Способ эксплуатации объекта с углеводородной продукцией в условиях гидратного режима

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации объектов с углеводородной продукцией в этих отраслях. К таким объектам могут быть отнесены, например, газовые и нефтяные скважины, газовые, газоконденсатные, газонефтяные, газогидратные, нефтегазовые и любые другие виды залежей, сочетающих газ, нефть и газоконденсат, а также различные трубопроводы (например, наземные, надземные или заглубленные) местного значения в системе обустройства месторождения и магистральные трубопроводы. Обеспечивает повышение эффективности способа эксплуатации за счет применения средства с более активными свойствами по разрушению газовых гидратов и/или предотвращению их образования, создания условий, при которых это средство проявляет свои свойства в максимальной степени с обеспечением скорости разложения гидратов, кратно превышающей скорость их образования. Сущность изобретения: способ включает транспортирование углеводородной продукции по эксплуатационному каналу. При этом осуществляют контроль перепадов давления по длине этого канала. При наличии этого перепада устанавливают такой дебит углеводородной продукции, который обеспечивает разрушение или разложение имеющихся природных газовых гидратов и/или предотвращение их образования. Подают при этом дебите к месту разложения гидратов и/или предотвращения их образования раствор щелочи с концентрацией 0,04-4,9% при рН более 10. При этом раствор щелочи подают в течение времени не менее времени существования перепада давления по длине эксплуатационного канала, а также с расходом и в течение времени до достижения массовой концентрации щелочи в газовой фазе 10-15 мас.%. 11 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Настоящее изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации объектов с углеводородной продукцией в этих отраслях. К таким объектам могут быть отнесены, например, газовые и нефтяные скважины, газовые, газоконденсатные, газонефтяные, газогидратные, нефтегазовые и любые другие виды залежей, сочетающих газ, нефть и газоконденсат, а также различные трубопроводы (например, наземные, надземные или заглубленные) местного значения в системе обустройства месторождения и магистральные трубопроводы. Особенностью объектов изобретения является их эксплуатация в условиях гидратного режима, т.е. такого режима, который представляет собой исходные условия эксплуатации объекта с уже существующими газовыми гидратами или когда без соблюдения специальных мероприятий на объекте эксплуатации образование газовых гидратов неминуемо. При этом в соответствии с изобретением рассматривается эксплуатация в режиме, предусматривающем разрушение (разложение) имеющихся природных газовых гидратов и/или предотвращение их образования.

При разработке большинства вышеупомянутых залежей углеводородов возникает проблема борьбы с образованием природных газовых гидратов. Особое значение этот вопрос приобретает при разработке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования газовых гидратов не только в скважинах и газопроводах, но и непосредственно в продуктивных пластах.

Газовые гидраты (гидраты природных газов) представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду - это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.

Известен способ эксплуатации объекта с углеводородной продукцией в условиях гидратного режима, в соответствии с которым в процессе эксплуатации в поток добываемой продукции вводят антигидратный состав, содержащий хлориды металлов [1].

Недостатками данного способа являются низкая антигидратная способность состава, его высокая коррозионная активность, возможность выпадения осадка при смешении состава с пластовой высокоминерализованной водой.

Известен способ эксплуатации объекта с углеводородной продукцией в условиях гидратного режима, в соответствии с которым в процессе эксплуатации в поток добываемой продукции вводят антигидратный состав в виде 70-80%-ного водного раствора диэтиленгликоля [2].

Недостатком этого способа является дороговизна применяемого состава.

Известен способ эксплуатации объекта с углеводородной продукцией в условиях гидратного режима, в соответствии с которым в процессе эксплуатации в поток добываемой продукции вводят метанол [3].

Основным недостатком этого способа является то, что метанол имеет высокое давление насыщенного пара, что приводит к большим его потерям в процессе эксплуатации объекта. Для дальнейшего предотвращения гидратообразования требуется введение свежего метанола, что резко повышает общий его расход и вызывает огромный расход денежных средств. Кроме того, метанол - сильный яд. При его применении возникает опасность загрязнения окружающей среды и отравления персонала, участвующего в эксплуатации объекта.

Известен способ эксплуатации объекта с углеводородной продукцией в условиях гидратного режима, в соответствии с которым в процессе эксплуатации в поток добываемой продукции вводят водорастворимый полимер, полученный из N-замещенного полиакриламида с нижеприведенной структурной формулой в виде:

где R₁ - углеводородная группа от 1 до 10 атомов углерода;

R₂ - атом водорода или углеводородная группа от 1 до 10 атомов углерода;

n - среднее число повторяющихся мономерных звеньев в пределах от примерно 1 тысячи до примерно 6 миллионов [4].

Существенным недостатком способа является дефицит вышеупомянутого полиакриламида и высокая его стоимость. Известен способ эксплуатации объекта с углеводородной продукцией в условиях гидратного режима, в соответствии с которым в процессе эксплуатации в поток добываемой продукции вводят хлористый натрий, воду и раствор полиэлектролита при следующем соотношении компонентов, мас.%:

хлористый натрий 22-24

полиэлектролит 0,1-1,0

вода остальное

В качестве полиэлектролита используют гидролизованный или частично гидролизованный полиакриламид.

Состав дополнительно содержит ингибитор коррозии в количестве 0,1-0,5 мас.%. В качестве ингибитора коррозии используют катапин. Вода может быть предварительно нагрета до температуры выше 35°С или до температуры пласта эксплуатируемой скважины [5].

Практически во всех перечисленных выше способах эксплуатации физико-химический механизм разрушения и предупреждения образования газовых гидратов заключается в донорских способностях функциональной группы молекулы ингибитора.

Известен способ эксплуатации объекта с углеводородной продукцией в условиях гидратного режима, в соответствии с которым в процессе эксплуатации в поток добываемой продукции вводят кубовые остатки производства эпоксидных смол, содержащие щелочные компоненты как наиболее активные компоненты по теории Льюиса [6].

К существенным недостаткам способа эксплуатации с использованием кубовых остатков относятся:

многокомпонентность системы и непостоянство состава (следствие вида производства - его отходности);

значительные транспортные расходы на реагент с содержанием в нем не более 5,5% основного вещества и неудобство обращения с ним в регионах с суровыми климатическими условиями (содержит водную основу);

невысокая ингибирующая способность.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа эксплуатации за счет применения средства с более активными свойствами по разрушению газовых гидратов и/или предотвращению их образования и создание таких условий, в которых это средство обеспечивает скорость разложения гидратов, кратно превышающую скорость их образования при снижении расхода средства.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ эксплуатации объекта с углеводородной продукцией в условиях гидратного режима включает транспортирование углеводородной продукции по эксплуатационному каналу, контроль перепадов давления по длине этого канала и, при наличии этого перепада, установление дебита углеводородной продукции или режима объекта, обеспечивающего разрушение (разложение) имеющихся природных газовых гидратов и/или предотвращение их образования, подачу в этом состоянии объекта к месту разложения гидратов и/или предотвращения их образования, водного раствора щелочи с концентрацией 0,04-4,9 мас.% при рН более 10, при этом раствор щелочи подают в течение времени не менее времени существования перепада давления по длине эксплуатационного канала, а также с расходом и в течение времени до достижения массовой концентрации щелочи в газовой фазе 10-15 мас.%.

Кроме того:

в качестве объекта с углеводородной продукцией принимают газовую залежь или газоконденсатную залежь, или газонефтяную залежь, или газогидратную залежь, или нефтегазовую залежь, или нефтегазоконденсатную залежь;

в качестве канала эксплуатации принимают канал скважины или канал фильтрации в продуктивном пласте залежи, или канал в системе обустройства месторождения, или канал магистрального трубопровода;

канал фильтрации в продуктивном пласте создают от нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, к добывающей скважине, по меньшей мере одной;

канал фильтрации в продуктивном пласте создают разрывом пласта или бурением направленной скважины с горизонтальным стволом, по меньшей мере одним, или с горизонтальным стволом и ответвлением от него, по меньшей мере одного;

для приготовления раствора щелочи используют едкий натр или соли слабых кислот и сильных оснований;

в раствор щелочи добавляют глиностабилизатор;

к месту разложения гидратов и/или предотвращения их образования подают теплоноситель;

в качестве теплоносителя подают пар или горячую воду, или термогенерирующую жидкость;

глиностабилизатор добавляют в щелочь в виде нескольких оторочек;

снижают подвижность газоводяной фазы;

в качестве агента, снижающего подвижность газоводяной фазы, используют полиакриламид или гипан, или карбоксиметилцеллюлозу, или водогазовые гетерогенные системы.

Сущность изобретения заключается в том, что в условиях гидратного режима объекта и при установлении факта образования газовых гидратов обеспечивают разрушение (разложение) имеющихся природных газовых гидратов и/или предотвращение их образования за счет установления соответствующего дебита или таких давлений, температуры и влажности, при которых не образуются дополнительные (к существующим) газовые гидраты. В этом состоянии объекта к месту разложения гидратов и/или предотвращения их образования подают водный раствор щелочи с вышеупомянутыми значениями концентрации и рН в течение установленного времени. Опытным путем установлено, что именно при таких условиях, при таких характеристиках раствора щелочи и режиме ее подачи существует возможность циклической подачи средства по разложению и/или предотвращению образования газовых гидратов, что в значительной степени снижает расход этого средства. Сам же циклический характер подачи средства дополнительно создает нестационарный характер работы объекта в целом. А этот характер работы объекта ведет к значительному снижению скорости образования газовых гидратов, кратно (в несколько раз) ниже скорости их разложения. При этом, ввиду практической трудности поддержания безгидратного режима, образование газовых гидратов все же происходит, например, между циклами. Однако при этом образуются неконсолидированные газовые гидраты и только во взвеси (в виде снега). Они не прикрепляются к каналу эксплуатации, не образуют плотного ядра и потому легко разлагаются при обработке.

Для приготовления раствора щелочи в промысловых условиях может быть использован едкий натр или соли слабых кислот и сильных оснований, например, Na₂СО₃, Na₃PO₄, растворы которых подвергаются гидролизу с рН среды в пределах 10-14.

В качестве примера приведена схема гидролиза фосфата натрия:

Nа₃РO₄+3Н₂О↔ Na₂HPO₄+Na⁺+OH^-+2H₂O↔ 2Na⁺+2OН^-+Н₂O+NaH₂PO₄↔Н₃РO₄+3Na⁺+3ОН^-

Образующаяся при гидролизе гидроксильная группа взаимодействует с образовавшимся газовым гидратом и разрушает его, в результате чего этот гидрат распадается на газ и воду, а также препятствует образованию газового гидрата.

На чертеже приведены результаты лабораторных исследований по изменению температуры образования газовых гидратов в зависимости от вида ингибитора и его концентрации.

На горизонтальной оси приведены данные по концентрации ингибиторов (х, %), а на вертикальной оси показаны данные по изменению температуры гидратообразования (Δ t, °C).

При этом использованы следующие условные обозначения для кривых на графике:

1 - водный раствор щелочи;

2 - хлористый кальций;

3 - раствор аммиака;

4 - метанол;

5 - диэтиленгликоль;

6 - глицерин.

Из приведенных на чертеже кривых видно, что водные растворы щелочи являются наиболее эффективными ингибиторами образования газовых гидратов из промышленно используемых реагентов.

Разработка, например, газоконденсатного месторождения при значительной депрессии в призабойной зоне вызовет выпадение гидратов со снижением коэффициента продуктивности (призабойной зоны, пласта) вплоть до полного прекращения поступления флюидов в скважину.

Если объектом эксплуатации является скважина, то ее ближняя призабойная зона содержит, как правило, привнесенную глину из буровых растворов.

Глиносодержащие минералы обладают способностью к набуханию. Набухание в пресной воде глин, имеющих слоистое строение, имеет особенности. Слои связаны между собой слабыми ван-дер-ваальсовыми силами. При избытке отрицательных зарядов происходит внедрение протонов в межслойное пространство. За счет водородных связей после внедрения ассоциированных с протоном молекул воды в межслойное пространство проникают комплексы, состоящие из нескольких ассоциированных молекул воды, за счет чего увеличивается расклинивающее давление, способствующее увеличению межплоскостного расстояния (происходит набухание глин).

При низких концентрациях электролита происходит преимущественное проникновение протонов в межслойное пространство, так как подвижность протона на несколько порядков выше активности катионов металлов.

По мере увеличения концентрации электролита появляется конкурирующий внедрению протонов процесс - внедрение катионов в межплоскостное расстояние с вытеснением ассоциированных молекул воды, вследствие чего расстояние между слоями глинистого минерала уменьшается, поскольку размер катиона значительно меньше размера ассоциатов воды.

В концентрированных растворах электролитов в межплоскостное пространство могут поступать только катионы электролитов, и процесс набухания глин не происходит.

Набухшую глину можно вернуть практически в исходное состояние путем увеличения концентрации катионов в растворе.

Концентрация электролита, при которой не происходит набухания глин или при которой можно вернуть набухшие глины в состояние, максимально приближенное к их исходному до набухания, называется эффективной концентрацией глиностабилизации. Она зависит от вида катионов и сорта глин.

Из вышеизложенного следует, что набухание глин определенного типа зависит от рН среды. Опытным путем установлено, что наиболее заметно снижение набухания глин при рН среды более 10.

Природа образования газовых гидратов и процессы набухания глин схожи.

В рамках данного изобретения применяемый водный раствор щелочи с вышеупомянутыми необходимыми значениями рН и концентрации выполняет в некоторых случаях дополнительную функцию, т.е. кроме предупреждения образования газовых гидратов и/или их разрушения этот раствор щелочи предупреждает также и набухание глин.

Для других типов глин, например, не ярко выраженного слоистого строения, требуется введение специальных (дополнительных) реагентов, предупреждающих их набухание. Щелочной раствор глиностабилизатора типа "ВПК-402" является как раз примером средства для предупреждения набухания глин другого типа и разрушения гидратов в призабойной зоне скважины. Этот раствор глиностабилизатора приготавливают в соответствии с [7].

В настоящее время разработка газогидратных месторождений, в которых сосредоточены основные ресурсы, не производится не только ввиду отсутствия эффективных и достаточно дешевых ингибиторов, но также из-за отсутствия технологии доставки ингибитора в пласт газогидратной залежи.

Практика разработки нефтяных месторождений предусматривает бурение скважин для поддержания пластового давления (ППД), через которые нагнетают нефтевытесняющие агенты.

Аналогично этому на газогидратном месторождении необходимо бурение дополнительных скважин, через которые возможно нагнетание реагента в пласт.

Очевидно, что между скважинами ППД и добывающими должна осуществляться гидродинамическая связь посредством создания каналов фильтрации. Для этого необходимо сделать гидроразрыв пласта с образованием горизонтальной трещины либо путем бурения горизонтально направленного ствола.

Для разрушения газовых гидратов вокруг каналов фильтрации от нагнетательной к добывающим скважинам в скважину ППД подают, например, горячий теплоноситель (воду или пар), или термогенерирующий раствор, или ингибитор гидратообразования.

Для повышения технико-экономических показателей нагнетание растворов производят в виде нескольких оторочек.

Для увеличения коэффициента охвата в призабойной зоне пласта скважины ППД в качестве оторочек для снижения подвижности газоводяной фазы с щелочью применяют, например, растворы-полимеры типа полиакриламида, гипана или карбоксиметилцеллюлозы или водогазовые гетерогенные системы.

Способ осуществляют следующим образом.

В выбранном объекте эксплуатации в условиях гидратного режима осуществляют транспортирование углеводородной продукции по эксплуатационному каналу. При этом в связи с повышенной опасностью образования газовых гидратов в эксплуатационном канале осуществляют непрерывный контроль перепадов давления по длине этого канала. При наличии этого перепада, свидетельствующего о нарушении нормального режима эксплуатации, устанавливают интервал канала с перепадом давления. После этого устанавливают дебит углеводородной продукции или режима объекта (температуру, влажность, давление), обеспечивающие разрушение (разложение) имеющихся природных газовых гидратов и/или предотвращение их образования. В этом состоянии объекта к обнаруженному интервалу перепада давления в эксплуатационном канале, т.е. к месту разложения гидратов и/или предотвращения их образования, подают водный раствор щелочи. Этот раствор щелочи подают с концентрацией 0,04-4,9 мас.% при рН более 10. Кроме того, раствор щелочи подают в течение времени не менее времени существования перепада давления по длине эксплуатационного канала, а также с расходом и в течение времени до достижения массовой концентрации щелочи в газовой фазе 10-15 мас.%.

Конкретный пример реализации способа.

В качестве объекта эксплуатации принимают газовую скважину в условиях Западной Сибири глубиной 2500 м, характеризуемую периодическими образованиями газовых гидратов в ее стволе в процессе эксплуатации на глубинах 600-1000 м. В процессе эксплуатации скважины осуществляют транспортирование газа по эксплуатационному каналу - стволу скважины. При этом осуществляют контроль перепадов давления по длине ствола скважины. При наличии перепада давления 0,5-1,5 МПа устанавливают опытным путем такой дебит газа, который обеспечивает разрушение (разложение) имеющихся природных газовых гидратов и/или предотвращение их образования, в данном случае дебит снижают на 10%. Определяют конкретную глубину образования газовых гидратов. Для этого строят график зависимости равновесной кривой гидратообразования для конкретных параметров скважины, при которых она работала до перевода ее на безгидратный режим, и фактической температуры в скважине.

Нижнюю границу зоны образования газовых гидратов определяют точкой пересечения обеих температурных кривых. В данном случае нижняя граница составляет 900 м. На глубину 930 м спускают заливочные трубы. При необходимости в затрубное пространство существующей обвязки скважины подают горячую воду для обеспечения условий доставки заливочных труб в необходимый интервал скважины. Через заливочные трубы к месту разложения гидратов и предотвращения их последующего образования подают водный раствор фосфата натрия с концентрацией 3,5 маc.% при рН 13. Этот раствор подают в течение времени не менее времени существования перепада давления в интервале 600-900 м. В данном случае раствор щелочи подают в течение общего времени 12 часов в циклическом нестационарном режиме, когда после каждых 2-х часов работы осуществляют перерыв в подаче на 1 час. При этом расход подачи раствора щелочи подбирают таким, чтобы к концу обработки массовая концентрация щелочи в газовой фазе достигла 12 мас.%. После этого переходят на стабильный режим эксплуатации скважины. Далее, при необходимости, операции повторяют.

Источники информации

1. Андрюшенко Ф.К. и др. Растворы электролитов как антигидратные ингибиторы // Харьков: Высшая школа, 1973, с.38.

2. Дегтярев Б.В. и др. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах // М.: Недра, 1976, с.253.

3. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов // М.: Недра, 1980, с.405.

4. Патент РФ №2126513, 31.08.95.

5. Патент РФ №2135742, 27.08.99.

6. Патент РФ №2146787, 05.09.95.

7. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами // М.: МО МАНПО, 2000, 525 с.

1. Способ эксплуатации объекта с углеводородной продукцией в условиях гидратного режима, включающий транспортирование углеводородной продукции по эксплуатационному каналу, контроль перепадов давления по длине этого канала и, при наличии этого перепада, установление дебита углеводородной продукции или режима объекта, обеспечивающего разрушение или разложение имеющихся природных газовых гидратов и/или предотвращение их образования, подачу в этом состоянии объекта к месту разложения гидратов и/или предотвращения их образования, раствора щелочи с концентрацией 0,04÷4,9 мас.% при рН более 10, при этом раствор щелочи подают в течение времени не менее времени существования перепада давления по длине эксплуатационного канала, а также с расходом и в течение времени до достижения массовой концентрации щелочи в газовой фазе 10-15 мас.%.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве объекта с углеводородной продукцией принимают газовую залежь, или газоконденсатную залежь, или газонефтяную залежь, или нефтегазовую залежь, или нефтегазоконденсатную залежь, или газогидратную залежь.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве канала эксплуатации принимают канал скважины или канал фильтрации в продуктивном пласте залежи, или канал в системе обустройства месторождения, или канал магистрального трубопровода.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что канал фильтрации в продуктивном пласте создают от нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, к добывающей скважине, по меньшей мере одной.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что канал фильтрации в продуктивном пласте создают разрывом пласта или бурением направленной скважины с горизонтальным стволом, по меньшей мере одним, или с горизонтальным стволом и ответвлением от него, по меньшей мере одного.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что для приготовления раствора щелочи используют едкий натр или соли слабых кислот и сильных оснований.

7. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что в раствор щелочи добавляют глиностабилизатор.

8. Способ по одному из пп.1-7, отличающийся тем, что к месту разложения гидратов и/или предотвращения их образования подают теплоноситель.

9. Способ по п.8, отличающийся тем, что в качестве теплоносителя подают пар, или горячую воду, или термогенерирующую жидкость.

10. Способ по одному из пп.1-9, отличающийся тем, что глиностабилизатор добавляют в щелочь в виде нескольких оторочек.

11. Способ по одному из пп.1-10, отличающийся тем, что снижают подвижность газоводяной фазы с щелочью.

12. Способ по п.11, отличающийся тем, что в качестве агента, снижающего подвижность газоводяной фазы с щелочью, используют полиакриламид, или гипан, или карбоксиметилцеллюлозу, или водогазовые гетерогенные системы.