Способ термогазлифтной откачки высоковязкой нефти из скважины

Способ термогазлифтной откачки высоковязкой нефти из скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам добычи нефти с применением тепла. Цель - повышение надежности процесса за счет улучшения условий нагрева добываемой нефти по длине подъемной колонны /ПК/. Внутри обсадной колонны 1 в скважину опущена ПК 2 с установленным в ее нижней части теплообменником 3 и диспергатором 4 газов. На воздухоподающей колонне 6 опущен глубинный парогазогенератор 7. Топливо подают по трубке 8, разжигают парогазогенератор 7 и получаемую парогазовую смесь с температурой 250-400°С направляют в теплообменник 3 и выводят в диспергатор 4 газов. Парогаз поступает в полость ПК 2 через отверстия 5 и затрубное пространство, где накапливается, оттесняя нефть и понижая ее уровень. Заполненное парогазом затрубное пространство играет роль теплоизоляции ПК 2. Периодически сбрасывают часть парогаза из затрубного пространства на устье скважины, что приводит к поступлению в эту полость новых порций высокотемпературной парогазовой смеси. 2 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (si)s Е 21 В 43/24

ГОСУДАРСТВЕ ННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

So фиг. 1

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4353874/23-03 (22) 30.12,87 (46) 15.12.90. Бюл. М 46, (71) Институт геологии и геохимии горючих ископаемых АН УССР (72) А,Е.Степанчиков, О.В.Гвоздевич, Я.М.Мырка и Л.Г,Пеленичка (53) 622,245(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

N 662299332277, кл. Е 21 В 43/00, 1975.

Авторское свидетельство СССР

hh 1002537, кл. Е 21 В 43/00, 1981, Толл

„„5ll „„1613589 Al (54) СПОСОБ ТЕРМОГАЗЛИФТНОЙ ОТКАЧКИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ

СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтяной ripoмышленности, а именно к способам добычи нефти с применением тепла. Цель изобретения — повышение надежности процесса за счет улучшения условий нагрева добываемой нефти по длине подьемной колонны (П К), Внутри обсадной колонны 1 в скважину опущена ПК 2 с установленным в ее нижней

1613589

10

2G

40 части теплообменником 3 и диспергатором

4 газов. На воэдухоподающей колонне 6 опущен глубинный парогазогенератор 7.

Топливо подают по трубке 8, разжигают парогазогенератор 7, получаемую парогазовую смесь с температурой 250-400 С направляют в теплообменник 3 и выводят в диспергатор 4 газов, Парогаз поступает в полость ПК 2 через отверстия 5 и эатрубное

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам добычи нефти с применением тепла.

Цель изобретения — повышение надежности процесса за счет улучшения услсвий нагрева добываемой нефти по длине подъемной колонны.

Использование части парогаэа, получаемого в глубинном пасогазогенераторе, для заполнения затрубного пространства позволяет не только уменьшить теплопо1ери откачиваемой нагретой нефти, поднимающейся по межтрубному пространству в окружении кольцевого газового слоя, имеющего повышенную температуру (1емпературу парогаза), но и регулировать его температуру, производя при необходимости, например в случае повышения вязкости откачиваемой нефти, прогрев нефтеподъемной колонны путем частичного сброса парогаза на устье скважины, вызывая тем самым поступление в затрубное пространство новой порции высокотемпературного парогаза..

Поддержание в эатрубном пространстве повышенного давления, которое выше давления в наземной нефтесборной системе, предназначено для предотвращения газлифтного подъема нефти по затрубному

Г пространству при частичных сбросах из него парогаза {полость затрубного пространства используют по предлагаемому способу только для накапливания в ней парогазовой смеси и поддержания в парогазовом слое температуры, оптимальной для транспортирования по нефтеподъемной колонне высоковязкой нефти, разжиженной ранее за счет нагрева в забойных условиях рабочим агентом).

На фиг. 1 представлена схема скважины, иллюстрирующая реализацию предлагаемого способа термогазлифтной откачки высоковязкой нефти; на фиг. 2 -- разрез А-А на фиг, 1, Внутри обсадной колонны 1 в скважину опущена нефтеподъемная колонна 2 с устапространство, где накапливается, оттесняя нефть и понижая ее уровень, Заполненное парогазом затрубное пространство играет роль теплоизоляции ПК 2. Периодически сбрасывают часть парогаэа иэ затрубного пространства на устье скважины, что приводит к поступлению в эту полость новых порций высокотемпературной парогазовой смеси, 2 ил, новленным в ее нижней части теплообменником 3 и диспергатором 4 газов. Последний сообщает нижнюю часть полости теплообменника 3 с эатрубным пространством и снабжен отверстиями 5 для ввода части рабочего агента в полость нефтеподьемнсй колонны 2, Внутри колонны 2 на воэдухоподающей колонне 6 опущен глубинный парогаэогенератор 7, выходное отверстие которого сообщено с полостью теплообменника 3. Внутри воэдухоподающей колонны 6 проходит топливная трубка

8, по которой к глубинному парогаэогенератору 7 подают с r,ерхности топливо. В воздухоподающую колонну 6 нагнетают воздух и впрыскивают воду, которая в парогаэогенераторе сепарируется и вводится в его камору сгорания для охлаждения последней и получения рабочего агента — парогаза. На устье скважины установлены манометры 9 и 10 для регистрации давлениий в затрубном пространстве и наземной нефтесборной системе соответственно.

Способ осуществляют следующим образом, Газлифтную скважину оборудуют обсадной 1, нефтеподъемной 2 и воздухоподающей колоннами. В нижней части колонны

2 под динамическим уровнем нефти располагают диспергатор 4, связанный с теплообменником 3. На колонне опускают парогазогенератор 7, а внутрь колонны 6— топливную трубку 8.

С поверхности подают топливо по трубке 8, а воздух и воду по колонне 6, разжигают парогазогенератор и получаемую парогазовую смесь с температурой 250400 С направляют в теплообменник 3 и выводят в диспергатор 4 газов. Отсюда парогаз, разделенный на две части, поступает в полость подъемной колонны 2 через отверстия 5 диспергатора 4 в виде мелких газовых пузырьков, равномерно распределенных в потоке нефти, которая входит в

45 колонну 2 через ее открытый нижний конец, а также в затрубное пространство скважины

1613589 между обсадной 1 и подъемной 2 колоннами, где накапливается, оттесняя находящуюся в нем нефть и понижая ее уровень, приближая последний к отверстиям диспергатора 4.

Заполненное парогазом затрубное пространство играет роль теплоизоляции подьемной колонны 2, однако температура парогаза в нем постепенно снижается и для ее поддержания на заданном уровне периодически сбрасывают часть парогаза из затрубного пространства на устье скважины.

Этим вызывают поступление в эту полость новых порций высокотемпературной парогазовой смеси.

Подвижность всех высоковязких нефтей зависит от температуры, Например, вязкость нефти (р н) Кохановского месторождения при температуре 20 С составляет 8 мПа с.

В интервале температур 50 — 100 С ее вязкость снижается с 650 — 850 до 66-100 мПа с.

Иэ приведенных данных видно, что при снижении температуры ниже 40 С вязкость нефти резко возрастает с потерей ее подвижности.

При заполнении затрубного пространства газом согласно изобретению теплопотери составляют окло 4% на каждые 100 м длины скважины, Таким образом, при глубине скважины, например, Кохановского месторождения 1500 м суммарные теплопотери в стволе скважины составляют около 60ф,.

Следовательно, при температуре на забое скважины 150 С температура лифтируемой жидкости на устье скважины составляет 50о

60 С, т.е. ниже температуры, необходимой для сохранения подвижности нефти в термолифте и системе нефтегазосбора.

Поэтому для обеспечения ее подвижности на устье скважины поддерживают температуру нефти не ниже 70 и не выше 80 С, т.е. температуры близкой к температуре начала кипения нефти.

С целью поддержания расчетной температуры лифтируемой жидкости по длине нефтеподъемных труб на устье скважины устанавливают электроконтактный термометр. а на эатрубном пространстве — автоматическое перекрывающее устройство . (например, соленоидный клапан или электрозадвижку. При термогаэлифтировании открытие и закрытие перекрывающего устройства осуществляют в зависимости от расчетных нижнего и верхнего пределов температур лифтируемой жидкости на устье скважины, которые устанавливают в зависимости от вязкости лифтируемой нефти с целью обеспечения ее подвижности по всей длине нефтеподъемных труб.

10

При понижении те пературы до нижне-:. го предела стрелка электроконтактного термометра замыкает контакт открытия запорного устройства, которое открывается. При этом часть парогаэа сбрасывают из затрубного пространства с одновременным поступлением из призабойной зоны скважины (работа теплогазогенератора не прекращается), высокотемпературной порции парогаза и повышением температуры по: всей длине термолифта до расчетного значения.

)Гри повышении температуры лифтируемой, жидкости на устье скважины до верхнего расчетного предела стрелка электро конта ктно го те омо метра замы кает контакт закрытия запорного устройства, которое закрывается прекращая сброс парогаэа иэ эатрубного пространства.

При термогазлифтировании постоянно ведут контроль эа температурой нефти на устье скважины и при ее снижении ниже заданного уровня, который определяют экспериментально для высоковязкой нефти

25 конкретного месторождения иэ условий обеспечения ее подвижности, производят сброс парогаэа из затрубного пространства, недопуская снижения давления в нем ниже давления в наземной нефтесборной

30 системе, Величину давления контролируют по показаниям устьевых манометров 9 и 10.

Пример. В нефтяной скважине, оборудованной глубинным парогаэогенератором, теплообгленником и диспергатором, 35 который делит погок парогаза на две части, направляя одну часть в полость нефтеподьемной колонны, а рдугую — в затрубное пространство, ведут термогазлифтную откачку, Получаемый в парогаэогенераторе парогаз

40 с температурой 300 С обеспечивает подогрев высоковязкой нефти на забое в теплообменнике, а затем диспергированием парогаза в откачиваемой нефти. В результате получают на устье скважины нефть с тем45 пературой 30 — 40 С, что является оптимальной температурой для термогазлифтирования высоковязкой нефти Кохановского месторождения УССР {данными лабораторных исследований установлено, что при на50 гревании высоковяэкой нефти Кохановского месоторождения ее вязкость снижается с

960 до 100 сП, т.е. почти е 10 раз в интервале температур 10 — 70 С.

Получению на устье скважины нефти с

55 укаэанной температурой способствовал ее подогрев в забойных условиях, а также эффективная теплоиэоля ция нефтеподъемной колонны парогазовой смесью, введенной в эатрубное пространство. Однако по мере

1613589

Составитель В.Борискина

Редактор М.Петрова Техред М,Моргентал Корректор Э.Лончакова

Заказ 3872 Тираж 481 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 101

; снижения температуры парогаза в эатрубном пространстве падает также температура откачиваемой нефти, а ее вязкость резко возрастает, При прекращении процесса лифтирования из-за снижения температуры и увеличения вязкости нефти производят для восстановления процесса откачки частичный сброс на устье парогаза из эатрубного пространства. При этом поддерживают давление в затрубном пространстве на 1520 выше,.чем давление в наземной нефтесборной системе. Например, при давлении в нефтесборной системе 0,6 МПа сброс иэ затрубного пространства производят, не снижая давления в нем ниже 0,8 МПа.

Таким образом, предлагаемый спсоб термогаэлифтной откачки высоковязкой нефти за счет улучшения условий нагрева лифтируемой нефти по длине колонны нефтеподъемных труб обеспечивает надежI ность процесса, предотвращает охлаждение такой нефти, загустевание и эакупоривание в гаэлифтном тракте.

Формула изобретения

5 Способ термогазлифтной откачки высоковяэкой нефти из скважины, включающий нагрев лифтируемой нефти путем пропускания парогазовой смеси через теплообменник и диспергатор, установленные на

10 колонне подъемных труб под уровнем скважин ной жидкости, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности процесса эа счет улучшения условий нагрева добываемой нефти по длине подъемной ко15 лонны. после теплообменника отделяют часть парогазовой смеси и выводят ее в межтрубное пространство, при этом в процессе откачки периодически снижают давление на устье скважины в межтрубном

20 пространстве.