The article discusses an alternative method of production high viscosity oil using hydro-jet-pump units with injection of the high temperature working fluid. This method allows using earlier spent energy for heating water. It will reduce the viscosity of the producing liquid along from the bottomhole to the wellhead. This is a preventive method to fight against salt deposition, asphalt, resin, and paraffin deposition and to plug the inner surface of pipes and the annular space of the well. The description of the proposed technology of well operation using a jet pump at the bottom and two rows of tubing is provided. The analytical model was created to evaluate the effect of the working fluid temperature on production of high-viscosity oil by hydro-jet-pump units. This model takes into account the properties of the produced fluid based on the results of laboratory studies of the viscosity dependence of an oil-water emulsion on water cut and temperature; the distribution of pressure and temperature along the tubing rows; the operating mode of the well and downhole equipment. The paper presents calculations of power consumption of surface equipment during well operation for high-viscosity oil fields using the example of the Arkhangelskoye and Alshachinskoye fields. The main stages and the methods used for the calculation are described. The model allows us to select the optimal temperature, flow rate and pressure of the working fluid for the effective operation of the system "well- hydro-jet-pump installation". The calculations of power consumption at the wells of the Arkhangelskoye and Ashalchinskoye fields show that the power consumption of the water heater significantly exceeds the decrease in ESP power consumption. It is shown that this technology used for the production of high-viscosity oil with heated water injection is most effective and power efficient if there is a permanent source of hot water at the field.
В статье рассмотрен альтернативный способ добычи нефти высокой вязкости с помощью гидроструйных насосных установок с закачкой рабочей жидкости высокой температуры. Данный способ позволяет использовать энергию, уже затраченную на нагрев воды для снижения вязкости добываемой жидкости по пути ее движения от забоя до устья скважины, и является превентивным методом борьбы с выпадением солей, асфальтосмолистых отложений и образованием пробок, закупоривающих внутреннюю поверхность труб и кольцевое пространство скважины. Дано описание предлагаемой технологии эксплуатации скважин с использованием на забое струйного аппарата и двух рядов насосно-компрессорных труб. Для оценки влияния температуры рабочей жидкости на добычу высоковязкой нефти гидроструйными насосными установками создана аналитическая модель. Данная модель учитывает свойства добываемой продукции на основе результатов лабораторных исследований зависимости вязкости водонефтяной эмульсии от обводненности и температуры; распределение давления и температуры по рядам НКТ; режим работы скважины и скважинного оборудования. В качестве примера приведены результаты расчетов потребляемой мощности поверхностного оборудования при эксплуатации скважин Архангельского и Альшачинского высоковязкой нефти месторождений. Представлены основные этапы и использующиеся методики для проведения расчета. Модель позволяет выбрать оптимальные температуру, расход и давление рабочей жидкости для эффективной работы системы скважина – гидроструйная установка. Анализ результатов расчетов потребляемой энергии на скважинах Архангельского и Ашальчинского месторождений показывает, что потребляемая мощность нагревателя воды значительно превышает уменьшение потребляемой мощности электроцентробежного насоса. Показано, что применение предложенной технологии добычи высоковязкой нефти с закачкой нагретой воды с точки зрения энергетических затрат наиболее эффективно при наличии на месторождении постоянного источника горячей воды.
