Стрункин Сергей Иванович Первый заместитель генерального директора по производству – главный инженер ПАО «Оренбургнефть»

Григорьев Александр Владимирович Начальник отдела по работе с механизированным фондом ПАО «Оренбургнефть»

Хузин Линар Илдарович Менеджер отдела по работе с механизированным фондом ПАО «Оренбургнефть»

Сегодня во всем мире наметилась тенденция к увеличению доли трудноизвлекаемых запасов в добыче нефти, к которым относятся, в основном, тяжелые и высоковязкие нефти с вязкостью 30 мПа•с и выше. Россия обладает значительными трудноизвлекаемыми запасами нефти, и их объем составляет около 55% в общем объеме запасов российской нефти. При этом доля высоковязкой продукции постоянно увеличивается за счет сокращения объемов «легкой» нефти, а также вследствие начала разработки новых лицензионных участков с вязкой нефтью.

Физико-химические свойства высоковязких нефтей Оренбургского региона в среднем аналогичны таковым для большинства российских месторождений высоковязких нефтей: большое содержание парафинов (5,4%), асфальтенов (14,6%), смол (35,2%) и серы (4,52%). Глубины залегания пластов высоковязкой нефти Оренбургского региона составляют порядка 2000 метров.

ВЛИЯНИЕ ВЫСОКОЙ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ

Увеличение вязкости нефти входит в число факторов, негативно сказывающихся на рабочих характеристиках установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и, прежде всего, на их коэффициенте подачи и МРП. Так, при добыче высоковязкой нефти при помощи УЭЦН в интервале обводненности продукции 40-60% коэффициент относительной подачи насоса в среднем приблизительно в 1,6 раза, а МРП – в 1,5 раза ниже, чем при добыче нефти стандартной вязкости. С технологической точки зрения работу УЭЦН в таких условиях стабилизировать удается. Однако это происходит за счет снижения дебитов, МРП, высокого расхода электроэнергии и повышенного внимания обслуживающего персонала к эксплуатации таких скважин.

На рис. 1 в качестве примера представлен график вывода на режим отдельно взятой скважины с УЭЦН номинальной производительностью 125 м³/сутки. Как мы видим, фактическая производительность установки составляет всего 25-30 м³/сутки. При установившемся режиме расчетный КПД УЭЦН 125-2400 составляет всего 20%, а расчетная активная мощность – 48 кВт. Ограничение производительности происходит по причине высокой вязкости нефти, а нагрузка на погружной электродвигатель (ПЭД) при этом повышается вследствие его нагрева из-за недостаточного притока. В этой связи приоритетной задачей технологических служб предприятия становится повышение производительности и эффективности применения УЭЦН.

ПОДХОДЫ К ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ

В настоящее время проблему недостаточной эффективности подъема высоковязкой жидкости с помощью УЭЦН решают несколькими путями. Один из них – снижение вязкости жидкости в пласте, эксплуатационной колонне или в насосно-компрессорных трубах. И все известные способы решения этой задачи можно разделить на термический нагрев, применение деэмульгаторов, механические и прочие.

Анализ отечественной и зарубежной практики применения техники и технологий для добычи вязкой нефти и водонефтяных эмульсий позволяет констатировать, что подача деэмульгаторов в скважину в целом редко оказывается приемлемым подходом в силу высокой стоимости реагентов.

На практике применяется также приобщение выше и нижележащих пластов для снижения вязкости продукции. Однако данный метод не универсален, и его применение часто приводит к образованию стойких эмульсий.

Широкий класс жидкостей – так называемые неньютоновские жидкости – обнаруживают свойство менять свою вязкость под действием внешней нагрузки, благодаря своим вязкоупругим свойствам. Как правило, эффективная вязкость таких жидкостей уменьшается с ростом прикладываемых напряжений, поскольку перекачиваемая среда скользит вдоль твердой поверхности. Но этот эффект оказывается полезным для снижения вязкости нефти в большей степени при ее перекачке по трубопроводу. Из всех современных методов повышения нефтеотдачи при добыче высоковязких нефтей как в России, так и за рубежом в настоящее время в технологическом и техническом отношениях наиболее проработаны термические. Применение таких методов в полной мере решает проблему высокой вязкости нефти, а по сравнению с остальными методами, например, химизацией, они значительно менее затратны.

Процесс термообработки заключается в нагреве нефти до температуры, при которой снижается вязкость нефти и растворяются содержащиеся в ней твердые парафиновые углеводороды с последующим охлаждением с заданной скоростью в определенных условиях (в движении или покое).

СКВАЖИННЫЕ НАГРЕВАТЕЛИ

Для высоковязких и парафинистых нефтей существует оптимальная температура нагрева, при которой эффект будет наибольшим. Достичь этого эффекта можно при помощи скважинных электронагревателей ПЗП.

Скважинные нагреватели применяются давно. Промышленность освоила производство специального комплекса оборудования для прогрева скважин 1УС-1500, основным узлом которого служит электронагреватель ТЭН. Это трехфазная печь сопротивления, состоящая из U-образных или прямых трубчатых нагревательных элементов и опускаемая на определенное время в освобожденную от оборудования скважину на кабель-канате. Мощность нагревателя составляет до 88 кВт, а температура нагрева – до 125°С.

Однако все испытания электронагревателей до недавнего времени обнаруживали те или иные ограничения и требовали определенной доработки оборудования, в связи с чем применять комплексы серийно не представлялось возможным.

Между тем в ПАО «Оренбургнефть» и в ряде других предприятий с недавних пор применяются технологии и техника, существенно улучшающие показатели эксплуатации скважин при добыче высоковязкой нефти и водонефтяных эмульсий с помощью УЭЦН.

ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ УСТАНОВКИ ПРОГРЕВА ПЗП

Установка прогрева призабойной зоны (УППЗ) предназначена для прогрева скважинной жидкости, проходящей по телу скважинного нагревателя, помещенного в верхнюю часть интервала перфорации на хвостовике из насосно-компрессорных труб (НКТ), закрепленных на нижней части погружного насосного оборудования – УЭЦН или ШГН (рис. 2). Кроме того, вокруг скважинного нагревателя происходит прогрев околоскважинного пространства и, в частности, прогрев перфорационных каналов, расположенных в интервале подвески нагревателя.

Контроль работы нагревателя и управление нагревом осуществляются автоматической станцией управления (СУ) нагревом, позволяющей в заданном режиме поддерживать температуру нагревателя в зависимости от режима работы скважины. Силовой кабель, обеспечивающий подачу электрической мощности на нагреватель, включает в себя измерительную жилу для контроля температуры нагревателя. Выход питающих кабелей на устье осуществляется по двум герметичным кабельным вводам на планшайбе. Помимо стандартного оборудования УЭЦН на устье скважины располагаются СУ с датчиком температуры нагревателя УППЗ, расположенного в скважине, для изменения подводимой к УППЗ мощности и обеспечения заданного режима работы (рис. 3). СУ УППЗ также взаимодействует со станцией управления УЭЦН, благодаря чему обеспечивается сохранность всего подземного оборудования.

Согласно расчетным данным за время прохождения нефтяного флюида вдоль тела скважинного нагревателя кинематическая вязкость жидкости уменьшается более чем в два раза. Соответственно уменьшается нагрузка на погружное насосное оборудование, что ведет к увеличению продолжительности МРП погружного двигателя и насоса.

Еще один нюанс применения УППЗ в ПАО «Оренбургнефть» связан с физико-химическими свойствами нефти Баклановского месторождения. Температура кристаллизации некоторых парафинов нефти месторождения может достигать 54°С, что, возможно, приводит к засорению насоса твердыми углеводородами. В связи с этим необходимо обеспечивать прохождение через насос жидкости температурой не менее 57-58°С.

По температурному расчету в данном случае мощность для подачи на нагреватель УППЗ не должна быть ниже 16 КВт (рис. 4). Такая мощность обеспечивает температурный режим нагревателя в пределах 175-185°С с выходной расчетной температурой потока 60-61°С.

Отметим, что повышение температуры нефтяного флюида в призабойной зоне технологически сопровождается повышением температуры нефтяного потока по всему стволу скважины, что улучшает текучесть газожидкостной смеси (ГЖС) в колонне НКТ, а также в выходном коллекторе, что может способствовать увеличению режимного дебита скважины.

Принципиальное новшество технологии состоит в том, что скважинный нагреватель может использоваться не только со штанговыми глубинными насосами, но и с электроцентробежными и винтовыми насосами. При этом контроль температуры скважинной жидкости позволяет избежать перегрева ПЭД.

ОПИ УППЗ

В 2014-2015 годах монтаж УППЗ был проведен на двух скважинах Баклановского месторождения ПАО «Оренбургнефть». Дальнейший мониторинг эксплуатации скважин в автоматическом режиме подтвердил эффективность применения УППЗ с возможностью автоматического поддержания заданной температуры нагревателя и снижения вязкости жидкости на приеме насоса.

Установки УППЗ-30 были запущены в работу в сентябре 2014 года и феврале 2015 года соответственно. До запуска одна из скважин находилась в бездействии в связи с низкой наработкой оборудования. Скважинный нагреватель смонтировали ниже насосного оборудования в верхней части зоны перфорации. Мощность нагревателя поддерживалась на уровне 25 кВт, рабочая температура – на уровне 185°С, а температура выходящего потока на устье скважины – в пределах 36-38°С.

После вывода УППЗ на проектную мощность стабилизировался режим работы скважины, буферное и линейное давление поддерживалось в норме, удалось полностью исключить промывки скважины и погружного оборудования, равно как и применение химреагентов.

Таким образом, применение установок нагрева призабойной зоны обеспечило следующие преимущества:

• снижение вязкости нефти за счет прогрева зоны скважины ниже насоса и восходящего потока жидкости;
• отказ от промывок насосного оборудования и выкидной линии и применения химических реагентов;
• улучшение параметров работы насоса по нагрузке снижением тока (до 35%) и температуры ПЭД;
• стабилизацию линейного давления;
• увеличение МРП скважин в два раза и более.

Вместе с тем для одной из скважин в связи с большой протяженностью выкидной линии требуется поиск решений по снижению вязкости в системе нефтесбора для сохранения эффекта от применения тепловых методов борьбы с влиянием вязкой эмульсии в системе «скважина – система нефтесбора».

Применение термических методов при условии контроля температурного режима и профиля вязкости возможно не только в системе «пласт – скважина – ГНО» но и системах нефтесбора с комплексной оценкой совокупных затрат. В условиях развития рынка предлагаемой техники и технологий термический метод защиты актуален как инструмент для увеличения МРП скважин, интенсификации добычи и снижения удельных затрат.