СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/00 E21B43/12 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти, в частности, на месторождениях с нефтью, содержащей асфальтены, смолы и парафины.

Известен способ добычи нефти, включающий магнитную обработку флюидов в нефтяных скважинах установленным на оси трубопровода набором электромагнитов с генератором в качестве источника тока, размещенным под электромагнитами и приводимым в действие турбиной. Полюса электромагнитов обращены друг к другу вдоль оси трубопровода [1]
Известный способ недостаточно эффективен при добыче нефти с большим содержанием асфальтосмолопарафиновых компонентов, так как мощность электромагнитов зависит от скорости вращения турбинки и составляет весьма малую величину в малодебитных скважинах.

Наиболее близким к предлагаемому является способ добычи нефти, включающий обработку подаваемой глубинным электроцентробежным насосом жидкости поперечным постоянным магнитным полем, источник которого размещен на выходе насоса и подъем жидкости к устью скважины [2] Продукция скважины, проходя через зазор между неподвижными постоянными магнитами и внутренней поверхностью колонны труб, подвергается многократному воздействию поперечного магнитного поля.

Известный способ позволяет несколько увеличить дебит скважины, однако он недостаточно эффективен при добычи нефти, содержащей асфальтены, смолы и парафины. При добыче таким способом из нефти выпадают эти отложения и осаждаются на стенках колонны насосно-компрессорных труб, что приводит к частым остановкам скважины и вызывает необходимость проведения ремонтных работ. Кроме того, способ неприменим при использовании насосов-качалок вследствие невозможности проведения колонны штанг через магнитное устройство к глубинному насосу.

Целью изобретения является увеличение эффективности способа за счет исключения выпадения асфальтенов, смол и парафинов в скважине и увеличения за счет этого межремонтного периода и расширение областей использования за счет возможности применения на скважинах, оборудованных станками-качалками.

Поставленная цель достигается тем, что в способе добычи нефти из скважины, включающем магнитную обработку жидкости в зоне глубинного насоса и подачу к устью скважины, согласно изобретению зону магнитной обработки переносят на вход глубинного насоса и выше глубинного насоса проводят дополнительную магнитную обработку жидкости постоянным продольным магнитным полем, образованным двухполюсной магнитной системой с радиальными магнитами и внутренним осевым и внешним осевым магнитопроводами и находящимся относительно жидкости в состоянии попеременного относительного покоя и движения, при этом место дополнительной магнитной обработки определяют из соотношения
H A•B,
где H расстояние от глубинного насоса до места дополнительной обработки, А скорость движения жидкости в скважине, В время сохранения магнитных свойств жидкостью в скважине.

Существенными признаками изобретения являются:
1. Магнитная обработка жидкости в зоне глубинного насоса.

2. Подача жидкости к устью скважины.

3. Перенесение зоны обработки жидкости на вход глубинного насоса.

4. Проведение дополнительной магнитной обработки.

5. Место проведения дополнительной магнитной обработки выше глубинного насоса, на расстоянии, определяемом формулой.

6. Вид магнитного поля дополнительной магнитной обработки постоянное продольное, образованное двухполюсной униполярной магнитной системой с радиальными магнитами и внутренним осевым и внешним осевым магнитопроводами.

7. Нахождение магнитного поля относительно жидкости попеременно в состоянии то относительного покоя, то движения.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Магнитная обработка в скважине предотвращает на некоторое время выпадение асфальтенов, смол и парафинов из нефти при движении по колонне насосно-компрессорных труб от забоя к устью скважины. Однако этого времени чаще всего бывает недостаточно для транспортировки нефти по скважине. Обычно при обработке в зоне глубинного насоса асфальтены, смолы и парафины не выпадают из нефти в течение времени В, т.е. в течение времени сохранения магнитных свойств в скважине.

При скорости движения жидкости в скважине А необходимость повторной магнитной обработки возникает на расстоянии H от первой магнитной обработки в зоне глубинного насоса.

Время сохранения магнитных свойств зависит от многих факторов: температуры нефти, количества асфальтенов, смол и парафинов, их молекулярной массы, наличия примесей в жидкости и т.д. Выразить зависимость В от этих факторов математически не представляется возможным, поэтому показатели В определяют на пробных замерах в контрольной скважине и для данного месторождения принимают постоянным.

Время В сохранения магнитных свойств омагниченной жидкостью в скважине может определяться по времени выпадения парафинов, асфальтенов или смол в зависимости от их количества в нефти. Чаще всего эти компоненты выпадают одновременно. В этом случае время В определяется по выпадению асфальтосмолопарафиновых отложений.

Возможен другой критерий определения времени сохранения магнитных свойств жидкостью в зависимости от определяемого параметра.

Скорость движения жидкости в скважине определяется дебитом скважины.

Расстояние до повторной магнитной обработки может быть много меньше, чем глубина скважины. В этом случае проводят не одну, а несколько дополнительных магнитных обработок.

Магниты для создания дополнительного магнитного поля размещают на колонне штанг. При движении штанг вверх жидкость вместе со штангами, а следовательно и с магнитами, движется вверх. При этом происходит весьма малое изменение положения магнитов относительно жидкости. Имеет место состояние относительного покоя магнитов и омагничиваемой жидкости. Однако при этом жидкость находится в поле действия магнитов.

При ходе штанг вниз жидкость в скважине практически не движется, т.е. имеет место состояние движения магнитов относительно жидкости.

Эти состояния попеременно возникают при работе станка-качалки.

На чертеже изображена схема размещения магнитов, содержащих дополнительное магнитное поле.

В колонне насосно-компрессорных труб 1, являющейся внешним осевым магнитопроводом, размещена колонна штанг 2, являющаяся внутренним осевым магнитопроводом, на которой закреплены радиальные двухполюсные магниты 3 и 4, разделенные перегородкой 5 из немагнитного материала.

Устройство работает, получая движение от станка-качалки на устье скважины (не показано), при этом колонна штанг 2 с магнитами 3 и 4 и перегородкой 5 совершает возвратно-поступательные движения относительно колонны насосно-компрессорных труб 1. Нефть и другие жидкости проходят в зазоре между магнитами 3 и 4 и колонной насосно-компрессорных труб 1, омагничивается и поступает далее к устью скважины.

Количество пар магнитов в скважине в зоне одной дополнительной магнитной обработки может быть 2, 4, 6 и т.д. Напряженность магнитного поля в зоне одной дополнительной магнитной обработки может составлять величину от 1000 до 2000 Э.

Пример. В скважине на глубине 1200 м размещают штанговый глубинный насос, на входе которого устанавливают магнитное устройство, создающее магнитное поле с напряженностью 1600 Э. Дебит скважины составляет 10 м³т/сут. Скорость движения нефти по колонне насосно-компрессорных труб А составляет 0,015 м/с. Замеряют в скважине время B сохранения магнитных свойств жидкостью по времени и месту выпадения парафина. Определяют, что это время составляет величину 6000 с. Вычисляют место размещения магнитов для дополнительной магнитной обработки от глубинного насоса вверх по колонне штанг H по формуле
H A•B 0,015х6000=900 м
На высоте 900 м от глубинного насоса на колонне штанг располагают два осевых постоянных магнита, создающих магнитное поле напряженностью 1600 Э. Полоса магнитов расположены униполярно. Внутренним магнитопроводом служит колонна штанг, внешним магнитопроводом служит колонна насосно-компрессорных труб. Включают насос-качалку и подают нефть к устью скважины.

Нефть проходит магнитную обработку на входе глубинного насоса и дополнительную магнитную обработку на высоте H от глубинного насоса. При работе станка-качалки периодически наступает состояние относительного покоя и движения магнитов относительно нефти. За время движения нефти к устью скважины не происходит выпадения парафинов в колонне насосно-компрессорных труб.

При работе скважины по прототипу с одним магнитным устройством в зоне глубинного насоса наблюдается выпадение парафина в колонне насосно-компрессорных труб на высоте H 900 м, что приводит к необходимости проведения ремонтных работ через каждые 30 сут.

Применение предложенного способа позволят увеличить межремонтный период работы скважины и за счет этого снизить затраты на добычу нефти и увеличит добычу нефти за счет снижения остановок скважины, использовать способ на скважинах, оборудованных станками-качалками.

Использование: нефтяная промышленность и при добыче нефти на месторождениях с нефтью, содержащей асфальтены, смолы и парафины. Сущность изобретения: в скважине размещают штанговый глубинный насос, на входе которого устанавливают магнитное устройство, создающее магнитное поле для обработки добываемой жидкости. Дополнительную магнитную обработку добываемой жидкости производят выше насоса на расстоянии от насоса, которое рассчитывают по формуле H = АВ, где H - расстояние от глубинного насоса до зоны дополнительной магнитной обработки; А - скорость движения жидкости в скважине; В - время сохранения магнитных свойств жидкости в скважине. 1 ил.

Способ добычи нефти, включающий магнитную обработку жидкости в скважине и подъем ее к устью скважин, отличающийся тем, что магнитную обработку жидкости производят по крайней мере два раза на входе глубинного насоса и выше глубинного насоса, причем вторую обработку производят постоянным продольным магнитным полем, образованным двухполюсной униполярной магнитной системой с радиальными магнитами, внутренним осевым и внешним осевым магнитопроводами, находящимся относительно жидкости в состоянии попеременного относительного покоя и движения, при этом расстояние от глубинного насоса до зоны второй магнитной обработки определяют по формуле
H A • B,
где H расстояние от глубинного насоса до зоны второй магнитной обработки, м;
A скорость движения жидкости в скважине, м/с;
B время сохранения магнитных свойств жидкостью в скважине, с.