Янв 12
На месторождении имеется высоковязкая нефть с высоким содержанием смол (17-30%) и асфальтенов (6-15%). Преимущественно действующие скважины в мех. фонде, эксплуатируются струйными насосами. Рабочий агент - конденсат. Из-за данных особенностей есть мнение о необходимости внутрискважинного нагревателя. Однако при этом скважины глубокие и низкодебитные и, возможно, такой способ впоследствии будет убыточным. В связи со всем вышеперечисленным, интересует ваш опыт по использованию и проектированию данной технологии. Есть ли смысл в ее использовании при дебитах до 5 т/сут? Возможно есть подходящая литература?
Опубликовано
31 Янв 2012
Активность
6
ответов
6009
просмотров
4
участника
1
Рейтинг
Добрый день!
Точно сказать не могу так как не знаю где находится месторождение, но в России и др. странах существуют налоговые послабления для трудно -извлекаемых запасов, а так схема интересная если учесть что станция подачи на сколько я понимаю конденсата находится на поверхности для струйного насоса это связано с определёнными рисками. А так же используют для таких нефтей винтовые насосы и др. По нагревателям вот здесь во вложенных файлах и сноска. Если фирма не отзовётся, можно мне написать в личку, дам координаты производителей.
http://www.nafta-perm.ru/files/2.html с учётом разговора о рентабельности, а так производителей этой продукции много.
Насколько высоковязкая нефть?
У нас есть опыт разработки подобных объектов обычными ЭЦН-ами с подачей хим. реагентов на забой по затрубу снижающих выпадение асфальтенов. Вязкости от 100 и выше. Содержание асфальтенов и смол примерно как у вас.
При хорошем подборе ШВН, действительно можно получить достаточно стабильные дебиты.
По поводу нагревателей, можно прикинуть операционные затраты на электроэнергию и оценить эффект. Вам же в принципе только нефть в стволе скважины нужно нагревать. Возможно это окажется дешевле применения хим.реагентов.
Есть кое-что по этой теме в SPE 117682 - Feasibility of using electrical downhole heaters in Faja heavy oil reservoirs. Там правда больше фокус сделан на применение мощных нагревателей направленных на разогрев призабойной зоны.
В том то и дело что нормальной пробы нефти нет. Есть рекомбинированная (устьевая, приведенная к пластовым условиям), согласно которой при Тпл кинем вязкость 4,5 сСт, а при 20 С - 520 сСт. На месторождении применялись длительное время винтовые насосы, но показали себя не с лучшей стороны. Я могу ошибаться, но кажется ЭЦН все-таки более подходит для дебитов хотя бы больше 20 т/сут. За СПшку спасибо, посмотрю.
Пластовая вязкость низкая, в этом случае вам с отложеиями в стволе скважины надо бороться. Я бы рекомендовал химию. В этом случае ничего переоборудовать не надо. Тем более, что нагревание против асфальтенов не очень эффективно.
И с такими низкими дебитами ЭЦН скорее всего будет работать в периодике.
Есть насосы для вязких нефтей например Борец и др. производителей дифференциальные:
Судя по вашей технологии если агентом является конденсат в струйном насосе Вы должны решить вопрос вязкости, вот вопрос подъёма по стволу, тут выбор за вами химия тоже нормально только она не эффективно работает при высоких вязкостях. С точки зрения технологии разработки это пар (нагрев пласта), закачка газа, конденсата в пласт, внутрипластовое горение и т.д. Химия вот в файле используют на месторождениях с трудно-извлекаемыми запасами, есть с контейнером под насос есть с дозированной доставкой...
Установки погружных винтовых насосов (Борец)
Изготовляются установки погружных винтовых насосов для добычи высоковязкой и загазованной нефти из скважин с минимальным внутренним диаметром обсадной колонны 121,7 мм. Установки комплектуются как одновинтовыми, так и двухвинтовыми насосами с вентильными или асинхронными электродвигателями.
Погружные винтовые установки используются на месторождениях:
Добрый день! Стоит порекомендовать Вам использование химических реагентов с дозированием на прием насоса. Из моего опыта - у Вас не такая уж и большая вязкость. Вопрос дополнительно стоит еще и в том, обладает ли нефть тиксотропными свойствами?
Кроме того, газовый конденсат очень сильно способствует выпадению асфальтенов и смол как в призабойной зоне пласта, так и в самой скважине. Поэтому наверное Вам стоит перейти на механизированную эксплуатацию, но не в периодическом режиме. Лучше медленно, но постоянно...
Скважинный нагреватель будет тянуть из Вашей компании деньги на прогрев. В итоге нефть все равно остынет при подъеме, а вязкость восстановится.