Транспортировка высоковязкой нефти
Большинство эксплуатационных скважин ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» осложнены высокой вязкостью добываемой продукции. При этом традиционные методы борьбы, в том числе применение химических реагентов, не всегда эффективны, поскольку в отдельных случаях вязкость продукции может достигать нескольких тысяч сантипуаз (сП).
В предлагаемой Вашему вниманию статье представлен обзор методов борьбы с высокой вязкостью добываемой и транспортируемой продукции, применяемых в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта», а также результаты опытно-промысловых испытаний (ОПИ) наиболее перспективных технологий.
Один из наиболее распространенных методов борьбы с высокой вязкостью добываемых эмульсий ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» – дозирование на прием ЭЦН деэмульгатора (ДенМастер 3020) или реагента для добычи нефти (РДН-0).
При транспортировке высоковязкой продукции применяются путевые подогреватели проточного типа производства фирмы CETAL, а также отечественные разработки: СПН-50, СПН-100, СПН-150.
Кроме того, встречаются скважины с вязкостью добываемой продукции от 25 до 1000 сП, что исключает возможность транспортировки сырья по классической системе. В таких случаях используются малогабаритные блочные сепарационные наливные установки (МБСНУ) с выкидной линией не более 50 метров (рис. 2, 3). В таком случае непосредственная транспортировка продукции производится с помощью автоцистерн, которые доставляют сырье от станций налива в пункты приема.
Однако существуют и такие скважины, где в силу низкого дебита (от 7 до 10 т/сут) и низкой пластовой температуры (около 25°C), вязкость добываемого продукта может достигать 30 тыс. сП, в силу чего использование стандартных стояков налива не представляется возможным.
Для решения данной проблемы в рассматриваемом случае на выкидном трубопроводе был установлен путевой подогреватель (рис. 4), а на емкости и трубопровод уложена теплоизоляция. Кроме того, в сепарационные емкости С-2 был установлен насос, который собирает часть жидкости и отправляет ее на подогреватель, тем самым обеспечивая ее циркуляцию и равномерный прогрев. Это, в свою очередь, позволило увеличить температуру жидкости в сепарационной емкости до 40-45°C.
На протяженных трубопроводах (до 30 км) высокую эффективность показало применение мультифазных насосных станций (рис. 5). Однако зачастую допускаются ошибки при проектировании, которое проводится без учета климатических и рельефных факторов. В итоге это приводит к резкому увеличению вязкости продукта, а также возникновению парафиновых пробок.
В отношении борьбы с высоковязкими эмульсиями показателен также опыт эксплуатации скважины Южно-Жильцовского месторождения (рис. 6, 7).
При мониторинге был зафиксирован скачкообразный рост давления в трубопроводе. При этом данные о дебите скважины за аналогичный период продемонстрировали его резкое падение, что было вызвано отложениями солей. Проведение кислотной обработки позволило восстановить дебит на прежнем уровне, но через семь дней ситуация повторилась, также после каждой обработки наблюдался рост давления в нефтесборном трубопроводе. Было принято решение подобрать и ввести ингибитор солеотложений, что в результате дало стабильный дебит на уровне 145 м3/сут, а также позволило выровнять давление в трубопроводе.
ТЕХНОЛОГИИ ФИЗИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
В 2016 году было проведено опытно-промысловое испытание скважинного подогревателя, принцип работы которого основан на прогреве призабойной зоны пласта (рис. 8). Применение данного устройства позволило добиться вязкости в диапазоне 500-1000 сП при температуре 45°C и около 10 тыс. при температуре 25°C. Однако в процессе проведения ОПИ экспериментальный образец сгорел. На момент подготовки материала причину отказа установить не удалось, поскольку скважина продолжает работу.
В качестве альтернативы скважинному подогревателю была разработана технология виброакустической обработки скважин, которая предполагает использование виброакустического излучателя (рис. 9, 10), состоящего из электромагнита с обмоткой возбуждения и подвижного цилиндрического штока с постоянными магнитами, установленными в опорах скольжения на осевом пружинном подвесе.
Блок управления излучателем смонтирован в металлическом корпусе и содержит формирователь управляющих импульсов, электронный ключ, световой индикатор работы и аппарат защиты от перегрузок и замыканий.
Данная технология на момент подготовки материала находится в стадии разработки и согласования программы ОПИ.
РЕАГЕНТЫ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ
Совместно с компанией ООО «Дельта-пром инновации» был подобран реагент для снижения вязкости добываемой эмульсии и проведены испытания на скважинах. Куликовского и Стреловского месторождений, где вязкость продукции в среднем составляла 10 тыс. сП (рис. 11).При применении реагента производства ООО «Дельта-пром инновации» в лабораторных условиях с дозировкой 0,36% объемная вязкость достигла показателя порядка 6000 сП. А при дозировке 0,7% вязкость добываемой продукции снизилась до 4000 сП.
Следующим этапом стало проведение ОПИ на одном из месторождений ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта», которые закончились неудачей по причине снижения дебита и нарушения изоляции ПЭД, что в итоге привело к капитальному ремонту (рис. 12).
Также на момент подготовки материала проводится согласование программы ОПИ реагента Akris. Первые тесты показали эффективность применения данного реагента, вязкость добываемой продукции удалось снизить с 2000 до 1300 сП.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.