности единый источник упругих колебаний высокой частоты одновременно воздействует как на жидкий химический реагент до разбавления им высоковязкой нефти, так и собственно на смесевой состав нефти с предварительно активированным химическим реагентом.

Экспериментально установлено, что наилучшие показатели эффективной вязкости достигаются при воздействии химического реагента, предварительно активированного ультразвуком. Результаты представлены в Таблице 1: «Значения эффективной вязкости нефти Верхне-Салатского нефтяного месторождения Каргасокского района Томской области в зависимости от видов воздействия на нефть».

Таблица 1
Образец	Вязкость (мПа·с) при 20°C
Нефть исходная	295
Нефть+1% толуола	224
Нефть+УЗ (1 мин)	249
Нефть+1% толуола+УЗ (1 мин)	171
Нефть+1% толуола, предварительно обработанного УЗ (0.5 мин)+УЗ (1 мин)	152

Размещение каналов вывода химических реагентов в обсадную трубу скважины ниже источника упругих колебаний высокой частоты позволяет при работе нефтяного насоса осуществлять комплексное химико-физическое воздействие на весь объем динамического уровня нефти.

Изобретение проиллюстрировано Фиг.1: Схема комплекса оборудования для добычи высоковязкой нефти, и Фиг.2: Принципиальная схема скважинного аппарата,

на которых: 1 - насосно-компрессорная труба; 2 - привод нефтяного насоса; 3 - нефтяной насос; 4 - перфорированный участок трубы; 5 - якорь насоса; 6 - скважинный аппарат; 7 - электрический кабель электропитания скважинного аппарата; 8 - наземный источник электропитания скважинного аппарата; 9 - линия подачи жидкого химического реагента; 10 - наземный насос подачи химического реагента; 11 - герметичная полость; 12 - ультразвуковой преобразователь кольцевой формы; 13 - кольцевая камера с радиальными каналами в корпусе скважинного аппарата; 14 - кольцевые уплотнители; 15 - стяжка герметичной полости, имеющая внутренний сквозной канал; 16 - манжеты; 17 - отверстие для подвода кабеля электропитания и линии подачи химического реагента.

В качестве нефтяного насоса могут быть использованы как винтовой, так и штанговый насосы.

Использование перфорированного между насосом и скважинным аппаратом участка насосно-компрессорной трубы позволяет осуществить забор нефти из обсадной трубы.

Якорь насоса предназначен для фиксации нефтяного насоса ниже динамического уровня нефти в обсадной трубе, а также для компенсации крутящего момента в случае использования винтового насоса. Лепестковое исполнение якоря не препятствует движению нефти по обсадной трубе.

Скважинный аппарат, соединенный с перфорированным участком трубы резьбовым креплением, предназначен для комплексного химико-физического воздействия на нефть, поступающую в обсадную трубу. При этом дополнительно осуществляется предварительное активирование химического реагента ультразвуком.

Линия подачи химического реагента и кабель электропитания скважинного аппарата подводятся к скважинному аппарату через отверстие в перфорированном участке трубы, расположенное между нефтяным насосом и якорем насоса, что предотвращает их разрыв лепестками якоря в случае его возможного прокручивания.

Герметичная полость предназначена для размещения в ней ультразвукового преобразователя, условия эксплуатации которого предусматривают заполнение полости жидкой электроизолирующей средой.

Использование кольцевой камеры позволяет накопить активированный ультразвуком химический реагент с тем, чтобы в непрерывном режиме подавать его в обсадную трубу через радиальные каналы в корпусе скважинного аппарата.

Стяжка герметичной полости, являясь конструкционным элементом, несет дополнительную функцию, заключающуюся в том, что по внутреннему сквозному каналу стяжки химический реагент проходит через зону ультразвукового воздействия.

Комплекс работает следующим образом (Фиг.1 и 2).

На поверхности насосно-компрессорная труба 1 оснащается приводом нефтяного насоса 2, затем на трубе последовательно монтируется компоновка из нефтяного насоса 3, перфорированного участка трубы 4 с якорем насоса 5 и скважинного аппарата 6, выполненного в виде цилиндрического корпуса. Насосно-компрессорная труба 1 с указанной компоновкой опускается в обсадную трубу скважины на глубину, при которой скважинный аппарат 6 располагается в зоне продуктивного пласта. Посредством электрического кабеля электропитания скважинного аппарата 7 подается электропитание на скважинный аппарат 6 от наземного источника 8. По линии подачи жидкого химического реагента 9 наземным насосом 10 реагент поступает в канал стяжки 15 герметичной полости 11 скважинного аппарата 6, где происходит активирование химического реагента ультразвуком от ультразвукового преобразователя кольцевой формы 12, расположенного в указанной герметичной полости 11. Далее активированный химический реагент поступает в кольцевую камеру 13, а из камеры через радиальные каналы в корпусе скважинного аппарата в межтрубное пространство, заполненное нефтью. Герметичность полости 11 обеспечивается тем, что соединение стяжки 15 с придонной кольцевой камерой 13 снабжено кольцевыми уплотнителями 14, а подвод линии подачи жидкого химического реагента 9 к внутреннему каналу стяжки 15 производится посредством манжетного соединения 16. Для подвода кабеля электропитания и линии подачи химического реагента перфорированный участок трубы снабжен отверстием 17.

Смесь нефти с активированным химическим реагентом под действием нефтяного насоса 2 поднимается к перфорированному участку трубы 4, обтекая цилиндрический корпус скважинного аппарата 6, в зоне которого осуществляется ультразвуковое воздействие на добываемую нефть в среде активированного химического реагента.

Ниже приведен пример достижения технического результата при использовании заявляемого комплекса оборудования для добычи высоковязкой нефти. Пример иллюстрирует, но не ограничивает применение предложенного комплекса.

Пример 1. В качестве примера ниже приведены данные лабораторных исследований нефти Лузановского месторождения Самарской области и данные полевых испытаний заявляемого комплекса.

Лузановская нефть относится к высоковязкой и характеризуется следующими показателями: эффективная вязкость при 20°C - 1014 мПа·с; температура замерзания - минус 17°C; содержание масел - 64.1 мас.%; содержание смол - 28.6 мас.%; содержание асфальтенов - 6.1 мас.%.

Исследования изменения вязкости от природы химического реагента показали, что наилучшие результаты были получены при применении толуола, предварительно активированного ультразвуком, с последующим ультразвуковым воздействием на нефть в среде активированного толуола.

Результаты представлены в Таблице 2: «Значения эффективной вязкость нефти Лузановского месторождения в зависимости от природы химического реагента и его активирования ультразвуком».

Таблица 2
Образец	Вязкость, мПа·с
Без активирования реагента ультразвуком	С предварительным активированием реагента ультразвуком 0.5 мин
Исходная нефть	1014
Нефть+1% метанола	744	707
Нефть+2% метанола	697	635
Нефть+1% растворителя Р-12*	701	671
Нефть+2% растворителя Р-12	559	490
Нефть+1% толуола	686	488
Нефть+2% толуола	642	429
* растворитель Р-12, мас.%: Бутилацетат - 30; Толуол - 60; Ксилол - 10

Качественные показатели использования комплекса оборудования приведены в Таблице 3: «Значения эффективной вязкость нефти Лузановского месторождения в зависимости от времени, прошедшего после ее добычи заявляемым комплексом оборудования, при различном содержании толуола».

Таблица 3
Содержание толуола, %		Время, прошедшее после добычи нефти, часы
Исх.	0	24	48	72
Динамическая вязкость, мПа·с
0,2	1014	847	887	912	915
0,5	1014	772	795	810	815
1	1014	488	515	680	690
1,5	1014	449	480	490	495

Как видно из Таблицы 3, ультразвуковое воздействие на смесь нефти с предварительно активированным также ультразвуком толуолом позволило значительно снизить вязкость нефти непосредственно в межтрубном пространстве обсадной трубы скважины и насосно-компрессорной трубы и сохранить характеристики вязкости во времени, достаточном для транспортировки нефти к магистральным трубопроводам.

1. Комплекс оборудования для добычи высоковязкой нефти, содержащий насосно-компрессорную трубу с размещенным внутри нее приводом нефтяного насоса и последовательно смонтированную на ней компоновку из нефтяного насоса, перфорированного участка трубы с якорем насоса и скважинного аппарата, выполненного в виде цилиндрического корпуса, в котором последовательно расположены герметичная полость и кольцевая камера с радиальными каналами в его корпусе, в герметичной полости размещен источник упругих колебаний высокой частоты, выполненный в виде ультразвукового преобразователя кольцевой формы, герметичная полость по оси компоновки снабжена стяжкой, имеющей внутренний сквозной канал, ведущий в кольцевую камеру, скважинный аппарат электрическим кабелем соединен с наземным источником электропитания, при этом комплекс дополнен снабженной наземным насосом линией подачи жидкого химического реагента через внутренний канал стяжки герметичной полости в кольцевую камеру, а перфорированный участок трубы между нефтяным насосом и якорем насоса снабжен отверстием для подвода кабеля электропитания и линии подачи химического реагента.

2. Комплекс по п.1, отличающийся тем, что подвод линии подачи жидкого химического реагента к внутреннему каналу стяжки загерметизирован манжетами.

3. Комплекс по п.1, отличающийся тем, что соединение стяжки полости и придонной кольцевой камеры загерметизировано кольцевыми уплотнителями.

4. Комплекс по п.1, отличающийся тем, что герметичная полость скважинного прибора заполнена жидкой электроизолирующей средой, преимущественно термостойкой кремнийорганической жидкостью.