Негативное влияние высокой вязкости нефти на показатели разработки и эксплуатации месторождений

В России основные запасы высоковязкой нефти расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. В промышленной разработке находятся два крупных месторождения аномально вязкой нефти – Ярегское и пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения (республика Коми) с суммарными геологическими запасами 870 млн т.

Проблема разработки месторождений высоковязкой нефти заключается в том, что естественные температурные условия не обеспечивают необходимой подвижности этой нефти во время фильтрации по пласту и притоку в скважины. Общепризнано, что термические методы добычи нефти в настоящее время являются базовой технологией разработки высоковязких нефтей и битумов. В пласт закачивают пар с температурой 310‑320 С, который получают в парогенераторе. Тепловое воздействие снижает вязкость нефти при нагревании, что приводит к увеличению её подвижности в пластовых условиях. Применение паротеплового метода считается эффективным, если на 3-4 тонны пара дополнительно добывают 1 тонну нефти. Технология паротеплового воздействия весьма энергоемка и требует крупных материальных затрат и сложного оборудования (парогенераторную установку, поверхностные коммуникации – трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций, устьевое и внутрискважинное оборудование).

Среди известных методов теплового воздействия на пласты, содержащие высоковязкие нефти, наиболее широко применяется пароциклическая обработка скважин в комбинации с площадной закачкой пара. Применение освоенных технологий в условиях сложнопостроенных коллекторов, в которых наряду с низкопроницаемой пористой матрицей, содержащей основные запасы нефти, присутствуют зоны аномально высокой проницаемости, недостаточно эффективно. В этих условиях не всегда удается управлять процессом теплового воздействия и использовать его для достаточно эффективного извлечения нефти. Однако применение термических технологий, в частности, наиболее распространенной – площадной закачки пара в системе вертикальных скважин, особенно при очень высокой вязкости нефти, характеризуется большими энергетическими затратами.

Рис.1. Зависимость вязкости нефти от содержания воды. Стрелками показаны стадии обводнения продукции скважины: 0-40% – малая обводненность, 40-75% – средняя обводненность,75-95% – высокая обводненность, 95-100% – предельная обводненность.

1. Интенсивность отложения АСПО на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ) Поскольку вязкость добываемой продукции в подъемных трубах в значительной степени зависит от обводнения, а интенсивность АСПО, в свою очередь, зависит от вязкости жидкости, то характер проявления этих величин в зависимости от скорости потока по результатам эмпирических оценок представлен на рисунке 5. Таким образом, можно констатировать, что изменение содержания воды в продукции скважин значительно влияет на интенсивность АСПО на скважинном оборудовании

Рис.5. Зависимость интенсивности АСПО от скорости потока для различных вязкостей добываемой жидкости. μ1-10мПас; μ2- 30мПас; μ3-150мПас

2. Влияние содержания воды в добываемой продукции на реологические свойства жидкости. По мере появления воды в добываемой продукции происходят изменения вреологических свойствах нефти. Эти изменения до уровня обводнения 35-40%незначительны и существенного влиянияна работу скважинного оборудования неоказывают. Однако при дальнейшем увеличении содержания воды в добываемой продукции начинает образовываться устойчивая высоковязкая эмульсия вода в нефти, обладающая структурообразующими и тиксотропными свойствами (см.рис.1). Максимальная вязкость этой эмульсии, превышающая вязкость нефти в десятки и сотни раз, достигается при обводнении 55-65%. Такая вязкость в первую очередь влияет на работу СШНУ: повышаются амплитудные нагрузки на колонну штанг, увеличиваются гидравлические трения штанг при ходе их вниз нередко до значения веса колонны штанг, что приводит к зависанию штанговой колонны. УЭЦН тоже снижает коэффициент подачи, повышается нагрузка на ПЭД до 10-15%, требуется применять более высоконапорные насосы. При достижении обводнения 75% и более эмульсия теряет устойчивость, создается дисперсия нефть в воде с небольшой вязкостью. Если пластовая нефть имеет высокую вязкость, из-за чего не применялась УЭЦН, то после 80% обводнения можно применять УЭЦН с хорошими коэффициентами подачи