Извлечение сверхвязких нефтей с помощью модернизированных штанговых винтовых насосов

На сегодняшний день произошёл переход большинства месторождений нефти на территории РФ, в том числе в Татарстане, в результирующий этап разработки. Наибольшие запасы имеют месторождения тяжелой нефти нетрадиционного типа, а показатель их выработки крайне мал. Несложно понять, что в 21 веке будет только повышаться показатель добычи тяжелой нефти в общем объеме. Из-за этого важно улучшать соответствующие технологии разработки. Уже на начальных этапах было понятно, что с помощью заводнения нельзя решить проблему максимального коэффициента извлечения нефти из пластов. Это прежде всего касается высоковязких нефтей. Является нерентабельной или же нереальной добыча битуминозной нефти в нынешних условиях с применением обычных технологий. Для достижения наиболее оптимальных параметров разработки нефти (битуминозной), необходимо улучшить эффективность использования паротеплового влияния. В целях добычи битуминозной нефти на сегодняшний день на месторождениях республики Татарстан в промышленных условиях применяются соответствующие технологии дренирования (парогравитационного). Как известно, данная технология с экономической точки зрения является наиболее оптимальной на тех залежах, которые имеют нефтенасыщенную толщину свыше десяти метров.

Ключевые слова: нефть, сверхвязкая нефть, штанговый винтовой насос, коэффициент извлечения нефти, месторождение, залежь., парогравитационный дренаж, штанговые винтовые насосы, пароциклическое воздействие, подземный ремонт скважин, прогрев продуктивного пласта.

Наивысшую эффективность показывают технологии дренажа парогравитационного типа, включающего 2 горизонтально направленные скважины. Более 50 тонн в сутки составляет объем нефти добывающих скважин при оптимальном режиме паровой и жидкостной закачки, интервалов отборов и закачки по скважинам.

Но технология с паровой закачкой с использованием SAGD (технологии) предполагает определенное ограничение по такому показателю, как толщина краевых областей, пласта продуктивного типа (меньше десяти метров). В краевых областях процесс парогравитационной добычи неосуществим — это связано с тем, что толщина пласта слишком мала. Этот факт становится причиной уменьшения площади месторождения технологией, а также тем, что участки с небольшой толщиной в разработку не вводятся, а это приводит в конечном счёте к тому, что результирующее нефтеизвлечение уменьшается.

Помимо этого, на первоначальной стадии разработки месторождения способом дренирования (парогравитационного) имеет место такой фактор, как отсутствие соответствующего термогидродинамического отношения непосредственно между такими скважинами, как нагнетательная и добывающая по причине небольшого уровня скважиной приемистости.

Технологии пароциклического влияния в областях меньших толщин являются перспективными. Данная технология необходима в целях разработки соответствующих месторождений ВВН, краевых областей месторождений, в которых парогравитационная добыча невозможна. Это связано с тем, что пласт по своей толщине очень небольшой. Технологии воздействия пароциклического типа необходимо применять в целях улучшения добычи ВВН паротеплового, парогравитационного, циклического очагового типов, а также для вынимания продуктов на поверхность из ВВН пластов небольшой толщины непосредственно с помощью пароциклической скважины. Последняя представляет собой одну горизонтально ориентированную скважину, из которой пар закачивается в соответствующий пласт (продуктивный) путем формирования специальной паровой камеры непосредственно над скважиной и механического извлечения воды из неё, после чего переходят жжнепосредственно к режиму попеременной закачки и извлечения.

Для месторождений ВВН с небольшой толщиной терригенных отложений, которые невозможно разрабатывать с помощью других технологий, в частности паровой стимуляции, соответствующая технология добычи ВВН должна осуществляться с помощью одной горизонтально направленной скважины с соответствующей жобработкой (парациклической) нижней призабойной области с последующим механизированным извлечением. Для этой цели выполняется паровое ТЦВ, при разных температурах в пределах — 190 єС до 250 єС, с временной на пропитку и отбор жидкости пласта.

Данные скважины характеризуются в достаточной степени небольшими по высоте показателями дебита по нефти (относительно дренажа парогравитационного типа) и часто наиболее высоким показателем отношения паронефтяного типа.

Задача компании — улучшить работу по разработке залежи ВВН. Данная работа будет происходить через рациональное применение тепла, уменьшение времени пропитки и общей длительности операции, увеличение надежности набора технологических инструментов нефтедобычи посредством мониторинга нефтедобычи и закачки пара на скважинах пароциклического типа. В целях улучшения действенности скважин (пароциклического типа) важно усовершенствовать технологии воздействия в обстоятельствах региональных месторождений.

Направление улучшения — улучшение затрат на эксплуатацию относительно оборудования (насосов) и скважинного ремонта (подземного). Применение технологии воздействия (CSS) пароциклического типа предполагает недостаток — потребность в проведении периодического нагрева пласта с дальнейшим извлечением жидкости. Использование данных скважин обычным методом, чаще всего насосами электроцентробежного типа, предполагает периодическое выполнение ремонта (подземного) по осуществлению замены установок (электропогружных) на соответствующее оборудование по осуществлению паровой закачки, и напротив, так как используемое электрооборудование (погружное) не определено на влияние температурой больше 200 град. Кроме того есть вероятность длительного ожидания подъезда ПРС бригады — это приводит к дополнительным издержкам эксплуатационного характера. Для сокращения издержек и улучшения эффективности воздействия пароциклического типа, на соответствующем фонде (пароциклическом) скважин компании «Татнефть» с 2016 г. произошли определенные испытания винтовых насосов (штанговых) «металл по металлу» российского изготовления, в которых осуществляется перевод под паровую закачку и наоборот, а также демонтаж привода и извлечение ротора из насосного статора грузоподъемным механизмом (гидроманипулятором с определённой грузоподъемностью, а также с автокраном). Преимущество заключается в том, что привод установки насоса расположен на поверхности. Дорогое высокотемпературное оборудование не нужно использовать.

— исключение ПРС в целях перевода скважины под паровое закачивание, добычу воды;

— возможность использования скважин при температурах, которые превышают разрешеное значение для УЭЦН с парогазовой смесью непосредственно на входе.

Другое преимущество — привод установки расположен непосредственно на поверхности. Нет необходимости в дорогом высокотемпературном оборудовании на входе насоса для обеспечения сохранности электрического мотора (погружного).

Посредством винтовых насосов (непульсирующих насосов), обеспечивается подъем неизменного объема при данной скорости ротора. В насосах винтовых (традиционного типа) с эластомерами профиль винтовой реализуется из специального материала — эластомера. Профиль далее пристыковывают к наружной трубке из металла. Ротор включен в статор с минусовым промежутком. В винтовых насосах из металла выполняется статор целиком из металла. Статор выдерживает большую температуру. Ротор со старого включают в себя необходимое покрытие для обеспечения защиты от повышенных температур. Рисунок 1 иллюстрирует скважинное устье непосредственно при добыче ВВН.

Рис. 1. Скважинное устье при добыче воды (во время использования УШВН)

У насосов есть достаточно большой разброс температур, которые являются рабочими (от 250 градусов Цельсия до 350 градусов Цельсия) и обеспечивают возможность закачки теплового носителя посредством насоса без необходимости вытаскивать его непосредственно на поверхность.

Достоинства винтового насоса из металла:

— лёгкость мониторинга дебита (соразмерно скорости);

— продуктивен во время добычи флюидов (вязкого типа);

— возможность использования при небольшом давлении непосредственно на входе;

— возможность быстрого перевода в добычу воды и паровую закачку;

— запуск в обстоятельствах высокой вязкости.

Последовательность паровой закачки:

— демонтаж оборудования над землей;

— поднятие колонны штанг на 6,5 м, насосный винт выходит непосредственно из статора;

— скважинное устье надежно герметизируется;

— осуществляется закачивание пара с помощью НКТ (при возникновении необходимости и через промежуток между трубами) с показателем давления до 0,90 горного давления (рис.2 иллюстрирует общее представление при соответствующем цикле закачки);

— происходит остановка скважины на пропитку, которая является термокапиллярной;

Рис. 2. Устье скважины при паровой закачке (при использовании УШВН)

В последовательных циклах осуществляется процесс добычи ВВН. Все рабочие циклы содержат операции: закачку определенного объема пара, остановку скважины для пропитки (термокапиллярной), снижение температуры по стволу для применения насосным оборудованием, отбор воды до остывания скважины.

Система термоманометрии ИРЗ ТМС-МАГМА-28 (рисунок 3) используется сегодня на скважинах с УШВН в целях увеличения эффективности скважин (пароциклических). Данные о таких показателях как давление, температура в скважине обеспечивает возможность повышения технологической продуктивности.

Рис. 3. Термоманометрическая система для УШВН

Примерно до пяти-двадцати дней уменьшается длительность пропитки (термокапиллярной) посредством контроля перемены показателей давления и температуры по соответствующим ТМС датчикам, кроме того предотвращаются возможные риски включения скважины с повышенной температурой на скважинном забое или запуска скважины с пониженной температурой, когда рассчитанный объем теплового источника мал в целях осуществления достаточного нагрева горизонта (продуктивного). Это приводит к тому, что действенность залежной разработки ВВН увеличивается. Время, необходимое для перевода скважины на добычу жидкости и закачку пара, может быть сокращено за счет ГНО. Таким образом, может осуществляться как добыча жидкости, так и закачка пара. Этот способ обеспечивает эффективное повышение действенности метода разработки в конечном счете.

В результате использование предлагаемого метода разработки залежи ВВН пароциклическим способом обеспечивает вовлечение в разработку мест с пластом 10 м. Увеличивается величина эффективности разработки месторождений ВВН посредством рационального применения тепла, обеспечивается уменьшение времени пропитки (термокапиллярной) и общей длительности обработки, а также повышается показатель надежности совокупности технологических инструментов нефтедобычи посредством контроля параметров нефтедобычи и паровой закачки на соответствующих скважинах пароциклического типа.

1. Рузин Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л. М. Рузин, И. Ф. Чупров, В. А. Николаев, А. В. Назаров, Н. А. Петров // М. Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2015. С. 9–11.

2. Липаев А. А. Совершенствование системы разработки битумных месторождений на основе геотеплового моделирования пластов / А. А. Липаев, И. И. Маннанов, В.А. Чугунов, В. Д. Шевченко, З. А. Янгуразова // Нефтяное хозяйство.2007. № 1. С. 46–47.

3. РД 153–39.0–635–09. Инструкция технологии добычи сверхвязкой нефти методом пароциклической обработки призабойной зоны одиночной горизонтальной скважины с последующим механизированным отбором / Р. Р. Ибатуллин, М. И. Амерханов // ТатНИПИнефть, 2009. 31 с.

4. Особенности разработки залежей сверхвязкой нефти западного склона Южно-Татарского свода / Н. С. Нуреева, Е. А. Аглиуллина, О. В. Петрова, Э. Э. Шишкина // Территория нефтегаз. 2016. № 10. С.64–69.

5. Мусин М. М., Липаев А. А., Хисамов Р. С. Разработка нефтяных месторождений / под ред. А. А. Липаева. М.: Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2016. 486 с.

6. Малофеев Г. Е., Мирсаетов О. М., Чоловская И. Д. Нагнетание в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи. М.: Ижевск: ИКИ; НИЦ «Регулярная хаотическая динамика». 2008. 224 с.

7. Исследование эффективности применения высокотемпературных теплоносителей для добычи высоковязкой и битуминозной нефти / Р. Р. Ибатуллин, В. В. Кунеевский, В. Б. Оснос, А. Т. Зарипов, Р. Ш. Абсалямов // Нефтяное хозяйство. 2013. № 1. С. 62–64.

8. Малюков В. П., Алибеков М. Э. Инновационные технологии интенсификации добычи нефти из неоднородных пластов на месторождениях сверхвязких нефтей Татарстана // Вестник РУДН. 2015. № 3. С.102–110.