СПОСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ В СКВАЖИНАХ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2002 года по МПК E21B37/06 

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для предотвращения образования гидратов в скважинах, преимущественно нефтяных, пробуренных в многолетнемерзлых породах (ММП).

Следует отметить, что в затрубном пространстве нефтяных скважин существуют следующие наиболее опасные зоны для гидратообразования:
- зона вечномерзлых пород, где происходит локальное понижение температур, и в силу этого, повышающая опасность образования гидратов;
- в зимний период первые десятки метров, когда большие отрицательные температуры по металлическим поверхностям распространяются вниз.

Известны различные способы ликвидации отложений кристаллогидратов в нефтяных скважинах, заключающиеся в закачке теплоносителя (в частности, горячей воды и нефти), электрическим или термохимическим методами, в разрушении гидратов с помощью химических агентов, в том числе ингибиторами, либо путем прямого механического воздействия (см. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г. В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованием, Нефтяное хозяйство, 1997, 9, с. 62-69).

Недостатком этих способов является то, что они, в основном, направлены не на предупреждение образования гидратов, а на борьбу с уже образовавшимися отложениями. При этом, для выполнения технологических мероприятий скважину останавливают, что требует больших технических и финансовых ресурсов, приводит к потерям в добыче нефти.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ предупреждения гидратов в нефтяных скважинах, предусматривающий закачку на устье в затрубное пространство скважины с интервалом в 10 дней большого объема метанолнасыщенной нефти и последующую ежесуточную закачку метанола (см. Исангулов А.К. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, "Разработка методов борьбы с осложнениями при эксплуатации добывающих скважин в Западной Сибири (на примере ОАО "Черногорнефть")", М., 2000 г., 22 с. ).

Однако данный способ также не обеспечивает эффективной защиты от образования гидратов в затрубном пространстве нефтяной скважины, поскольку вводимый большими порциями ингибитор "проваливается" вниз, быстро доходя до динамического уровня нефти. Там он смешивается с водонефтяным флюидом, теряя свои ингибирующие свойства, и с конвективными потоками вместе с нефтью уходит через НКТ из скважины. Ежесуточный последующий ввод также не решает проблему предупреждения гидратообразования, поскольку страдает теми же дефектами. В итоге происходят большие потери ингибитора, и не обеспечивается его целенаправленная подача в гидроопасные зоны скважины.

В основу изобретения положена задача повышения эффективности предупреждения гидратообразования в затрубном пространстве скважин за счет обеспечения подачи оптимального количества ингибитора в гидратоопасные зоны затрубного пространства и равномерной обработки ингибитором указанных гидратоопасных зон, имеющих сложную геометрическую форму.

Поставленная задача решается предлагаемым способом предупреждения образования гидратов в скважинах, преимущественно нефтяных, пробуренных в многолетнемерзлых породах, включающим подачу ингибитора гидратообразования в скважину, в котором, согласно изобретению, предварительно в скважине выявляют зоны локального понижения температуры затрубного пространства, ингибитор перед подачей в указанные локальные зоны нагревают с образованием паровой фазы, причем процесс нагрева ингибитора до паровой фазы осуществляют на устье скважины, или в выявленных локальных зонах, или непосредственно под нижними границами выявленных локальных зон, при этом ингибитор подают непрерывно или дозировано в количестве, обеспечивающем заданную концентрацию ингибитора в объеме затрубного пространства с учетом состава газа, дебита скважины и термобарических условий.

А также тем, что:
- после перевода ингибитора в паровую фазу на устье скважины его смешивают с газом, например, природным газом, поступающим из затрубного пространства, и нагревают до температуры, предотвращающей преждевременную конденсацию ингибитора до достижения им выделенных зон локального понижения температуры;
- процесс нагрева ингибитора до паровой фазы непосредственно в зоне локального понижения температуры производят путем его подачи с устья скважины в емкость с нагревательным элементом, размещенную в упомянутой зоне;
- подачу ингибитора с устья скважины производят одновременно или последовательно в ряд емкостей с нагревательными элементами, размещенных последовательно по глубине скважины.

Согласно второму варианту изобретения поставленная задача решается предлагаемым способом предупреждения образования гидратов в скважинах, преимущественно нефтяных, пробуренных в многолетнемерзлых породах, включающим подачу ингибитора гидратообразования в скважину, в котором, согласно изобретению, предварительно в скважине выявляют зоны локального понижения температуры затрубного пространства и подачу ингибитора осуществляют в интервал от устья скважины до верхней границы выявленной зоны локального понижения температуры, причем ингибитор подают непрерывно или дозировано в количестве, обеспечивающем заданную концентрацию ингибитора в объеме затрубного пространства с учетом состава газа, дебита скважины и термобарических условий.

Целесообразно в способе по первому и второму варианту количество вводимого в процессе обработки ингибитора корректировать в зависимости от величины давления в затрубном пространстве.

Желательно в качестве ингибитора гидратообразования в способах по первому и второму варианту использовать метанол или диэтиленгликоль.

Заявленная группа изобретений соответствует требованию единства изобретения, поскольку группа однообъектных изобретений образует единый изобретательский замысел, причем заявка относится к объектам изобретения одного вида, одинакового назначения - способу предупреждения образования гидратов в скважинах, обеспечивающего получение одного и того же результата - повышение эффективности предупреждения образования гидратов в затрубном пространстве скважин за счет подачи заданного расчетного количества ингибитора гидратообразования в наиболее гидроопасные зоны затрубного пространства и равномерной их обработки ингибитором.

Способ по первому варианту осуществляют следующим образом.

В затрубном пространстве скважины выявляют зоны локального понижения температуры. Эти зоны определяются либо по термограммам из промысловых данных, либо по термобарической кривой в затрубье, полученной расчетным путем.

Далее определяют количество ингибитора, подаваемое в гидратоопасные зоны. Для этого сначала по глубинным пробам пластовой нефти расчетным путем определяют состав газа при температуре и давлении на линии динамического уровня, по которому строят кривую гидратообразования. Затем в координатах температура - давление, через точку, с координатами минимальная температура - затрубное давление, строится кривая гидратообразования, параллельная системе кривых гидратообразования с учетом ингибитора. Положение данной кривой определяет расчетную концентрацию ингибитора, что с учетом дебита нефти и газового фактора, может быть пересчитано на содержание ингибитора в объеме затрубного пространства.

Расчетное количество ингибитора в виде пара поступает в затрубное пространство, причем перевод ингибитора в названную паровую фазу может происходить как на устье скважины, так и непосредственно в затрубном пространстве. В затрубном пространстве ингибитор смешивается с восходящим потоком газа, охлаждается и равномерно конденсируется на стенках колонн, где смешивается с имеющейся там пленкой воды. Достигается необходимая концентрация ингибитора, не менее 5 мас.% После конденсации на стенках труб, водометанольная смесь стекает вниз, где при более высоких температурах ингибитор испаряется, движется вверх (из-за конвекции или с потоком газа), где происходит охлаждение и повторная конденсация, то есть рециркуляция ингибитора, что усиливает ингибирующий эффект. С целью единоразовой обработки большого участка затрубного пространства возможно смешение ингибитора с природным газом, поступающим из затрубного пространства. Смешивание производится непосредственно перед вводом в скважину, причем для предотвращения преждевременной конденсации ингибитора природный газ подогревается.

Способ по второму варианту осуществляют следующим образом. Вначале определяют зоны локального понижения температуры, и рассчитывают оптимальное количество ингибитора, как по первому варианту. Ввод расчетного количества ингибитора осуществляется, например, закачкой насоса, что не требует графического иллюстрирования.

Под действием силы тяжести ингибитор по стенке скважины стекает вниз, проходя всю зону ММП. Этим обеспечивается его первичный проход по гидратоопасной зоне и проявление антигидратных свойств. Из-за низких температур в этой зоне ингибитор практически не переходит в газовую фазу и не уносится вверх из скважины.

Результатом первого прохода является то, что ингибитор, стекая тонкой струйкой, смачивает лишь ограниченную часть поверхности труб затрубного пространства. Антигидратная обработка узкого сегмента трубы происходит из-за наклона скважины, что наблюдается практически всегда, а не только в случае наклонных скважин.

После прохода зоны ММП, ингибитор поступает в нижележащие зоны скважины, доходя до относительно более прогретых зон. Проходя по этой зоне, ингибитор нагревается, и, постепенно испаряясь, смешивается с восходящими потоками природного газа.

Далее ингибитор гидратообразования вместе с потоками газа движется вверх, попадает в интервал ММП, охлаждается и конденсируется, обеспечивая этим антигидратную защиту всей поверхности труб этого участка затрубного пространства (вторичное попадание ингибитора в зоны ММП скважины).

Затем ингибитор вместе с пленкой воды стекает вниз, попадает в прогретые зоны скважины, где переходит в паровую фазу и смешивается с восходящими потоками природного газа. Далее он доходит до зоны ММП, где еще раз проявляет свои противогидратные свойства. При этом происходит многократная рециркуляция ингибитора.

На фиг.1 - 3 представлены принципиальные схемы устройств реализации способа по первому варианту, причем, на фиг.1 показана схема устройства для перевода ингибитора в паровую фазу на дневной поверхности, а на фиг.2 и 3 схемы устройств для перевода ингибитора в паровую фазу в затрубном пространстве скважины с подачей ингибитора в выявленные зоны и непосредственно под нижние границы выявленных зон локального понижения температуры, соответственно; на фиг.4. представлены характеристики условий гидратообразования в затрубном пространстве скважины.

На фиг. 1 показана принципиальная схема устройства для перевода ингибитора в паровую фазу на дневной поверхности.

Устройство, представленное на фиг.1, содержит утепленный бокс 1 на автомобильном шасси, в котором расположена накопительная емкость 2, соединенная трубкой с вентилем 3 с емкостью перевода ингибитора в паровую фазу 4, снабженную электронагревателем 5, емкости смешения 6 с нагревательным элементом 7, компрессор 8. Компрессор через трубки 9, 10 и вентиль 11 соединяется с изготовленной из материала с низкой теплопроводностью трубкой 12, которая с помощью хомутов 13 крепится к колонне насосно-компрессорных труб 14. В интервале ММП 15 в трубке 12 выполнены отверстия 16 для вывода подаваемой газовой смеси в затрубное пространство 17. Емкость 6 посредством трубки 18 с вентилем 19 соединяется с затрубным пространством скважины. С помощью резьбовых соединительных элементов трубки 9 и 18 могут отсоединяться от затрубного пространства, вентили 11 и 19 перекрывают при этом выход газа. Переходной элемент 20 служит для подсоединения трубки 12 к системе после завершения операции спуска насосно-компрессорных труб. Емкости 4 и 6 имеют теплоизолирующую оболочку. Все соединительные трубки заключены в теплоизолирующий кожух.

Кроме возможности размещения установки на автомобильном шасси, возможен вариант стационарной установки, подсоединенной к скважинам куста. Противогидратные обработки скважин осуществляются последовательно в автоматическом режиме.

На фиг. 2 и 3 показаны принципиальные схемы устройства для перевода ингибитора в паровую фазу непосредственно в затрубном пространстве скважины. Устройство на фиг.2 осуществляет импульсную подачу данной порции ингибитора в виде пара в выявленные зоны локального понижения температуры, а устройство на фиг. 3 обеспечивает поступление ингибитора в паровой фазе непосредственно под нижние границы выявленных зон локального понижения температуры.

Реализация способа с помощью парогенератора, показанного на фиг.2, происходит следующим образом. Ингибитор через открытый клапан 21 по трубке 12 поступает в емкость 22. При выравнивании давлений в трубке 12 и емкости 22 клапан 21 с пружиной 24 закрывается. На нагреватель 5, включаемый в автоматическом режиме, подается напряжение питания. Ингибитор в емкости 22 нагревается и переходит в пар. При превышении порогового значения давления клапан 23 открывается, ингибитор в форме пара подается в затрубное пространство скважины, где он смешивается с восходящим потоком газа и конденсируется на холодных поверхностях скважинных труб. Трубка 12 и кабель 25 закрепляются на насосно-компрессорных трубах хомутами 13, которые служат одновременно также и средством предотвращения от повреждений при операциях спуска-подъема НКТ. При завершении испарения имеющейся порции ингибитора и прекращении нагревания давление в емкости 22 падает. Клапан 23 закрывается, а клапан 21 открывается и пропускает в емкость 22 новую дозу ингибитора. Включается электропитание и процесс повторяется.

Отличие реализации способа с помощью устройства, показанного на фиг.3, состоит в том, что ингибитор по трубке 12 подается в открытую емкость 22, где он подогревается с помощью электронагревателя 5, расположенного в нижней части емкости 22 или вмонтированного в ее днище. Нагреватель работает в постоянном режиме, обеспечивая интенсивность подогрева, достаточную для того, чтобы весь поступающий ингибитор переходил в пар, а не переполнял емкость и не стекал вниз по затрубью. Для экономии электроэнергии емкость 22 имеет узкое выходное отверстие 26 и окружается теплоизолирующей оболочкой 27. Для предохранения от перегрева возможно введение контрольно-регулирующего элемента 28, прерывающего цепь питания нагревателя. Остальные обозначения те же, что и на фиг.2.

Устройство размещается непосредственно под гидратоопасной зоной. Вырабатываемый пар вместе с потоком газа устремляется вверх, поступает в зону ММП и конденсируется на охлажденных поверхностях труб.

Ниже приведен конкретный пример расчета количества ингибитора, подаваемого в затрубное пространство скважины.

Пример. Для расчета необходимого количества ингибитора выполняются следующие действия.

На основе данных термограмм T(h) простаивающих скважин для давления P_z в затрубье строится кривая изменения термобарических условий (T(h) P_z) от глубины h на стенке эксплуатационной колонны (ЭК) скважины. Более точная термобарическая кривая в затрубье может быть также получена с помощью расчетов на ЭВМ (см. Маганов Р., Вахитов Г., Баталии О., Вафина H., Без гидратов: оптимальная технология борьбы с гидратопарафиновыми отложениями. Нефть России, 2000, 3, с. 96 - 99). В случае работающей скважины вводится соответствующая поправка, учитывающая разницу между температурой замера и температурой на стенке трубы, которая может составлять несколько градусов.

На фиг. 4 приведен пример кривой термобарических условий для скважины, расположенной в зоне ММП (случай реликтовой мерзлоты), который носит условный характер. По построенной кривой определяется значение минимальной температуры Т_min на рассматриваемом интервале глубин. Далее определяют компонентный состав газа, находящегося в затрубном пространстве нефтяной скважины. Определение возможно двумя способами: расчетным (более предпочтителен) и экспериментальным.

В расчетном способе исходным является заданный компонентный состав пластовой нефти. По нему с помощью математических методов с использованием кубических уравнений состояния рассчитывается состав природного газа х_j, находящегося в фазовом равновесии с нефтью при термобарических условиях (Т_u, Р_u) на глубине динамического уровня нефти h_u.

Экспериментальный способ существенно более трудоемок. В нем состав природного газа получают в бомбе PVT путем разделения пластовой нефти на жидкую и газовую фазы при заданных температуре и давлении (Т_u, Р_u).

По полученному составу газа х_i расчетным путем определяется кривая условий гидратообразования. На фиг.4 приведены характеристики условий гидратообразования в затрубном пространстве скважины.

Пользуясь методами (см. Вятчинин М.Г, Баталии О.Ю., Вафина Н.Г, Щепкина Н. Е. "Определение режимов и зон гидратообразования в нефтяных скважинах". Нефтяное хозяйство, 7, 2000 г., с. 38-44), определяются кривые условий гидратообразования для заданной массовой концентрации выбранного ингибитора (например, метанола) в воде. В координатах Т-Р строятся рассчитанные кривые, смещенные относительно исходной кривой в сторону более низких температур (фиг.4).

Для найденного значения температуры T_min и заданного значения давления в затрубном пространстве скважины Pz отмечается точка с кординатами (T_min.P_z) - (фиг.4). Через эту точку проводится кривая А-В, паралельная системе кривых условий гидратообразования. По положению этой кривой находится концентрация ингибитора, необходимая для предупреждения гидратообразования. На фиг.4 - это 12 мас.% метанола в воде. С учетом дебита нефти и газового фактора данную концентрацию пересчитывают на содержание ингибитора при конденсации в объеме затрубного пространства. Важной величиной в проводимых выше расчетах является давление P_z, которое может изменяться в процессе эксплуатации. В зависимости от этого давления изменяется как положение кривых гидратообразования, так и положение термобарической кривой в затрубье. В этой связи, для определения технологически необходимого количества ингибитора нужно выполнить вышеуказанные расчеты для всего спектра возможных давлений P_z и взять максимальное значение количества ингибитора из полученных значений. Кроме этого, необходимо учесть возможные неточности в определении исходных величин и погрешности в проведении технологической операции.

В зависимости от применяемого устройства ингибитор подается непрерывно или дозировано. Во втором случае интервал между обработками не должен быть большим: необходимо, чтобы в затрубном пространстве постоянно находилось достаточное количество ингибитора для предупреждения гидратообразования в гидратоопасных зонах. Интенсивность подачи ингибитора V (кг/мин) при дозированной подаче определяется по формуле V = М_с•Т_c/(1440•T₁), где М_с - суточная подача ингибитора (кг), Т_c - время единичного цикла, T₁ - продолжительность единичной подачи (мин).

Таким образом, предложенный способ, как по первому, так и по второму варианту позволяет осуществить эффективное предупреждение гидратообразования в затрубном пространстве нефтяной скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения образования гидратов в скважинах, преимущественно нефтяных, пробуренных в многолетнемерзлых породах (ММП). По первому варианту предварительно в скважине выявляют зоны локального понижения температуры затрубного пространства. Ингибитор перед подачей в указанные локальные зоны нагревают с образованием паровой фазы. Процесс нагрева ингибитора до паровой фазы осуществляют на устье скважины или в выявленных локальных зонах, или непосредственно под нижними границами выявленных локальных зон. Ингибитор подают непрерывно или дозированно в количестве, обеспечивающем заданную концентрацию ингибитора при конденсации в объеме затрубного пространства с учетом состава газа, дебита скважины и термобарических условий. В предпочтительных вариантах осуществления способа после перевода ингибитора в паровую фазу на устье скважины, его смешивают с газом, например, природным газом, поступающим из затрубного пространства, и нагревают до температуры, предотвращающей преждевременную конденсацию ингибитора до достижения им выделенных зон локального понижения температуры. Процесс нагрева ингибитора до паровой фазы осуществляют непосредственно в зоне локального понижения температуры, подавая его с устья скважины в емкость с нагревательным элементом, размещенную в упомянутой зоне. Подачу ингибитора с устья скважины производят одновременно или последовательно в ряд емкостей с нагревательными элементами, размещенных последовательно по глубине скважины. По второму варианту предварительно в скважине выявляют зоны локального понижения температуры затрубного пространства и подачу ингибитора осуществляют в интервал от устья скважины до верхней границы выявленной зоны локального понижения температуры. Ингибитор подают непрерывно или дозировано в количестве, обеспечивающем заданную концентрацию ингибитора в объеме затрубного пространства с учетом состава газа, дебита скважины и термобарических условий. Целесообразно как по первому варианту, так и по второму, корректировать количество вводимого ингибитора в зависимости от величины давления в затрубном пространстве и использовать в качестве ингибитора метанол или диэтиленгликоль. Осуществление способа по обоим вариантам позволяет практически полностью исключить образование гидратов в затрубном пространстве скважин. 2 с. и 3 з. п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ предупреждения образования гидратов в скважинах, преимущественно нефтяных, пробуренных в многолетнемерзлых породах, включающий подачу ингибитора гидратообразования в скважину, отличающийся тем, что предварительно в скважине выявляют зоны локального понижения температуры затрубного пространства, ингибитор перед подачей в указанные зоны локального понижения температуры нагревают с образованием паровой фазы, причем процесс нагрева ингибитора до паровой фазы осуществляют на устье скважины, или непосредственно в выявленных зонах локального понижения температуры, или непосредственно под нижними границами выявленных зон, при этом ингибитор подают непрерывно или дозированно в количестве, обеспечивающем заданную концентрацию ингибитора при конденсации в объеме затрубного пространства с учетом состава газа, дебита скважины и термобарических условий. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после перевода ингибитора в паровую фазу на устье скважины его смешивают с газом, например, с природным газом, поступающим из затрубья, и нагревают до температуры, предотвращающей преждевременную конденсацию ингибитора до достижения им выявленной зоны локального понижения температуры. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что процесс нагрева ингибитора до паровой фазы производят непосредственно в зоне локального понижения температуры путем его подачи с устья скважины в емкость с нагревательным элементом, размещенную в упомянутой зоне. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что подачу ингибитора с устья скважины производят одновременно или последовательно в ряд емкостей с нагревательными элементами, размещенными последовательно по глубине скважины в выявленных зонах локального понижения температуры и под нижними границами выявленных зон. 5. Способ предупреждения образования гидратов в скважинах, преимущественно нефтяных, пробуренных в многолетнемерзлых породах, включающий подачу ингибитора гидратообразования в скважину, отличающийся тем, что предварительно в скважине выявляют зоны локального понижения температуры затрубного пространства и подачу ингибитора гидратообразования осуществляют в интервал от устья скважины до верхней границы выявленной зоны локального понижения температуры, причем ингибитор подают непрерывно или дозированно в количестве, обеспечивающем заданную концентрацию ингибитора при конденсации в объеме затрубного пространства с учетом состава газа, дебита скважины и термобарических условий. 6. Способ по п. 1 или 5, отличающийся тем, что в качестве ингибитора гидратообразования используют метанол или диэтиленгликоль.