[1]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.
[2]Использование изобретения обеспечивает как добычу высоковязкой нефти, так и ее транспортировку к магистральным трубопроводам.
[3]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.
[4]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.].
[5]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.
[6]Недостатком способа является необходимость дополнительного оборудования для термообработки.
[7]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.
[8]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.
[9]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.
[10]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.
[11]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.
[12]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].
[13]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.
[14]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.
[15]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.
[16]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.
[17]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.
[18]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.
[19]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.
[20]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.
[21]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.
[22]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.
[23]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.
[24]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.
[25]Технической задачей является эффективное комплексное воздействие ультразвука и химических реагентов на реологические свойства нефтей с различным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов.
[26]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.
[27]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.
[28]Целесообразно, что подвод линии подачи жидкого химического реагента к внутреннему каналу стяжки загерметизирован манжетами.
[29]Целесообразно также, что соединение стяжки полости и придонной кольцевой камеры загерметизировано кольцевыми уплотнителями.
[30]Важно, что герметичная полость скважинного прибора заполнена жидкой электроизолирующей средой, преимущественно термостойкой кремнийорганической жидкостью.
[31]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.
[32]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.
[33]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».
[34]| 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 |
[35]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.
[36]Изобретение проиллюстрировано Фиг.1: Схема комплекса оборудования для добычи высоковязкой нефти, и Фиг.2: Принципиальная схема скважинного аппарата,
[37]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.
[38]В качестве нефтяного насоса могут быть использованы как винтовой, так и штанговый насосы.
[39]Использование перфорированного между насосом и скважинным аппаратом участка насосно-компрессорной трубы позволяет осуществить забор нефти из обсадной трубы.
[40]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.
[41]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.
[42]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.
[43]Герметичная полость предназначена для размещения в ней ультразвукового преобразователя, условия эксплуатации которого предусматривают заполнение полости жидкой электроизолирующей средой.
[44]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.
[45]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.
[46]Комплекс работает следующим образом (Фиг.1 и 2).
[47]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.
[48]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.
[49]Ниже приведен пример достижения технического результата при использовании заявляемого комплекса оборудования для добычи высоковязкой нефти. Пример иллюстрирует, но не ограничивает применение предложенного комплекса.
[50]Пример 1. В качестве примера ниже приведены данные лабораторных исследований нефти Лузановского месторождения Самарской области и данные полевых испытаний заявляемого комплекса.
[51]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.%.
[52]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.
[53]Результаты представлены в Таблице 2: «Значения эффективной вязкость нефти Лузановского месторождения в зависимости от природы химического реагента и его активирования ультразвуком».
[54]| 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 |
[55]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».
[56]| 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 |
[57]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.
