Устройство и способ депарафинизации нефтегазовых скважин

Устройство и способ депарафинизации нефтегазовых скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Накопления АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению межремонтного периода работы скважин и эффективности работы насосных установок. Особенно актуальна проблема отложений АСПО в колоннах насосно-компрессорных труб, т.к. предотвращение образования и ликвидация парафино-смолистых пробок является дорогостоящей операцией, иногда требующей проведения капитального ремонта скважины.

Одним из решений данной проблемы является тепловой метод обработки скважин (патент №2114982 от 10.07.1998 года) с помощью специального нагревательного кабеля (патент №2186943 от 10.08.2002 года), спускаемого в насосно-компрессорную трубу скважины и управляемого наземной станцией. Предотвращение АСПО этим методом достигается путем подачи электрической мощности в нагревательные жилы кабеля и прогрева ствола НКТ выше точки выпадения твердых фракций АСПО. Подача, регулирование мощности, контроль температуры кабеля осуществляется станцией управления, содержащей регулируемый источник электропитания.

Другим альтернативным способом предотвращения АСПО является химический способ, базирующийся на дозировании в добываемую нефть химических соединений, уменьшающих или полностью предотвращающих образование отложений (патент №2129651 от 27.04.1999). Обычная обработка скважины химическим методом заключается в периодической подаче химического реагента (ингибиторов, деэмульгаторов, модификаторов, депрессаторов и т.д.) в затрубное пространство и переключением работы скважинного насоса по замкнутому циклу через обратный клапан с целью промывки и обработки скважинного оборудования. Длительность обработки при этом составляет от нескольких часов до нескольких дней, а период между обработками - 1-4 недели.

Этому методу присущи такие недостатки, как остановка работы скважины на период обработки и дополнительное воздействие на пласт, повышенный расход химического реагента, т.к. обработка проводится через затрубное пространство, отсутствие контроля за АСПО на стенках скважинных труб, и, следовательно, возможность их полного закрытия.

Наиболее близким к предлагаемому является устройство и способ для регулирования теплового режима скважины (RU, патент, 2166615, кл. Е 21 В 37/00, 2001.05.10), включающий спуск в насосно-компрессорной трубе кабеля с распределенным по длине нагревательным элементом на глубину, где температура скважинной жидкости выше точки начала кристаллизации парафиногидратов и подключение нагревательного элемента кабеля к регулируемому источнику электропитания, выделение нагревательным элементом удельной мощности вдоль насосно-компрессорной трубы, а также соответствующее устройство, содержащее кабель с нагревательным элементом, состоящим из двух частей, подключенных к регулируемому источнику электропитания, электрически соединенных в нижней части кабеля, опущенного на глубину начала кристаллизации парафиногидратов.

Однако применяемый метод при всех его достоинствах и простоте требует практически непрерывной подачи электроэнергии для поддержания температуры ствола скважины выше точки начала парафинообразований.

Целью предлагаемого изобретения является снижение потребляемой электроэнергии и расхода химического реагента путем применения комбинированного способа борьбы с АСПО, объединяющего тепловой и химический метод обработки скважин.

Для решения поставленной задачи предлагается устройство депарафинизации нефтегазовых скважин, содержащее для спуска в зону возможного парафинообразования нагревательный кабель с двумя по меньшей мере нагревательными элементами, и соединенную с ним систему управления его нагревом. При этом нагревательный кабель имеет по всей длине металлический или пластмассовый полый гидравлический канал, или содержит несколько гидравлических каналов различного диаметра, подключенных в верхней части к дозировочному насосу и емкости с химическим реагентом, а нижняя часть открыта для соединения со скважинной жидкостью, причем внутренний диаметр гидравлического канала составляет (10-50)% от диаметра кабеля.

На верхней и нижней частях гидравлического канала могут быть установлены обратные клапаны или управляемые клапаны или вентили.

Кабель может содержать дополнительные сигнальные проводники для подключения датчиков температуры и/или давления.

Предложенный способ депарафинизации нефтегазовых скважин включает спуск в зону возможного парафинообразования нагревательного кабеля с нагревательными элементами, подключение нагревательных элементов кабеля к регулируемому источнику электропитания. При этом подачу химического реагента по гидравлическому каналу в скважину осуществляют либо при помощи дозировочного насоса, либо без него - самотеком за счет гидростатического давления ниже точки начала кристаллизации парафиногидратов, а в качестве химического реагента применяют растворители, ингибиторы, деэмульгаторы, депрессаторы.

Подачу химического реагента и/или тепловой мощности возможно производить циклически.

На фиг.1 представлена одна из возможных конструкций нагревательного кабеля 1, содержащего один металлический или пластмассовый гидравлический канал 2, нагревательные элементы 3 в полимерной изоляции 4, сигнальные проводники 5, заключенные в общую оболочку 6 и имеющего внешнюю грузонесущую двухповивную броню из стальных проволок 7 с заполнением промежутков между проволоками полимерным составом 8.

На фиг.2 представлен способ депарафинизации нефтегазовых скважин, осуществляемый следующим образом: в зону возможных отложений АСПО 9 скважины 10 через сальниковое устройство 11 опускают нагревательный кабель 1, содержащий по меньшей мере два нагревательных элемента 3, гидравлический канал 2 и сигнальные проводники 5, при этом нагревательные элементы 3 соединяют в нижней части 12 кабеля 1, а верхние подключают к регулируемому источнику электропитания 13 нижняя часть 14 гидравлического канала 2 свободно соединяется со скважинной жидкостью 15, а верхнюю часть 16 гидравлического канала 2 подключают к дозировочному насосу 17 и емкости 18 с химическим реагентом 19, подключают сигнальные проводники 5 к контрольным приборам 20, кабель 1 закрепляют на устье 21 скважины 10 и осуществляют подачу электрической мощности в нагревательные элементы 3 и химического реагента 19 в гидравлический канал 2 кабеля 1. При необходимости на верхней 16 или нижней 14 части гидравлического канала 2 устанавливают обратные клапаны или вентили 22.

Выбор конкретного исполнения нагревательного кабеля с гидроканалом зависит от параметров скважины, типа эксплуатации и химического состава нефти. Например, при применении кабеля на скважинах, оборудованных электроцентрабежными насосами, имеющих низкий динамический уровень, целесообразно применение пластмассового гидравлического канала, как более дешевого. В этом случае подача химического реагента может осуществляться самотеком только за счет гидростатического давления и механической прочности пластмассового гидроканала вполне достаточно. При применении же кабеля на фонтанных скважинах с высоким давлением на устье необходимо подключение внешнего устройства, как правило дозировочного насоса, обеспечивающего давление, превосходящее скважинное. Давление подачи химреагента при этом может достигать 8-15 МРа и для обеспечения механической прочности применяется металлический гидравлический канал.

В качестве химического реагента могут быть применены продукты химической и нефтеперерабатывающей промышленности, широко выпускаемые в нашей стране, например депрессаторы (аукин-сенол, ИПХ-9, дорат-1А и др.) и ингибиторы (кемеликс 1116Х, ВНПП-1 и др.) производства ООО НПКФ «Нефтехимтехнологии» (г. Кемерово), снижающие температуру застывания высокопарафинистой нефти, предотвращающие образование асфальтосмолопарафиновых отложений и обладающие моющими и антикоррозионными свойствами. Известны также модификаторы и деэмульгаторы (например, сепарол, ФЛЭК-ДГ-002 и др.), производимые ОАО «НИИнефтехим» (г. Казань), ЗАО «Когалымский завод химреактивов», ООО «Флэк» (г. Пермь), обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, препятствующей отложению кристаллов парафина на стенках труб и поддержанию их во взвешенном состоянии. Также применяют такие растворители как ФЛЭК-РО17, ФЛЭК-РО22 и др.

Диаметр гидроканала определяется скоростью подачи химреагента, его вязкостью и общей длиной кабеля. Например, для строительных длин нагревательного кабеля до 800 метров при использовании химреагента с динамической вязкостью менее 1 мПа·с и подачей в скважину химреагента до 50 литров в сутки достаточно диаметра гидравлического канала диаметром 2,8 мм. При увеличении вязкости химреагента, длины кабеля, а также при проведении промывки скважины с помощью единовременного введения в НКТ большой порции химреагента гидроканал должен иметь больший диаметр для снижения гидравлического сопротивления. С учетом того, что диаметр нагревательного кабеля составляет от 16 до 32 мм, диаметр гидроканала может занимать от 10 до 50% от диаметра кабеля.

Для запирания скважинной жидкости в гидравлический канал на верхнем и нижнем концах гидроканала устанавливаются обратные клапаны или управляемые клапаны или вентили.

При депарафинизации скважины различными химреагентами без их смешивания в кабеле устанавливаются несколько гидроканалов, например, по одному гидроканалу осуществляется непрерывная подача состава, предотвращающего выпадение парафинов, а по другому проводится - залповая периодическая промывка скважины, по третьему - управление клапанами или вентилями.

Удельная мощность нагревательных элементов определяется несколькими факторами, наиболее важный из которых - обеспечение необходимой установленной тепловой мощности для поддержания температуры по стволу скважины выше температуры выпадения парафинов, т.е. обеспечение возможности извлечения кабеля при отказе скважинного насоса и отсутствия течения скважинной жидкости. В штатном режиме при совместной тепловой и химической обработке тепловая мощность может быть уменьшена путем снижения напряжения питания кабеля регулируемым источником электропитания.

Контроль температуры кабеля осуществляется встроенными датчиками температуры, для чего кабель содержит дополнительные сигнальные проводники. Установка датчиков температуры обеспечивает отключение питания при превышении допустимой температуры кабеля, например, при остановке скважинного насоса и отсутствия течения скважинной жидкости при появлении статических газовых пробок и соответственно снижения теплоотдачи кабеля.

Предлагаемые устройство и способ депарафинизации нефтегазовых скважин позволяют предотвратить образование АСПО на трубах скважины различными методами: только подачей электрической мощности на нагревательные элементы кабеля или подачей только химического реагента по гидравлическому каналу, а также любым комбинированным способом, включая периодическую работу устройства.

Преимущества предлагаемого способа депарафинизации заключаются в следующем:

1. Значительное повышение эффективности химической обработки за счет увеличения температуры по стволу скважины.

2. Сокращение расхода химического реагента за счет возможности его дозированной подачи его в нижнюю точку начала АСПО.

3. Сокращение потребления электроэнергии за счет периодической тепловой обработки скважины.

4. Сокращение потребления электроэнергии за счет снижения температуры застывания АСПО при применении химических реагентов.

5. Бесперебойная работа насосного оборудования, т.к. обработка скважины не требует остановки добычи нефти.

6. Возможность прогрева и промывки насосно-компрессорной трубы скважины даже в случае полного "запарафинивания" и возобновление нефтедобычи без проведения капитального ремонта скважины.

1. Устройство депарафинизации нефтегазовых скважин, содержащее для спуска в зону возможного парафинообразования нагревательный кабель с двумя, по меньшей мере, нагревательными элементами и соединенную с ним систему управления его нагревом, отличающееся тем, что нагревательный кабель имеет по всей длине металлический или пластмассовый полый гидравлический канал или содержит несколько гидравлических каналов различного диаметра, подключенных в верхней части к дозировочному насосу и емкости с химическим реагентом, а нижняя часть открыта для соединения со скважинной жидкостью, причем внутренний диаметр гидравлического канала составляет 10-50% от диаметра кабеля.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что на верхней и нижней частях гидравлического канала установлены обратные клапаны, или управляемые клапаны, или вентили.

3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что кабель содержит дополнительные сигнальные проводники для подключения датчиков температуры и/или давления.

4. Способ депарафинизации нефтегазовых скважин, включающий спуск в зону возможного парафинообразования нагревательного кабеля с нагревательными элементами, подключение нагревательных элементов кабеля к регулируемому источнику электропитания, отличающийся тем, что подачу химического реагента по гидравлическому каналу в скважину осуществляют либо при помощи дозировочного насоса, либо без него самотеком за счет гидростатического давления ниже точки начала кристаллизации парафиногидратов, а в качестве химического реагента применяют растворители, ингибиторы, деэмульгаторы, депрессаторы.

5. Способ по п.6, отличающийся тем, что подачу химического реагента и/или тепловой мощности производят циклически.