Способ борьбы с отложениями парафина в нефтедобывающей фонтанной скважине

Способ борьбы с отложениями парафина в нефтедобывающей фонтанной скважине

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к горному делу и предназначено для эксплуатации нефтедобывающих фонтанных скважин. Цель - повышение эффективности процесса предотвращения. В нефтедобывающей фонтанной скважине, оборудованной колонной лифтовых труб, последние перфорируют на участке парафиноотложений. Перекрывают затрубное пространство скважины ниже перфорированного участка колонны лифтовых труб. Закачивают в затрубное пространство рабочей агент, в качестве которого используют углеводородный газ. Для закачки в затрубное пространство может использоваться газ, попутно добываемый с нефтью, или газ, добываемый из газовых горизонтов. Достаточная толщина пристенного слоя газа для оптимального режима работы скважины составляет порядка 1 - 2 мм. 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 37/06

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4690571/03 . (22) 11.04.89 (46) 23.07.91. Бюл. М 27 (71) Азербайджанский институт нефти и химии им.M.À.Açèçáåêîâà (72) Р.Т.Алиев и Б.Е.Шейнин (53) 622.276.5(088.8) (56) Сиззл В.В, Химические методы борьбы с отложениями парафина; Обзоры зарубежной литературы. — M., ВНИОЭНГ, 1977, с. 12-15.

Авторское свидетельство СССР

М 1553653, кл. Е 21 В 37/00, 1988, (54) СПОСОБ БОРЬбЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ

ПАРАФИНА В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ

ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЕ (57) Изобретение относится к горному делу и предназначено для эксплуатации нефтеИзоб)бретение относится к горному делу и может быть использовано при эксплуатации нефтедобывающих фонтанных скважин, продукция которых содержит повышенное количество парафина.

Цель изобретения — повышение эффективности процесса предотвращения парэфиноотложений.

На чертеже представлена схема, поясняющая способ борьбы с отложениями парафина.

Устройство для реализации способа содержит фланец 1, тройник 2, отвод 3 для закачки газа в затрубное пространство 4. В колонне лифтовых труб 5 производят перфо„„5U„„1665026 А1 добывающих фонтанных скважин. Цель— повышение эффективности процесса предотвращения. В нефтедобывающей фонтанной скважине, оборудованной колонной лифтовых труб, последние перфорируют на участке парафиноотложений. Перекрывают затрубное пространство скважины ниже перфорированного участка колонны лифтовых труб. Закачивают в затрубное пространство рабочей агент, в качестве которого используют углеводородный газ. Для закачки в затрубное пространство может использоваться газ, попутно добываемый с нефтью, или гаэ, добываемый из газовых горизонтов. Достаточная толщина пристенного слоя газа для оптимального режима работы скважины составляет 3 порядка 1 — 2 мм. 1 ил.

2 рацию 6 и размещают ее в эксплуатационной колонне 7, перекрытие эатрубного пространства 4 производят пэкером 8.

Способ борьбы с отложениями парафина в нефтедобывающей скважине, оборудованной колонной лифтовых труб 5, реализуется следующим образом, Производят перфорацию 6 колонны лифтовых труб 5 на участке парафиноотло. жений, перекрывают затрубное пространство 4 скважин ниже перфорированного участка колонны лифтовых труб 5 и эакачивают через отвод 3 в затрубное пространство 4 скважин рабочий агент с последующим перепуском его в колонну лифтовых труб 5 для создания на ее внутренней поверхности

1665026 пристенного защитного слоя, причем в качестве рабочего агента используют углеводородный газ.

Между давлением в герметизировэнном с помощью пэкерэ 8 ээтрубном пространстве 4 и давлением в колонне лифтовых труб 5 создается перепад давления, под действием которого происходит подсос (перепуск) газа иэ герметизированного затрубнаго пространства через перфорированный участок колонны лифтовых труб 5 в ее полость для создания на ее внутренней поверхности пристенного защитного слоя. Газ обладает способностью растворять в себе парафин и выносить его.

Кроме того, пэрафин со стенок трубы удаляется механически под воздействием потокэ движущегося газа. При наличии движения газа по стенке трубы парафин не откладывается. Всего этого не происходит при использовании в качестве рабочего агента нефти (нефть под действием силы тяжести стекает по трубе вниз), нэ участке трубы выше перфорированного.

- Так кэк газ обеспечивэет формирование пристенного защитного слоя выше перфорированного учэсткэ колонны лифтовых труб 5, то исключается возможность парафиноотложения на всем последующем верхнем участке колонны лифтовых труб 5, и, таким образом, не требуется дополнительная перфорация труб (по известному crioсобу), которая технически и технологически часто невозможна (наличие в трубах большого числа перфорировэнных участков ведет к значительной потере прочности труб. . что следует иэ теории сопротивления мате- . риалов).

Таким образом, использование в качестве рабочего агента углеводородного газа (знэчительно более дешевого и менее ценного как сырье) позволяет знэчительно повысить эффективность процесса борьбы с пэрафиноотложениями.

Пример. Участок активного пэрэфиноотложения составляет обычно 30-100 м и находится на расстоянии порядка 200300 м от устья скважины.

Колонна лифтовых труб перфорируется на участке пэрэфиноотложения (учэсток пэрэфиноотложения может быть определен многими известными способами, из которых наиболее простой — снятие термограммы в скважине) при диаметре перфорэционных отверстий dpye.= 0,0002 0,0005 м, исходя иэ восьми отверстий нэ 1 погонный метр трубы (по данным стендовых испытаний и технической возможности осуществления способа). Затем герметизируется зэтрубное пространство 4 скважины, например, с помощью самоуплотняк)щегося пакерэ 8, установленного нэ 1-2 м ниже зоны пэрафиноотложения, После этого в затруб5 ное пространство 4 закачивается углеводородный гэз, создается перепад давления порядка 0,08-.0, f5 МПа между давлением в герметизированном зэтрубном пространстве 4 и давлением в

10 колонне лифтовых труб 5. Под действием перепада давления происходит подсос гээа из герметизированного зэтрубного прострэнствэ 4 через перфорацию 6 и пристенный слой колонн лифтовых труб

15 5. В резул ьтэте пэ рэфи не отклэды вается кэк нэ перфорированном учэстке трубы, так и выше него.

Для закачки в затрубное пространство может использоваться гаэ, попутно добывэ20 емый с нефтью, или же газ, добываемый иэ газовых горизонтов и т.д, Рассчитывают необходимые параметры для формирования пристенного защитного слоя газа в нефтедобывающей фонтанной

25 скважине. Достаточная толщина пристенного слоя газа для оптимального режима работы скважины составляет порядка 1 — 2 мм., Расчет производят для следующих параметров: диаметр подъемных

30 труб 0=66 мм; дебит нефти 100 м"/сут (соответствует 1,157 10 м /c); вязкость нефти

10 мПа с; вязкость газа 0,02 мПэ с.

Площадь поперечного сечения подъемных труб F>:

35 л.О

Е1= = 0,00342 м .

Средняя скорость нефти в подъемных О трубах Чн:

Чн= — = 0,084 м/с.

F

Средняя скорость гэээ в пристенном слое, Учитывая тот факт, что скорость движения газэ и нефти в трубах обратно пропорциональна их вязкости (закон Пуаэейля), 50 в дэнном примере соотношение вязкостей нефти и газа равно 500, то и скорость газа соответственно будет в 500 рэз больше скорости нефти:

Чг-42 м/с.

Площадь поперечного сечения подъемных труб при наличии пристенного слоя из гаээ:

1665026

Формула изобретения

Способ борьбы с отложениями парафина в нефтедобывающей фонтанной скважине, оборудованной колонной лифтовых

5 труб, включающий перфорацию колонн лифтовых турб на участке парафиноотложений, перекрытие эатрубного пространства скважин ниже перфорированного участка колонны лифтовых труб и закачку в эатруб10 ное пространство скважины рабочего агента с последующим перепуском его в колонну лифтовых труб для создания на ее внутренней поверхности пристенного защитного слоя, отличающийся тем, что, с целью

15 повышения эффективности процесса предотвращения парафиноотложений, в качестве рабочего агента в затрубнбе пространство скважины эакачивают углеводородный гаэ. г

Рг г вн

4, где d H- 0-2 Л b,— толщина пристенного слоя.

При Л- 2 мм, Ег- 0,003018 мг.

Площадь поперечного сечения пристенного слоя:

Fnp F1-F2 4,02 10 мг.

Объемный расход газа для формирования пристенного слоя толщиной 2 мм:

0rVp Fnp0,0169 м /с 1458 м /сут

Соответственно объемный расход газа при толщине пристенного слоя 1 мм будет

Qr743,9 м /сут, Составитель В.Борискина

Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор С.Черни

Редактор Н.Яцола

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, t01

Заказ 2375 Тираж 359 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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