Способ термогазлифтной откачки высоковязкой нефти из скважины Советский патент 1990 года по МПК E21B43/24 

части теплообменником 3 и диспергатором 4 газов. На воздухоподающей колонне 6 опущен глубинный парогазогенератор 7. Топливо подают по трубке 8, разжигают парогазогенератор 7, получаемую парогаз э- вую 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.

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.

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

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

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

Поддержание в затрубном пространстве повышенного давления, которое выше давления в наземной нефтесборной системе, предназначено для предотвращения газлифтного подъема нефти по затрубному пространству при частичных сбросах из него парогаза (полость затрубного простран ства используют по предлагаемому способу только для накапливания в ней парогазовой смеси и поддержания в парогазовом слое температуры, оптимальной для транспортирования по нефтеподьемной колонне высо ковязкой 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 уст

овленным в ее нижней части теплообмеником 3 и диспергатором 4 газов. Последний сообщает нижнюю часть полости еплообменника 3 с затрубным пространством и снабжен отверстиями 5 для ввода части рабочего агента в полость нефтеподьемной колонны 2. Внутри колонны 2 на воздухоподающей колонне 6 опущен глубинный парогазогенератор 7, выходное

отверстие которого сообщено с полостью теплообменника 3. Внутри воздухоподающей колонны 6 проходит топливная трубка 8, по которой к глубинному парогазогенера- тору 7 подают с г, .ерхности топливо. В

воздухоподающую колонну 6 нагнетают воздух и впрыскивают воду, которая в парогазогенераторе сепарируется и вводится в его камс-ру 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

мефтесборной системе соответственно.

Способ осуществляют следующим образом.

Газлифтную скважину оборудуют обсадной 1, Н8фтеподъемной2 и воздухоподающей колоннами. В нижней части колонны 2 под динамическим уровнем нефти располагают диспергатор 4, связанный с теплооб- менником 3. На колонне опускают парогазогенератор 7, а внутрь колонны 6 - топливную трубку 8.

С поверхности подают топливо по трубКб 8, а воздух и воду по колонне 6, разжигают парогазогенератор и получаемую парогазовую смесь с температурой 250- 00°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

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

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

Заполненное парогазом затрубное про

странство играет роль теплоизоляции подъемной колонны 2, однако температура парогаза в нем постепенно снижается и для ее поддержания на заданном уровне периодически сбрасывают часть парогаза из за- трубного 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 (/г 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. Из 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 теплопо- тери составляют окло 4% на каждые 100 м длины скважины. Таким образом, при глубине скважины, например, Кохановского месторождения 1500м суммарные теплопотери в стволе скважины составляют около 60%. Следовательно, при температуре на забое скважины 150°С температура лифтируемой жидкости на устье скважины составляет 50- 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 затрубном пространстве - автоматическое перекрывающее устройство (например, соленоидный клапан или электрозадвижку. При термогазлифтировании от- крытие и закрытие перекрывающего устройства осуществляют в зависимости от расчетных нижнего и верхнего пределов емператур лифтируемой жидкости на устье кважины, которые устанавливают в зависиости от вязкости лифтируемой нефти с елью обеспечения ее подвижности по всей лине нефтеподъемных труб.

При понижении температуры до нижнего предела стрелка электроконтактного термометра замыкает контакт открытия запорного устройства, которое открывает- 5 ся. При этом часть парогаза сбрасывают из затрубного пространства с одновременным поступлением из призабойной зоны скважины (работа теплогазогенератора не прекращается), высокотемпературной порции 10 парогаза и повышением температуры по всей длине термолифта до расчетного значения.

ГГри повышении температуры лифтиру- емоЯ жидкости на устье скважины до верх- 15 него расчетного предела стрелка электроконтактного термометра замыкает контакт закрытия запорного устройства, которое закрывается прекращая сброс парогаза из затрубного пространства. 20 При термогазяифтировании постоянно ведут контроль за температурой нефти на устье скважины и при ее снижении ниже заданного уровня, который определяют экспериментально для высоковязкой нефти 25 конкретного месторождения из условий обеспечения ее пэдвижности, производят сброс парогаза 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. П р и м е р. В нефтяной скважине, оборудованной глубинным парогазогенерато- ром, теплообменником и диспергатором, 35 который делит погок парогаза на две части, направляя одну часть в полость нефтеподъ- емной колонны, а рдугую - в затрубное пространство, ведут термогазлифтную откачку. Получаемый в парогазогенераторе парогаз 0 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 тем- 5 пературой 30-40°С, что является оптимальной температурой для термогазлиф- тирования высоковязкой нефти Кохановского месторождения УССР (данными лабораторных исследований установлено, что при на- 0 гревании высоковязкой нефти Кохановского месоторождения ее вязкость снижается с 960 до 100 сП, т.е. почти в 10 раз в интервале температур 10-70°С.

Получению на устье скважины нефти с - 5 указанной температурой способствовал ее подогрев в забойных условиях, а также эффективная теплоизоляция нефтеподьемной колонны парогазовой смесью, введенной в затрубное пространство. Однако по мере

. снижения температуры парогаза в затруб- ном 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 затруб- ного пространства. При этом поддерживают давление в затрубном пространстве на 15- 20% выше, .чем давление в наземной нефте- сборной системе. Например, при давлении в нефтесборной системе 0.6 МПа сброс из затрубного пространства производят, не снижая давления в нем ниже 0.8 МПа.

Таким образом, предлагаемый спсоб термогазлифтной откачки высоковязкой нефти за счет улучшения условий нагрева лифтируемой нефти по длине колонны неф- теподъемных труб обеспечивает надеж-

фиг. 2.

ность процесса, предотвращает охлаждение такой нефти, загустевание и закупоривание в газлифтном тракте.

Формула изобретения Способ термогазлифтной откачки высоковязкой нефти из скважины, включающий нагрев лифтируемой нефти путем пропускания парогазовой смеси через теплообменник и диспергатор, установленные на колонне подъемных труб под уровнем сква- жинной жидкости, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности процесса за счет улучшения условий нагрева добываемой нефти по длине подъемной колонны, 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 пространстве.