Способ внутрискважинной обработки продукции газлифтных скважин


 


Владельцы патента RU 2503801:

Государственное унитарное предприятие "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (RU)

Изобретение предназначено для использования при газлифтной эксплуатации скважин. Обеспечивает повышение эффективности работы газлифтной скважины путем снижения вязкости водонефтяной эмульсии, получения не застывающего потока как в скважине, так и в подводном трубопроводе за счет использования высокой температуры на забое и рационального применения реагентов в зависимости от температуры на забое. Сущность изобретения: способ включает использование деэмульгатора и депрессорной присадки. Согласно изобретению при температуре на забое скважины до 80°С оба реагента подают совместно в нагнетательный рабочий агент - газ. При температуре на забое скважины выше 80°С депрессорную присадку подают в нагнетательный рабочий агент, а деэмульгатор вводят в продукцию на устье скважины. При этом для обводненной продукции до 40% используют водорастворимый деэмульгатор, а при обводненности продукции свыше 60% используют нефтерастворимый деэмульгатор. В интервале обводненности 40-60% используют любой из названных типов реагентов. 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть в частности использовано при газлифтной эксплуатации скважин.

Газлифтный способ эксплуатации скважин является единственным механизированным способом добычи нефти, применяемым на морском месторождении Дракон во Вьетнаме. Нефть месторождения является парафинистой застывающей. Существует проблема сокращения энергетических затрат на добычу жидкости из скважин и ее подготовки к транспорту по подводному трубопроводу на технологическую платформу.

Известно, что обводненную высокопарафинистую нефть (эмульсию) необходимо обрабатывать деэмульгатором и депрессорной присадкой. При этом депрессорная присадка, снижающая температуру застывания нефти, и нефть должны быть нагреты выше температуры плавления парафинов, а нагрев деэмульгатора, снижающего вязкость эмульсии, выше 80°C не допускается.

Известен способ подготовки парафинистой и застывающей нефти к транспорту (см. авт. свид. №1543181), который предусматривает одновременный ввод реагентов - деэмульгаторов и депрессорных присадок.

Недостаток способа - он может применяться только на установках, в состав которых входят печи нагрева нефти. На морских добывающих платформах нет печей нагрева для осуществления обработки по авт. свид. №1543181.

При существующем положении добываемая газлифтным способом нефть на месторождении Дракон транспортируется на центральную технологическую платформу по подводному трубопроводу и в нем охлаждается до температуры морской воды, поэтому при остановках застывает, вызывая аварийную ситуацию.

Таким образом, возникает техническая задача: обработать продукцию газлифтных скважин на добывающей платформе при отсутствии печей нагрева нефти.

Цель изобретения - повышение эффективности работы газлифтной скважины путем снижения вязкости водонефтяной эмульсии и ее подготовки к транспорту на технологическую платформу путем получения незастывающего потока как в скважине, так и в подводном трубопроводе за счет использования высокой температуры на забое и рационального применения реагентов в зависимости от температуры на забое.

Поставленная цель достигается тем, что при температуре на забое скважины до 80°C оба реагента подают совместно в нагнетаемый рабочий агент (газ); при температуре на забое скважины выше 80°C депрессорную присадку подают в нагнетаемый рабочий агент, а деэмульгатор вводят в продукцию на устье скважины, при этом для обводненной продукции до 40% используют водорастворимый деэмульгатор, а при обводненности продукции свыше 60% используют нефтерастворимый деэмульгатор, в интервале обводненности 40-60% используют любой из названных типов реагентов.

Нагнетаемый рабочий агент, содержащий реагенты, смешивается на забое скважины с горячей добываемой продукцией, и в процессе подъема к устью скважины достигается подготовка продукции к транспорту на технологическую платформу.

Механизм действия реагентов для различных температурных зон на забое скважин. При температуре на забое скважины до 80°C подача обоих реагентов совместно в нагнетаемый рабочий агент позволяет снизить вязкость водонефтяной эмульсии и получить незастывающий поток как в скважине, так и подводном трубопроводе за счет использования высокой температуры на забое. При температуре на забое скважины выше 80°C депрессорную присадку подают в нагнетаемый рабочий агент, а деэмульгатор вводят в продукцию на устье скважины. При этом реализуются вышеописанные положительные эффекты, а деэмульгатор защищается от излишне высокой температуры, так как деэмульгаторы, в отличие от депрессорных присадок, при температуре выше 80°C подвержены термической деструкции. Для обводненной продукции до 40% используют водорастворимый деэмульгатор. Это позволяет избежать повышенных расходов реагента, учитывая, что он частично растворяется в водной фазе, не производя полезной работы. В интервале обводненностей 40-60% используют любой из названных типов реагентов, исходя из их стоимости.

Использование предполагаемого изобретения позволит:

- подготовить продукцию газлифтных скважин к транспорту на технологическую платформу за счет использования высокой температуры на забое без применения печей нагрева нефти;

- устранить вероятные аварийные ситуации на подводном трубопроводе после длительных остановок;

- позволит экономить реагенты-деэмульгаторы;

- облегчить работу установки термохимического обезвоживания нефти на технологической платформе;

- улучшить состояние воздушного бассейна, ибо отпадает необходимость в строительстве печей нагрева на добывающей платформе.

Пример 1

На морской стационарной платформе на скважине №1 добывается газлифтным способом парафинистая нефть с обводненностью 35%. Температура на забое скважины - 69°C. Температура застывания нефти - 25°C. Добываемая продукция по подводному трубопроводу длиной 3,8 км транспортируется на технологическую платформу для обработки и получения товарной нефти. Температура морской воды - 18°C. При плановых остановках системы добычи и транспорта во избежание застывания нефти в трубопроводе ее вытесняют морской водой. Возникают проблемы утилизации загрязненной воды при пуске трубопровода в работу.

При внеплановых остановках системы возникают аварийные ситуации при пуске в работу застывшего трубопровода.

Для устранения подобных осложнений в скважину подают путем дозирования в рабочий агент депрессорную присадку Flexoil CW-288 с дозировкой 600 г/т и водорастворимый деэмульгатор СНПХ-4114 производства ОАО «НИИнефтепромхим». В результате температура застывания нефти снижается до 12°C и на технологическую платформу поступает маловязкая продукция, частично подготовленная для получения товарной нефти.

Пример 2

На морской стационарной платформе на скважине №11 добывается газлифтным способом парафинистая нефть с обводненностью 70%. Температура на забое скважины - 87°C. Температура застывания нефти - 25°C. Добываемая продукция по подводному трубопроводу длиной 3,1 км транспортируется на технологическую платформу для обработки и получения товарной нефти. Температура морской воды - 18°C. При плановых остановках системы добычи и транспорта во избежание застывания нефти в трубопроводе ее вытесняют морской водой. Возникают проблемы утилизации загрязненной воды при пуске трубопровода в работу.

При внеплановых остановках системы возникают аварийные ситуации при пуске в работу застывшего трубопровода.

Для устранения подобных осложнений в скважину подают путем дозирования в рабочий агент депрессорную присадку Dodiflow 5200 с дозировкой 600 г/т. Маслорастворимый импортный деэмульгатор R-11 или отечественный СНПХ-4204Б производства ОАО «НИИнефтепромхим» подают в выкидную линию на устье скважины. В результате температура застывания нефти снижается до 12°C и на технологическую платформу поступает маловязкая продукция, частично подготовленная для получения товарной нефти.

Способ внутрискважинной обработки продукции газлифтных скважин, включающий использование деэмульгатора и депрессорной присадки, отличающийся тем, что при температуре на забое скважины до 80°С оба реагента подают совместно в нагнетаемый рабочий агент - газ; при температуре на забое скважины выше 80°С депрессорную присадку подают в нагнетаемый рабочий агент, а деэмульгатор вводят в продукцию на устье скважины, при этом для обводненной продукции до 40% используют водорастворимый деэмульгатор, а при обводненности продукции свыше 60% используют нефтерастворимый деэмульгатор, в интервале обводненности 40-60% используют любой из названных типов реагентов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами, в том числе пластами с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением.

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине или эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть.

Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин.

Изобретение относится к системам регулирования дебита скважины и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов одной скважиной. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает расширение области применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе. Сущность изобретения: способ включает установку пакера выше пласта добывающей скважины, отбор водонефтяной смеси из подпакерного пространства насосом, спускаемым на колонне труб, разделение ее на нефть и воду в скважинных условиях, отбор нефти из верхней части надпакерного межтрубного пространства в нефтепровод, отбор пластовой воды и ее закачку по водопроводу через нагнетательные скважины в нефтяной пласт с невыработанными запасами нефти. Обеспечивают работу насоса в постоянном режиме, подачу водонефтяной смеси осуществляют через радиальные отверстия в колонне труб в надпакерное межтрубное пространство, где производят разделение водонефтяной смеси. Воду отбирают из надпакерного межтрубного пространства по дополнительной трубе, вход которой размещают ниже уровня водонефтяного контакта, а выход сообщен с водопроводом, оснащенным расходомером. Отбор нефти дополнительно ведут из колонны труб в нефтепровод, который оснащен регулятором расхода и сообщен с дополнительной трубой байпасной линией, соединенной с нефтепроводом после регулятора расхода для сброса в него воды при ремонтных работах на водопроводе. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам подъема жидкости из скважины. Обеспечивает возможность регулирования объемов отбора нефти и воды при изменении уровня водонефтяного контакта в скважине в процессе работы, получения на поверхности скважины продукции, не требующей последующей сепарации на отдельные фазы, и снижения вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина на внутренней поверхности труб. Сущность изобретения: устройство содержит насос, спущенный в обсадную колонну скважины на колонне труб с хвостовиком снизу, связанным с соединительной трубкой, а также размещенные в скважине два подводящих канала, причем один канал - для подвода нефти, а другой канал - для подвода воды, имеющих возможность поступления в скважину из пласта. Входы каналов расположены на разных уровнях, а выходы направлены к приему насоса. Хвостовик колонны труб снабжен снаружи пакером, установленным в обсадной колонне скважины на уровне водонефтяного контакта, и радиальными отверстиями выше пакера. Причем в хвостовик ниже радиальных отверстий жестко установлена полая заглушка, в которую герметично с возможностью осевого перемещения и фиксации установлена соединительная трубка. При этом фиксация соединительной трубки относительно хвостовика осуществлена с помощью разрезного стопорного кольца круглого сечения, установленного во внутренней проточке полой заглушки и фиксирующего соединительную трубку в полукруглых насечках, выполненных на наружной поверхности соединительной трубки. При этом канал для подвода нефти образован внутренним пространством обсадной колонны выше пакера, радиальными отверстиями хвостовика и пространством между хвостовиком и соединительной трубкой. Канал для подвода воды образован внутренним пространством обсадной колонной ниже пакера и внутренним пространством соединительной трубки. Входы обоих каналов расположены напротив перфорационных отверстий в водоносной и нефтеносной частях пласта, а выходы направлены к приему насоса. Также предлагаемое устройство из-за регулирования объемов отбора воды и нефти позволяет предотвратить их смешивание в процессе подъема по колонне труб и получить на поверхности скважины продукцию, не требующую последующей сепарации на отдельные фазы, а также позволяет снизить вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина из-за быстрого перехода от отбора воды к отбору нефти. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти с повышенным газосодержанием. Обеспечивает возможность увеличения КПД насоса при работе на газосодержащей смеси при увеличении допустимого газосодержания смеси на входе в насос, а также возможность периодического откачивания скопления газа при малых и даже нулевых количествах жидкой фазы. Сущность изобретения: устройство включает корпус, электродвигатель, погружной насос с напорной частью и входным устройством и эжектор. Согласно изобретению устройство снабжено кожухом, образующим с корпусом кольцевой канал ниже напорной части погружного насоса и выше эжектора. Эжектор расположен во входном устройстве и выполнен в виде кольцевой щели. При этом приемный патрубок эжектора соединен с напорной частью погружного насоса через кольцевой канал для частичного возврата перекачанной нефти. На выходе эжектора перед первой ступенью насоса размещена камера смешения, обеспечивающая возможность диспергирования газовой фазы и увеличения давления. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к системам и способам для управления многочисленными скважинными инструментами. Многочисленные скважинные инструменты можно приводить в действие между рабочими положениями. Скважинные инструменты соединяют с множеством многоотводных модулей, при этом каждый многоотводный модуль обычно соединяют с одним или двумя скважинными инструментами. Линии управления соединяют с многоотводными модулями, а многоотводные модули обладают способностью управлять скважинными инструментами в большем количестве, чем количество линий управления. Каждый скважинный инструмент можно приводить в действие индивидуально, создавая подачи давления по одной или нескольким линиям управления. Техническим результатом является облегчение управления многочисленными скважинными инструментами. 4 н. и 19 з.п. ф-лы, 25 ил.

Группа изобретений относится к мониторингу показателей скважин с забойным и устьевым оборудованием. Более конкретно, настоящие изобретения раскрывают систему и способ по определению и вычислению расходов в скважинах, которые создают электропогружные насосы. Обеспечивается повышение эффективности мониторинга. Сущность: способ определения расхода через электропогружной насос содержит этапы, на которых: подводят электроэнергию к электропогружному насосу с наземного распределительного устройства; принимают с помощью процессора давление на приеме с первого манометра внизу по стволу скважины относительно электропогружного насоса и давление на выходе со второго манометра; принимают с помощью процессора напряжение и ток; принимают с помощью процессора по меньшей мере одно статическое значение; вычисляют с помощью процессора расход через электропогружной насос, в соответствии с чем: вычисляют отношение коэффициента полезного действия к расходу, вводя принимаемые напряжения и токи в уравнение равновесия мощностей; получают безразмерный расход, вводя вычисляемое отношение коэффициента полезного действия к расходу в статические данные; вычисляют расход на основании безразмерного расхода; и образуют диаграмму вычисляемых расходов. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки и, в частности, к эксплуатации газовых скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя. Обеспечивает возможность оптимизации режима работы газовых скважин, позволяющего эксплуатировать их без остановки для удаления жидкости. Сущность изобретения: по способу газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита. На пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа. Затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с аналитическим выражением. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной. Технический результат направлен на повышение нефтедобычи, коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной, за счет произведения прямого замера параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, управления производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта. Способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной, в котором осуществляют контроль параметров погружного насоса, предусматривают мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине в области погружного насоса. Для чего размещают датчики на насосно-компрессорной колонне у погружного насоса. Получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и используют эти результаты для управления погружным насосом при нефтедобыче. При этом мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине осуществляют на различных его уровнях, включая положение динамического уровня и его расстояние до погружного насоса. Датчики размещают на нескольких фиксированных уровнях насосно-компрессорной колонны (НКТ). Предусматривают размещение на НКТ твердотельных батарей для автономного электрического питания. Эти возможности и результаты используют при управлении производительностью погружного насоса для поддержания депрессии и параметров газожидкостного столба в скважине, соответствующих равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта или пластов и дебитом нефтедобычи скважины при максимально допустимой производительности насоса. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважины относится к оборудованию для эксплуатации газовых скважин и предназначено для удаления пластовой жидкости из газовых скважин. Обеспечивает повышение надежности работы устройства. Сущность изобретения: устройство состоит из пакера с хвостовиком, на нижнем конце которого телескопически установлен патрубок, обладающий положительной плавучестью, с перфорированной перегородкой на нижнем конусе. В осевом канале хвостовика установлен кольцевой поршень с рядом радиальных отверстий, а в промежутках между ними выполнен ряд продольных отверстий. Кольцевой поршень жестко связан с полым штоком, снабженным в верхней части переводником с внутренней расточкой и патрубком-удлинителем в нижней. Полый шток выполнен с рядом перфорированных отверстий, гидравлически связанных с радиальными отверстиями в кольцевом поршне. Патрубок-удлинитель снабжен конической фаской и полым поплавком, в осевом канале которого установлена перфорированная перегородка с направляющим стержнем, снабженным шаровым клапаном, установленным с возможностью взаимодействия с конической фаской патрубка-удлинителя. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважинах, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов. Задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности и эффективности работы установки погружного электроцентробежного насоса посредством повышения коэффициента полезного действия установки погружного электроцентробежного насоса. Поставленная задача решается применением струйного аппарата для перепуска затрубного газа в колонну НКТ, который установлен выше динамического уровня и сообщает затрубное пространство с полостью колонны НКТ через обратный клапан, причем струйный аппарат для перепуска затрубного газа выполнен из двух симметричных половин в продольном разрезе, одна из которых установлена неподвижно с обратным клапаном, а вторая имеет возможность продольного перемещения внутри колонны НКТ и связана через постоянные магниты с поршнем, подпружиненным снизу и размещенным в параллельном с осью колонны НКТ цилиндре, нижний конец которого сообщается с затрубным пространством, а верхний - с полостью колонны НКТ. Использование струйного аппарата для перепуска затрубного газа в колонну НКТ позволяет осуществлять снижение давления газа в затрубном пространстве скважин, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов, позволяя повысить уровень пластовой жидкости над погружным электроцентробежным насосом, увеличить дебит скважины, избежать образования гидратных пробок в затрубном пространстве за счет снижения давления газа в затрубном пространстве. Кроме того, использование струйного аппарата для перепуска затрубного газа позволяет повысить КПД установки погружного электроцентробежного насоса, уменьшить глубину подвески погружного электроцентробежного насоса за счет повышения уровня пластовой жидкости в затрубном пространстве и тем самым снизить расход колонны НКТ и увеличить межремонтный период работы погружных электроцентробежных насосов. 2 ил.

Группа изобретений относится к эксплуатации подземной скважины и, в частности, к вариантам системы регулирования потока текучих смесей из геологического пласта в скважину или из скважины в геологический пласт. Такое регулирование обеспечивает, например, минимизацию добычи воды и/или газа, максимизацию добычи нефти и/или газа с балансированием добычи между зонами. Обеспечивает повышение надежности работы системы за счет ее саморегулирования. Сущность изобретения по одному из вариантов: система переменной сопротивляемости потоку содержит первый проточный канал и первую сеть из одного или нескольких отводных каналов, пересекающих первый проточный канал. При этом обеспечена возможность отведения части текучей смеси из первого проточного канала к первой сети отводных каналов, варьирования ее в зависимости, по меньшей мере, от вязкости текучей смеси или от скорости текучей смеси в первом проточном канале. Первая сеть отводных каналов способна направлять текучую смесь к первому управляющему каналу переключателя путей потока, который способен выбирать один из множества путей потока, по которому после переключателя проходит преобладающая часть текучей среды, по меньшей мере, частично в зависимости от части текучей смеси, отводимой к первому управляющему каналу. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 10 ил.
Наверх