способ предупреждения гидратообразований в скважине, эксплуатируемой насосом

Формула изобретения

1. Способ предупреждения гидратообразования в скважине, эксплуатируемой насосом, включающий удаление частиц воды скважинной жидкости путем закачки в межтрубное пространство скважины обезвоженной нефти, отличающийся тем, что после закачки обезвоженной нефти подают углеводородный раствор ингибитора гидратообразования, причем обезвоженную нефть и углеводородный раствор ингибитора гидратообразования подают в объемах не менее объема, соответствующего высоте столба в межтрубном пространстве скважины от динамического уровня до нижней границы интервала гидратообразования.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в межтрубное пространство скважины на поверхность находящейся в нем жидкости дополнительно подают ингибитор гидратообразования.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано для предупреждения гидратообразования в межтрубном пространстве нефтяных насосных скважин.

Образование гидратов в межтрубном пространстве скважин является следствием контактирования газа с остаточной под освоения скважины пленкой воды на стенках кольцевого межтрубного пространства и поступления влаги с поднимающимся по затрубью потоком газа.

Известны способы предотвращения гидратообразования в скважинах путем постоянной подачи и газовый поток ингибитора гидратообразования метанола [1] Способ применим в газовых скважинах.

Подача метанола в межтрубное пространство нефтяной скважины осложнена противотоком газа и, кроме того, метанол очень быстро выносился бы из скважины потоком нефти через подъемную колонну.

Наиболее близким к изобретению является способ предотвращения гидратообразования нефтяных скважин, эксплуатируемых глубинными насосами, путем закачки в межтрубное пространство обезвоженной нефти [2]

Известный способ малоэффективен и неэкономичен, так как промывку скважины необходимо проводить довольно часто.

Техническая задача изобретения разработка способа предотвращения гидратообразования насосных скважин с использованием ингибиторов.

Для решения задачи в процессе предупреждения гидратообразования скважин, эксплуатируемых насосами, включающем удаление частиц воды скважинной жидкости путем закачки в межтрубное пространство обезвоженной нефти, после ее закачки в скважину подают углеводородный раствор ингибитора гидратообразования. Обезвоженную нефть и уголеводородный раствор ингибитора подают в объеме не менее объема, соответствующего высоте столба от динамического уровня до интервала гидратообразования.

Для реализации способа можно использовать нефтерастворимые реагенты в первую очередь метанол и метанолосодержащие ингибиторы гидратообразования, например дипроксамин-157, проксанол-303 и др.

Для восстановления углеводородного раствора ингибитора в процессе эксплуатации в межтрубное пространство на поверхность находящейся в нем жидкости дополнительно периодически подают реагент, который постепенно перемешивается с растворителем.

Способ может быть реализован следующим образом, например, на Северо-Варьеганском месторождении, в нефтяных скважинах которого в межтрубном пространстве в интервале от 200 до 600 м в зоне вечномерзлых пород образуются гидратные пробки. Уровень жидкости в межтрубном пространстве достигает 300 м при буферном давлении 2 МПа и затрубном 1,5 МПа. Исследования показали, что при дебете 30 т/сут в интервале 0 600 м существуют условия гидратообразования, как на поверхности обсадной колоны, так и на поверхности колонны насосно-компрессорных труб (НКТ).

Для предупреждения гидратообразования в межтрубное пространство необходимо закачать обезвоженную нефть для удаления в взвешенных частиц воды в скважинной жидкости. Объем закачки может соответствовать высоте столба от динамического уровня (300 м) до интервала гидратообразования (600 м нижняя граница гидратоопасной зоны). Затем в скважину подают обезвоженную метанолонасыщенную нефть с плотностью более 0,8 г/см³ в объеме, в 1,5 раза превышающем первоначальный.

При движении обезвоженной нефти со стенок обсадной колонны и НКТ удаляется большая часть воды, остаточная пленка которой имеет толщину равную шероховатости труб (0,1 мм), что соответствует объему 5 см³ на метр длины. Последующая подача порции метанолонасыщенной нефти обеспечивает растворение в ней воды до 7 см³/м и тем самым осушает колонну.

В гидратосодержащем интервале в результате взаимодействия метанолонасыщенной нефти и гидрата часть метанола выделяется и разлагает гидрат. Образовавшаяся водометанольная смесь стекает на забой скважины. Разложение гидратов наступает при концентрации метанола в воде около 10 При контактировании с таким раствором из нефти выделяется около 22 кг/т метанола, что обеспечивает разложение гидратов в объеме 1800 см³/м межтрубного пространства.

Последовательная подача обезвоженной и метанолонасыщенной обезвоженной нефти обеспечивает очистку межтрубного пространства от воды и гидратов. В дальнейшем влага, поступающая с газом по межтрубному пространству, при контактировании с метанолонасыщенной нефтью растворяется в ней до предельных значений, а затем выделяется в виде водометанольного раствора, концентрация которого во времени меняется. При установившемся процессе в межтрубном пространстве устанавливается движение встречных потоков водометанольного раствора вниз и газа вверх.

При взаимодействии потоков газа и раствора они обмениваются метанолом, причем вследствие повышения температуры по мере приближения к забою концентрация спирта в водном растворе уменьшается, так как межтрубное пространство в данном процессе является своеобразной ректификационной колонной, годе в качестве газа-носителя выступает осушаемый газ, движущийся к устью скважины.

Расчеты показывают, что для рассматриваемого случая в поступающем на забой растворе при забойной температуре 60^oC будет содержаться не более 7 метанола. Выходящий из скважины газ насыщается парами метанола, что обеспечивает предупреждение гидратообразования в устьевой арматуре. Суммарные потери метанола составляют около 12 кг/сут.

Таким образом, при закачке в скважину метанолонасыщенной нефти в объеме 6 м³, содержащей 120 кг растворенного метанола обеспечивается защита скважины в течение 10 сут. Для увеличения срока действия защиты необходимо поверх слоя нефти подать метанол из расчета 11 кг на сутки эксплуатации. Плотность метанола меньше плотности нефти, что исключает его стекание на забой, а наличие метанола на поверхности обеспечивает компенсацию потерь растворенного метанола на испарение.