Способ газлифтной эксплуатации скважин Советский патент 1992 года по МПК E21B43/00 

лее), обусловленный его значительной сжимаемостью и высокой растворимостью в пластовой нефти; невозможность применения на месторождениях с малым газовым фактором добываемой продукции без подвода недостающего газа с других месторождений, необходимость значительного увеличения типоразмеров всего сепарационного оборудрвания, вследствие существенного возрастания газового фактора; повышение потери нефти при сепарации больших масс газа; увеличение затрат на отбензинивание резко возросших количеств газа, а также возможность выпадения на забое и стенках НКТ осадка асфальтесмолистых веществ, образующегося при смешении пластовой жидкости с большим количеством легких углевТ)дородов.

Цель изобретения - повышение эффективности способа при одновременной возможности снижения расхода подаваемого исходного углеводородного газа при газлифтной эксплуатации скважин.

Поставленная цель достигается способом газлифтной эксплуатации скважин, согласно которому природный или попутный газ перед добавлением в поток пластовой жидкости, подвергают конверсии с водяным паром на никелевом катализаторе, при температурах 800-815° С и давлении 1,5-2 атм с последующей конверсией оксида углерода в углекислоту и ее выделением абсорбцией диэтаноламином, причем мольное отношение водяного пара и углеводородного газа находится в диапазоне 15:1-2:1 и обьемной скорости подачи смеси 450-510 ч

При этом, если содержание в исходном углеводородном газе сернистых соединений превышает 1 об.%, то перед осуществлением конверсии исходный газ очищают от сернистых соединений.

Существенное отличие предлагаемого способа от известных состоит в том, что в поток пластовой жидкости добавляют не углеводородный газ (природный или попутный), а газообразный продукт ее конверсии с водяным паром на никелевом катализаторе, получаемый при 800-815° С, давлении 1,5-2 атм, мольном отношении водяной пар - углеводородный газ 15:1-2:1 и обьемной скорости подачи смеси 450-500 ч с каталитической конверсией образующегося оксида углерода в углекислоту с ее последующим выделением абсорбцией диэтаноламином.

Новизна предлагаемого технического решения заключается в том, что в качестве газообразного агента для добавления к углеводородному газу, выделяющемуся из

пластовой жидкости, используется продукт каталитической конверсии природного или попутного газа, не содержащий оксида углерода и освобожденный от углекислоты ее -абсорбцией диэтиламином.

Известно, что газлифтный способ эксплуатации скважин, для которого характерны высокие технико-эксплуатационные показатели, находит все. большее применение. В то же время, применение для добавления к углеводородному газу, выделяющемуся из пластовой жидкости, природного или попутного газа характеризуется большими расходами (до 100 м на 1 м добываемой жидкости и более), что обусловлено значительной сжимаемостью и высокой растворимостью в пластовой нефти попутного или природного газа. Кроме того, применение такого газлифтного способа эксплуатации скважин невозможно осуществить на месторождениях с малых газовым фактором добываемой продукции без.подвода недостающего гзза с других месторождений. Добавление к продукции эксплуатационных скважин природного или попутного газа, помимо этого, приводит к необходимости значительного увеличения типоразмеров всего сепарационного оборудования, вследствие существенного возрастания суммарного газового фактора, а также к повышенным потерям нефти при сепарации больших масс газа; к увеличению затрат на отбензинивание резко возросших количеств газа, а также к возможности выпадения на забое и стенках НКТ оЬадка асмфальтосмолистых веществ, образующегося при смешении пластовой жидкости с бояьшим количеством легких углеводородов.

Перечисленные трудности удается преодолеть, если вместо углеводородного газа использовать для целей добавления к пластовой жидкости газообразные .продукты конверсии углеводородного газа с водяным паром на никелевом катализаторе с конверсией оксида углерода I углекислоту и ее отделением абсорбцией диэтаноламином.

При конверсии углеводородного газа с водяным паром на никелевом катализаторе (с последующей конверсией оксида углерода в углекислоту) из одного обьема исходного газа может быть получено несколько объемов газа (не менее трех). Причем с увеличением среднего молекулярного веса исходного газа количество образующегося газа увеличивается, что позволяет вовлекать в процесс трудно утилизируемые газы последних ступеней сепарации. Конверсия оксида углерода в углекислоту осуществляется на железохромовых катализаторах при 400-450° С с целью получения добавочного

количества газа и углекислоты, являющейся ценным побочным продуктом.

Таким образом, при газлифтной эксплуатации скважин с помощью газа, образующегося при конверсии, один и тот же эффект, по сравнению с гаэлифтной эксплуатацией скважин с помощью исходного углеводородного газа, может быть получен при значительно меньших расходах исходного природного или попутного раза (не менее чем в три раза). Поскольку газ, образующийся при конверсии исходного природного или попутного углеводородйото газа с конверсией оксида углерода в углекислоту и ее выделением диэтаноламином, не менее чем на 98 об. % состоит из водо| 0да, динамическая вязкость, которого меньше вязкости самого маловязкого компонента природного и попутного углеводородного газа (метана) не менее, чем на 30%, то и подвод его для смешения с углеводородным газом, выделяющимся из пластовой жидкости, при одном и том же расходе, по сравнению с исходным углево-, ородным газом, можно осуществлять по каналу меньшего сечения, что позволяет увеличить сечение для подъема цеевой продукции скважин, а это приведет к увеличению дебита скв ажины; кроме того, снижение вязкости газа конверсии по сравнению с исходным попутным или прирбднь1м газом, вызовет и снижение гидравлических потерь на трение при движении его к забою, в результате давление закачиваемого газа на устье скважины может быть существенно понижено, аналогично снизится и пусковое давление.

Поскольку водород является газом с очень высокой упругостью паров, при Попааний в продукцию эксплуатационных скважин он может бь1ть легко отделен сепарацией при высоких давлениях с чистоой, не уступающей начальному газу конверсии, что позволит либо повтрр но использовать его для целей газлифта (лишь поджимая до необходимого давления), либо применить его в качестве высококалорийного экологически чистого газообразного топива; при этом типоразмеры сепарацйоиной аппаратуры второй и третьей ступени останутся без изменения.

Поскольку плотность газа конверсии существенно ниже плотности самого легкого компонента природного или попутного газа метана) не менее, чем в 8 раз, а сам водород практичес ки не растворим в нефти и пласто.вой воде (по сравнению с углеводородным газом) и не может быть сжижен в пластовых словиях, то и подъемная сила газовой смеи, образующейся при смешении r&i& конверсии и углеводородного газа, выделяющегося из пластовой жидкости, будет существенно выше, в результате, при одном и том же расходе газа (по сравнению с исходным 5 природным или попутным) движение целевой продукции скважины к устью будет осу- ществляться гораздо быстрее, что позволит возрасти не только дебиту, но и значительно уменьшиться -вероятности образования на

0 стенках различных отложений при гораздо более устойчивой работе компрессорного оборудования и меньшими энергетическими затратами по сравнению с закачкой исход нбго природного или попутного газа.

5 При конверсии исходного углеводородного газа с водяным паром с окислением оксида углерода побочным продуктом является углекислота, получаемая в количествах не менее 1 объёма на объем исходного газа.

0 Образующаяся углекислота является ценным продуктом и может быть с большим эффектом использована для повышения кон чного коэффициента нефтеотдачи пласта либо в качестве газожидкостной оторочки,

5 перемещаемой газами конверсии, либо в ка честве самостоятельного реагента на дан.ном или другом месторождении. Причем, с

увеличением средней молекулярной массы

исходного углеводородного газа количество

0 образующейся углекислоты будет увеличиваться.

Поскольку катализаторы, применяемые для конверсии исходного углеводородного газа водяным паром, дез активируются соединениями серы, если их содержание превышает 1 об.%, исходный углеводородный газ при, необходимости должен быть подвергнут предварительной очистке от сероводорода и сернистых соединений одним из

0 известных способов. Например, конверС1 ей в смеси с 10 об.% водяного пара на катализаторе, состоящем из, %; Ре20з 72,55: Сг20з 6,75; СиО 7,70; N20 13, при 460° Си объемной скорое™ подачи сырого газа 400

5 ч с последующей абсорбцией образующегося сероводорода из охлажденного до 2040° С газа 15-20%-ным водным раствором ди- или три-этаноламина. Причем, поскольку для большинства исходныхили попутных

0 углеводородных газов подавляющая часть сернистых соединений представляет собой сероводород и меркаптаны процесс очистки, как правило, сводится лишь к их удалению абсорбцией, которая может осуществляться кроме этаноламинов с помощью водных растворов (10-40%) дигликольами--на при 20-60° С или с помощью водного раствора (12-18%) активированного метилдиэтаноламина при 20-50 С, Кроме того. очистка исходного углеводородного газа От

сернистых соединений может осуществляться барботированием через водный раствор щелочи (10-25%) при 20-40° С. Для очистки также могут быть применены любые селективные методы (процесс Джимарко, Ветрокок и др.) или процессы абсорбции с применением физических растворителей (процесс Ректизол, Пуризол и др.)

Пригодность исходного углеводородного газа к конверсии с водяным паром определяется его фракционным составом. Наличие в исходном газе высших алифатических углеводородов (начиная с С4), термически менее устойчивых, чем метан, приводит при каталитической конверсии с водяным паром и выделению свободного углерода. Это вызывает дезактивацию и механическое разрушение катализатора, поэтому в этом случае необходимо использовать, кроме активного никелевого катализатора, один или два малоактивных, загруженных, перед никелевым катализатором. Проведенные исследования показали, что наибольшей активностью и стабильностью обладает совокупность катализаторов 8-1 (активный никелевый) и катализаторов А и Б (малоактивные), состав которых приведен в таблице 1.

При снижении температуры конверсии исходного углеводородного газа ниже нижнего предела (800 С) происходит резкое снижение эффективности (глубины конверсии) при одновременном увеличении количества отлагающегося углерода; при превышении верхнего температурного предела (815 С) начинается механический распад катализатора, что совершенно недопустимо.

С повышением давления выше верхнего предела (2 атм), согласно принципа Ля Шателье, глубина конверсии начинает существенно снижаться; в то же время снижение давления ниже 1,5 атм сделает невозможным транспортирование конвертируемого газа через соответствующее оборудование без дополнительного компримирования, которое экономически нецелесообразно. Мольное соотношение водяной пар : исходный углеводородньгй газ зависит от состава сырья, причем с увеличением средней молекулярной массы газа соотношение увеличивается. Проведенные нами исследования показали, что для большинства природных газов и газов I-III ступеней разгазирования необходимое количество водяного пара (даже с учетом рекомендуемого Н.Б.Жадановским коэффициента избытка пара) не превышает 15 объемов на один обьем исходного газа. Дальнейшее увеличение мольного соотношения экономически нецэлесообразно, так как вызовет резкое увеличение типоразмеров необходимого оборудования и эксплуатационных расходов. В то же время, снижение мольного отношения

-ниже рекомендованного нижнего предела (2 :1) ведет к значительному зауглероживанию катализатора. Объемная скорость подачи сырья определяется в основном свойствами катализатора и при превышеНИИ верхнего предела (510 ч ) приведет к значительному снижению степени конверсии исходного углеводородного газа, а при понижении ниже нижнего предела (450 ч к существенному возрастанию времени контакта смеси с катализатором, сопровождающемуся его зауглероживанием. Поскольку в газах конверсии содержание оксида углерода может достигать 20 об.% экономически целесообразно подвергнуть такой газ конверсии с водяным паром на железохромовых катализаторах при 400° С с получением добавочного количества водорода и ценного побочного продукта - С02. Проведенные исследования показали (Н.Б.Жадановский),

что наибольшей активностью обладают катализаторы, с;одержащие 77-80 мас.% РеаОз и 7-10 мае. % СгаОз. В ыделение диокси-i да углерода из продуктов конверсии производится известным методом абсорбции

диэтмламином с целью. его дальнейшего квалифицированного применения и недопущения образования газо-жидкостных смесей, подача которых в скважину затруднена. Пример1.В качестве исходного

углеводородного газа используется попутный состава, мас.%: СН4 40; СзНе 10; СзНе 15; C4Hio 25; C5Hi2 10. Попутный газ подвергаютконверсии с водяным паром на никелевом катализаторе В-1, перед которым в реактор загружен малоактивный катализатор А, взятый в таком же количестве при 815° С, давлении 2 атм, мольном отношении водяной пар ; углеводородный газ 15 ; 1 и объемной скорости подачи сырья (смеси)

450 ч по отношению к катализатору В-1 с последующей конверсией угарного газа с добавочным водяным паром (1,2 объем пара на объем исходного газа) при 400° С в углекислоту на железохромовом катализаторе.

В результате (после удаления уклекислоты диэтаноламином) получают газообразный продукт, содержащий после отделения сконденсировавшейся воды и осушки на оксиде алюминия 6,03 объема водорода и 0,06

объема метана на один объем исходного газа. В качества исходной нефти использовалась Ромашкинская нефть угленосного горизонта плотностью/м 0,8909 г/см и кинематической вязкостью 34,8 ест. Имитация газлифта в эксплуатационной скважине осуществлялась подъемом 1р л нефти, взятой при 0,1 МПа и 20° С, на высоту 3 м в сосуд, соединенный с атмосферой, по стеклянной трубке, диаметром 0,015 М. Необходимый для газлифта гэз подводиАсй под слой нефти в основной трубе по стеклянной трубке диаметром 0,006 м, расположенной вне основной трубы. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исхбдного углеводородного газа требуется в 7,5 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного продукта (СОа) составляет 1,66 объемов на один объем исходного газа. Пример 2. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного гаай осуществляют при 800° С. В результате получают газообразный продукт, содержащими 5.8объема водорода и 0,08 объема йетаиа на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеаодородного газа требуется в 7,3 раза меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом, -Количество полученного побочного ценного продукта (СОа) составляет 1,45 объемов на один объем исходногогаза. П р и м е р 3. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при 808° С. В результате получают газообразный продукт, содержащий 5.9объема водорода и 0,07 объема иетана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуется в 7,4 раза-меньшё, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукт а (CDa) составляет 1,56 объемов на один объем исходного газа.; П р и м е р 4. В отличии отпримера 1, конверсию исходного углеводородноготЗза осуществляют при 1,5 атм. В резупьтате получают газообразный продукт, содержущий 6,05 объема водорода и 0,055 метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного ariBHта газа конверсии, количество исходногб уг леводородного газа требуется в 7,7 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Колйчё ство полученного побочного ценного про дукта (СОа) составляет 1,67 объемов на один объем исходного газа., Пример 5. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при 1,75 атм. Получают продукт содержащий 6,04 объема водорода- и 0,0575 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуется в 7,6 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта (СОа) составляет 1,665 объемов на один объем исходного газа, Примерб, В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при мольном отношении водяной пар : углеводород 2:1. Получают продукт, содержащий 6,00 объема водорода и 0,08 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуется в 7,48 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта (СОа)составляет 1,63 объемов на.один объем исходного газа. Пример 7, В О151ИЧИИ от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при мольном отношении водяной пар : углеводород 7 ; 1, Получают продукт, содержащий 6,02 объема водорода и 0,07 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качеству подъёмного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуется в 7,49 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество .полученного побочного ценного продукта СОа составляет 1,65 объемов на один объем исходного газа. П р и м е р 8. В отличий от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при объемной скорости подачи сырья (смеси) равной 510 ч Получают продукт, содержащий 5,90 объема водорода и 0,085 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа тр буется в 7,3 раза меньше, чем 1ри осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта(С02) составляет 1,51 объемов на один объем исходного газа.

П р и м е р 9. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществляют при объемной скорости подачи сырья (смеси), равной 480 ч Получают продукт, содержащий 6,10 объема водорода и 0,072 объема метана на один объем исходного газа. При исполъзовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуется в 7,4 раза меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта (COz) составляет 1,60 объёмов на один исходного газа.

П р и м е р 10. В отличии от примера 1, к 98,5 объемам исходного углеводородного газа было добавлено 1,3 объема сероводорода и 0,2 объема этилмеркаптана. Перед осуществлением конверсии исходная газовая смесь очищается абсорбцией 20% водным раствором дизтаноламина при 20%. В результате суммарное содержание сернистых соединений в исходной газовой смеси понизилось до 0,2 об.%.

Приведенные в примерах 1-10 данные получены путем обследования работы реальных схем газлифта, путем изучения в лабораторных условиях процесса конверсии попутного газа и расчета на ЭВМ количестве образующейся углекислоты.

Ф о р м ула изобретения 1. Способ газлифтной эксплуатации скважин, включающий подачу в поток пластовой жидкости углеводородного природного или попутного газа, отличающийс я тем. что, с целью повь1шения эффективности способа при одновременной возможности снижения расхода подавае мого исходного газообразного агента, перед закачкой природного или попутног|) газа в скважину его подвергают конверсии с водяным паром на никелевом катализаторе при температуре 800-815° Си давлении 1,5-2 атм с последующей конверсией оксидауглерода в углекислоту и ее выделением абсорбцией диэтаноламииом, причем объемная скорость подачиСмесй 450-510 ч а молярное соотношение водяного пара и углеводородного газа находится в диапазоне 15: 1-2:1.

2. Способ по п. 1, о т ли ч а ю щи и с я тем, что перед конверсией с водяным паром на никелевом катализаторе природный или попутный газ очищают от сероводорода и сернистых соединений.

Изобретение относится к нефтёгазодО-,\бывающей пр-ти, а именно к газлифтной эксплуатации скважин. Целью изобретения является повышение эффективности способа при одновременной возможности снижения расхода подаваемого газообразного агента. Способ осуществляют путем добавления к пластовой жидкости углеводородного природного или попутного газа, подвергнутого каталитической конверсии с водяным паром при 800^815° С, давлении 1,5-2,0 атм, молярном отношении водяного пара к углеводородного газа 15:1 - 2:1 и объемной скорости подачи смеси 450-510 ч'^ с конверсией оксида углерода в углекислоту и ее выделением абсорбцией диэтано- ламином. 1 з.п, ф-лы, 1 табл.^о^^ЁИзрб[^етение относится к способам газлифтной эксплуатации скважин и может быть использовано в нефтяной промышлен-' ности.Известны способы газлифтной.эксплуа- тации скважин путем прдвода с поверхности по специальному каналу и добавления к углеводородному газу, выделяющемуся,из- пластовой жидкости, воздуха.Недостатками данных способов^ яшя- ются окислительное действие кислороД?( иа компоненты нефти, расположенные 8 бронирующих оболочках глобул воды (масла, смолы, асфальтены), приводящее к о^дзо- ванию в НКТ очень стойкой водо-нефтяной эмульсии, для разложения которой требуется усиленная обработка ПАВ, повышет<ый нагрев и длительный отстой; образование при сепарации на поверхности газо-еоз- душной смеси, опасной в пожарном отио-шении (так как при определенных соотношениях воздух образует с углеводородами взрывчатую смесь), что создает необходимость выпуска отработанной газо-воздуш- нрй смеси на факел, либо в атмосферу, в результате, окружающей среде наносится дополнительный ущерб, связанный со значительной потерей ценных лег1сих углеводородов.Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому является способ газлифтной эксплуатации скважим путем добавления к углеводородному газу, выделяющемуся из пластовой жидкости, природного или попутного газа.Недостатками известного способа газлифтной эксплуатации скважин являются большой расход углеводородного газа (до 100 м^ на 1 м^ добываемой жидкости и бо-ю ел00сх>&>&