Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к области разработки нефтегазовых месторождений, в нефти которых содержится более 2% парафинистых фракций. Реализация способа включает подогрев и компремирование газа, подачу его через затрубное пространство скважины в колонну лифтовых труб на глубине установки перепускной рабочей муфты (газлифтного клапана), добычу продукции скважины по колонне лифтовых труб, подачу ее в шлейф и сепарацию. Для этого определяют глубину начала выпадения парафина из продукции скважин. Сепарацию ее производят на устье скважины. Газовую фазу разделяют на холодный и горячий потоки. Холодный поток сжигают для нагрева остальной продукции скважины, а горячий поток перед компремированием дополнительно нагревают и подают в затрубное пространство и в шлейф. Перепускную рабочую муфту (газлифтный клапан) устанавливают на глубине, большей глубины выпадения парафина из продукции скважины в колонне лифтовых труб. 2 ил, 1 табл. .
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2026966
Класс(ы) патента: E21B43/00, E21B43/24, E21B37/00
Номер заявки: 5048022/03
Дата подачи заявки: 26.02.1992
Дата публикации: 20.01.1995
Заявитель(и): Северный филиал "Тюменниигипрогаза"
Автор(ы): Ланчаков Г.А.; Облеков Г.И.; Середа М.Н.; Поляков В.Н.; Тупысев М.К.; Нелепченко В.М.
Патентообладатель(и): Северный филиал "Тюменниигипрогаза"
Описание изобретения: Изобретение относится к области разработки нефтегазовых месторождений, в нефти которых содержится более 2% парафинистых фракций.
Известны различные способы эксплуатации скважин при разработке высокопарафинистых нефтяных залежей, заключающиеся в использовании тепла. Например, при использовании погружных электронасосов нагревают питающий кабель [1] или нагнетают пар на забой эксплуатационных скважин [2].
Первый способ малоэффективен при наличии в нефти растворенного газа, второй способ практически невозможно использовать в регионах с многолетнемерзлыми породами (ММП) в разрезе месторождений, кроме того, он требует значительных затрат на получение пара.
Известен также способ газлифтной эксплуатации скважин, заключающийся в компремировании газа и подаче его в затрубное пространство скважины, перепуске его через рабочую муфту или газлифтный клапан в колонну лифтовых труб, по которой осуществляется добыча продукции скважины, поступающей в шлейф, а из него - на установку по сепарации нефти [3]. При наличии высоконапорных газовых скважин для организации газлифта используют их продукцию.
К недостаткам этого способа относится то, что при добыче высокопарафинистой нефти возможны выпадение парафина и закупорка им лифтовых труб и шлейфа.
Наиболее близким к изобретению является способ депарафинизации скважин, включающий очистку от парафина добываемой из скважины нефти, подогрев ее и подачу в колонну лифтовых труб через затрубное пространство для депарафинизации (промывки) колонны лифтовых труб [4].
Однако данный способ применим лишь как временное средство для восстановления работоспособности скважины, но не может быть использован как способ эксплуатации.
Цель изобретения - повышение эффективности эксплуатации скважин месторождений высокопарафинистой нефти с растворенным газом за счет обеспечения добычи продукции скважины и предотвращения выпадения парафина в колонне лифтовых труб.
Поставленная цель достигается тем, что при реализации способа эксплуатации нефтегазовых скважин, включающего добычу продукции скважины по колонне лифтовых труб, сепарацию ее на устье скважины, оборудованной шлейфом, с последующим подогревом и подачей рабочего агента в затрубное пространство и перепуском его в колонну лифтовых труб на глубине, большей глубины выпадения парафина из продукции скважины, газовую фазу после сепарации продукции скважины разделяют на холодный и горячий потоки. Холодный поток сжигают для нагрева остальной продукции скважины, а горячий поток дополнительно нагревают, компримируют и частично используют в качестве рабочего агента с подачей остальной части горячего потока в шлейф скважины. Температуру рабочего агента в месте его перепуска в колонну лифтовых труб поддерживают не менее температуры продукции скважины в этом месте. Потребное количество и температуру рабочего агента определяют в результате численного интегрирования по шагам, начиная с глубины перепуска рабочего агента, системы уравнений:
CгGгdT2 = Kобс(T2 - T3)dx +
+ Kнкт(T2 - T1)dx
Cн(Gн + Gг)dТ1 = Kнкт(T2 - T1)dx, где T1, T2, T3 - температура в потоке нефти, закачиваемого рабочего агента и горных пород, К;
Gн, Gг - дебит нефти и расход рабочего агента (газа), кг/ч;
Сн, Сг - теплоемкость нефти и газа, ккал/кг;
Кобс, Кнкт - линейный коэффициент теплопередачи от потока газа в окружающие скважину горные породы и от потока нефти к потоку газа, ккал/м . ч . град.
На фиг. 1 показана схема реализации способа, где: 1 - шлейф; 2 - установка для очистки (сепарации) нефти; 3 - буферная емкость; 4 и 9 - расходомеры газа; 5 - устьевой подогреватель; 6 - фильтр тонкой очистки; 7 - газопровод; 8 - установка для очистки и осушки газа; 10 - накопитель; 11 - конденсатопровод; 12 - вихревая камера; 13 - измеритель-регулятор холодного потока газа; 14 - линия горячего потока газа на теплообменник; 15 - компрессор; 16 - регулятор расхода компримированного газа; 17 - перепускная муфта; 18 - линия сброса горячего потока газа в шлейф; 19 - шлейф.
На фиг. 2 представлены результаты расчета изменения по глубине скважины температуры; 1 - окружающих горных пород, 2 - нефти в НКТ без подачи газа, 3 - нефтегазовой смеси после смешивания ее с закачиваемым газом, 4 - газа в затрубном пространстве.
Сущность данного технического решения заключается в следующем. Устье нефтегазовой скважины 1 оборудуется сепарационной установкой 2, подогревателем 5, компрессором 15, вихревой камерой 12. Колонна лифтовых труб скважины оборудуется перепускной муфтой 17 на глубине, большей глубины выпадения парафина из продукции скважины. Эту глубину определяют на основании термодинамических расчетов и данных о температуре начала выпадения парафина для состава нефтегазовой смеси разрабатываемого месторождения.
Чтобы определить расход и температуру газа, обеспечивающих предупреждение выпадения парафина в стволе скважины, необходимо знать распределение температуры закачиваемого газа по стволу скважины. Для решения этой задачи введем следующие обозначения:
Т1 - температура в потоке продукции скважины (нефти), К;
Т2 - температура в потоке закачиваемого газа, К;
Т3 - температура окружающих горных пород, К;
Кнт - линейный коэффициент теплопередачи от нефти к потоку газа, ккал/м.ч.град;
Кобс - линейный коэффициент теплопередачи от потока газа в окружающие скважину горные породы, ккал/м.ч.град;
Lвв - глубина точки ввода газа в поток продукции скважины, м.
Составим уравнение теплового баланса для каждого из потоков. В нисходящем потоке газа разность теплосодержания в сечениях Х и Х+ Х обусловлена теплоотводом в грунт и к потоку нефти. При этом теплопередачей в вертикальном направлении можно пренебречь:
CгGгdT2 = Kобс(T2 - T3)dx +
+ Kнкт(T2 - T1)dx, (1) где Сг - теплоемкость газа, ккал/кг;
Gг - его расход, кг/ч.
Аналогично для восходящего потока нефти, смешанной с нагнетаемым газом:
Cн(Gн + Gг)dT1 = Kнкт(T2 - T1)dx, (2)
здесь Сн - теплоемкость добываемой нефти, Gн - ее расход.
Записанная система линейных дифференциальных уравнений решается после задания соответствующих краевых условий, например Т2 = Т1 при Х = Lвв, т.е. в точке ввода газа.
Однако такое решение оказывается грубым приближением к действительному распределению температур в потоке нефти и газа. Это обусловлено тем обстоятельством, что интенсивность процессов теплообмена, записанных в уравнениях, определяется величиной Кнкт, представленной в этих уравнениях константой. Но величина Кнкт определяется величиной теплопроводности и вязкости добываемой нефти. Последняя сильно зависит от температуры и возрастает при снижении температуры с 60 до 20оС почти в три раза. При более низких температурах в нефти возникают парафиновые структуры и вязкость ее возрастает в сотни раз.
Величина Кобс, входящая в уравнение (1), зависит от радиуса теплового влияния Rв, связанного со временем предшествующего теплового воздействия, а также от конструкции скважины и теплофизических свойств горных пород, которые изменяются на различных участках ствола скважины. Существенным оказывается резкое изменение теплоотвода в зоне ММП, где также изменяется конструкция скважины.
Все это не позволяет использовать общее решение системы дифференциальных уравнений (1) и (2), поэтому было использовано численное интегрирование этих уравнений на ЭВМ по глубине скважины с вычислением Кобс и Кнкт на каждом шаге. Распределение температур по стволу скважины при установившихся тепловых потоках представлено на фиг. 2.
Продукция скважины первоначально поступает на установку по сепарации 2, в которой происходит разделение ее на газовую и нефтяную фазы. Нефтяная фаза через подогреватель 5 поступает в шлейф 19. Газовая фаза дополнительно осушается и попадает на вихревую камеру 12, в которой разделяется на холодный и горячий потоки. Холодный поток направляется на сжигание в подогревателе 5, а горячий поток поступает по линии 14 и дополнительно нагревается в подогревателе, далее компримируется и необходимая его часть подается для обогрева и подъема продукции скважины через затрубное пространство в перепускную муфту 17 на газлифт, а остальная часть горячего потока направляется по линии 18 в шлейф 19.
П р и м е р. Описываемый способ был реализован на нефтегазовой скважине глубиной 3500 м, пластовая температура - 60оС. Исследования пластовой нефтегазовой смеси показали, что парафин из нее выпадает при t = 33оС. Термодинамические расчеты показали, что до такого значения снижается температура пластовой нефтегазовой смеси на глубине 1500 м при работе скважины с дебитом 15 т/сут по нефти (фиг. 2, кривая 2). Поэтому перепускная муфта была установлена на глубине, большей этой отметки - 1760 м и был организован газлифт с подачей теплового газа (t = 80оС) в затрубное пространство (с расходом 2000 м3/сут) и реализацией подготовки продукции скважины по схеме фиг. 1, что позволило эксплуатировать скважину без осложнений. Результаты реализации представлены в таблице и на фиг. 2.
Технико-экономическая эффективность описываемого способа заключается в том, что он позволяет организовать добычу высоковязкой парафинистой нефти в сложных природно-климатических условиях (в регионах с ММП), поскольку организуемая на устье скважины сепарация нефтегазовой продукции и ее подогрев дают возможность надежно транспортировать пластовый флюид не только от пласта до устья, но и по шлейфу.
Формула изобретения: СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН, включающий добычу продукции скважины по колонне лифтовых труб, сепарацию ее на устье скважины, оборудованной шлейфом, с последующим подогревом и подачей рабочего агента в затрубное пространство и перепуском его в колонну лифтовых труб на глубине, большей глубины выпадения парафина из продукции скважины, отличающийся тем, что газовую фазу после сепарации продукции скважины разделяют на "холодный" и "горячий" потоки, при этом "холодный" поток сжигают для нагрева остальной продукции скважины, а "горячий" поток дополнительно нагревают, компремируют и частично используют в качестве рабочего агента с подачей остальной части "горячего" потока в шлейф скважины, причем температуру рабочего агента в месте его перепуска в колонну лифтовых труб поддерживают не менее температуры продукции скважины в этом месте, а необходимые расход и температуру рабочего агента определяют путем численного интегрирования по шагам, начиная с глубины перепуска рабочего агента, в соответствии с системой уравнений
Cr Gr · dT2 = Kобс (T2 - T3)dx + Kнкт (T2 - T1)dx;
Cн (Gн + Gг) dT1 = Kнкт (T2 - T1) dx,
где T1, T2, T3 - соответственно температуры в потоке нефти, закачиваемого рабочего агента и горных пород, К;
Gн, Gг - соответственно дебит нефти и расход рабочего агента, кг/ч;
Cн, Cг - соответственно теплоемкости нефти и газа, ккал/кг;
Kобс, Kнкт - соответственно линейный коэффициент теплопередачи от потока газа в окружающие скважину горные породы и от потока нефти к потоку газа, ккал/м·ч·град.