способ предотвращения образования гидратов в нефтяной скважине (варианты)

Формула изобретения

1. Способ предотвращения образования гидратов в нефтяной скважине, включающий повышение температуры в затрубном пространстве скважины путем пропускания электрического тока через кабель, расположенный вдоль внешней стенки насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что в остановленной или работающей малодебитной скважине, пробуренной в районах многолетнемерзлых пород, выявляют зоны локального понижения температуры пород с определением значений температуры на внутренней стенке эксплуатационной колонны и глубины динамического уровня нефти, после чего осуществляют повышение температуры в затрубном пространстве выше температуры гидратообразования пластовой нефти на величину, зависящую от определенных значений температуры и глубины динамического уровня, причем с увеличением значений последних увеличивают величину повышения температуры в затрубном пространстве.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что повышение температуры в затрубном пространстве осуществляют пропусканием электрического тока через кабель, состоящий из участков, имеющих различное электросопротивление.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при повышении температуры в затрубном пространстве осуществляют понижение давления в интервале значений от рабочего до атмосферного.

4. Способ предотвращения образования гидратов в нефтяной скважине, включающий понижение давления в затрубном пространстве скважины до заданного уровня, отличающийся тем, что в остановленной или работающей малодебитной скважине, пробуренной в районах многолетнемерзлых пород, выявляют зоны локального понижения температуры пород с определением значений температур на внутренней стенке эксплуатационной колонны и глубины динамического уровня нефти, после чего осуществляют понижение давления в затрубном пространстве ниже давления гидратообразования пластовой нефти на величину, зависящую от определенных значений температуры и глубины динамического уровня, причем с увеличением значений последних увеличивают величину снижения давления в затрубном пространстве скважины.

Описание изобретения к патенту

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

При добыче и транспортировке углеводородов возникают условия, при которых образуются отложения гидратов природных газов полностью или частично блокирующих рабочее сечение скважин и трубопроводов.

Известные способы борьбы с гидратными отложениями основаны на изменении термобарических условий. Используют горячие обработки скважин водой или горячей нефтью (см. Природные и техногенные газовые гидраты, М.: Недра, 1990 г.).

Недостаток методов горячих обработок нефтяных скважин заключается в том, что они направлены на борьбу с гидратами, уже образовавшимися в процессе эксплуатации скважин. Разрушение монолитной гидратной пробки даже небольшой протяженности - это дорогостоящий и трудоемкий процесс.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ предотвращения образования парафино-гидратных отложений в нефтяной скважине, включающий повышение температуры в затрубном пространстве путем пропускания тока через кабель, расположенный вдоль внешней стенки насосно-компрессорных труб (см. А.Г. Малышев, Н.А. Черемисин. Применение греющих кабелей для предупреждения парафиногидратообразования в нефтяных скважинах, журн. Нефтяное хозяйство, 6, 1990, с. 58-60).

Недостатком известных методов нагрева с использованием кабеля является его применение одновременно против парафино- и гидратообразования. При этом условия борьбы с парафиногидратными отложениями рассчитывают, ориентируясь только на значение температуры начала парафинообразования из-за того, что практически всегда образование парафинов начинается при более высокой температуре, на 10, 20 и более градусов выше образования гидратов. Поэтому при применении кабелей для борьбы одновременно с парафиновыми и гидратными отложениями характеристики тепловыделения кабеля не увязывают с конкретными условиями гидратообразования. Кроме того, в известных способах использования кабеля он имеет одинаковое электросопротивление по всей длине, что приводит к одинаковому количеству тепловыделения.

Однако во многих случаях в скважинах наблюдается только гидратообразование, когда парафинообразование либо полностью отсутствует, либо малосущественно с точки зрения опасности технологических осложнений. В силу указанных причин, применение известных методов нагрева с использованием кабеля для предотвращения преимущественно гидратообразования связано с большими энергозатратами и с необоснованным перерасходом электроэнергии.

Для экономии энергопотребления рекомендуют включать кабель не постоянно, а периодически. При этом во время отключения кабеля происходит рост скважинных отложений, что делает этот способ технологически неэффективным, особенно для скважин, пробуренных в зонах с пониженными температурами районов ММП, которые характеризуются интенсивными процессами гидратообразования.

Известны также способы борьбы со скважинными отложениями путем понижения давления в скважине. Это, например, удаление скважинных отложений в процессе эксплуатации скважины путем создания на устье волн отрицательного давления (авторское свидетельство СССР 1700207, кл. Е 21 В 37/00, 1991 г.).

Из-за малых значений возникающих сдвиговых напряжений и высокой адгезии отложений недостатком данного способа удаления скважинных отложений является его неудовлетворительная технологическая эффективность.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ, предусматривающий вакуумирование затрубного пространства скважины и ввод теплоносителя с одновременной откачкой нефти глубинным насосом в промежуточную емкость (патент RU 2067160, кл. Е 21 В 37/00, 1996 г. ), следствием чего является кратное понижение давления в скважине.

Недостатком указанного способа является повышенная энергоемкость, т.к. для реализации данной технологии используется большое количество энергоемкого оборудования, работа которого приводит к высоким затратам энергии. Кроме этого, кратковременное понижение давления не является эффективным из-за того, что время нахождения системы в термобарической области низкого давления, где гидраты разлагаются на газ и воду, мало, в силу чего они не успевают разложиться.

Задачей изобретений является снижение энергозатрат и повышение эффективности предотвращения образования гидратов в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и затрубном пространстве остановленных и работающих малодебитных скважин, пробуренных в районах ММП за счет создания условий, обеспечивающих избирательное термобарическое воздействие на гидраты.

Поставленная задача по первому варианту решается способом предотвращения образования гидратов в нефтяной скважине, включающим повышение температуры в затрубном пространстве скважины путем пропускания электрического тока через кабель, расположенный вдоль внешней стенки насосно-компрессорных труб, в котором согласно изобретению в остановленной или работающей малодебитной скважине, пробуренной в районах многолетнемерзлых пород, выявляют зоны локального понижения температуры пород с определением значений температур на внутренней стенке эксплуатационной колонны и глубины динамического уровня нефти, после чего осуществляют повышение температуры в затрубном пространстве выше температуры гидратообразования пластовой нефти на величину, зависящую от определенных значений температуры и глубины динамического уровня, причем с увеличением значений последних увеличивают величину повышения температуры в затрубном пространстве. Здесь под динамическим уровнем нефти понимается глубина границы раздела нефть-газ в затрубном пространстве осваиваемой, работающей и остановленной скважины, зависящая, в частности, от характеристик работы скважины и условий притока нефти.

А также тем, что:

- повышение температуры в затрубном пространстве осуществляют пропусканием электрического тока через кабель, состоящий из участков, имеющих различное электросопротивление;

- при повышении температуры в затрубном пространстве осуществляют понижение давления в последнем в интервале значений от рабочего до атмосферного.

Поставленная задача по второму варианту решается способом предотвращения образования гидратов в нефтяной скважине, включающим понижение давления в затрубном пространстве до заданного уровня, в котором согласно изобретению в остановленной или работающей малодебитной скважине, пробуренной в районах многолетнемерзлых пород, выявляют зоны локального понижения температуры пород с определением значений температур на внутренней стенке эксплуатационной колонны и глубины динамического уровня нефти, после чего осуществляют понижение давления в затрубном пространстве ниже давления гидратообразования пластовой нефти на величину, зависящую от определенных значений температуры и глубины динамического уровня, причем с увеличением значений последних увеличивают величину снижения давления.

Заявленная группа изобретений соответствует требованию единства изобретения, поскольку группа однообъектных изобретений образует единый изобретательский замысел, заявка относится к объектам одного вида, одинакового назначения - способа предотвращения образования гидратов в остановленной и работающей малодебитной нефтяной скважине, с получением одного и того же технического результата - снижение энергозатрат и повышение эффективности.

Сущность предлагаемых способов заключается в следующем. В затрубном пространстве образуются в основном гидраты. Это объясняется тем, что в затрубье имеется восходящий поток воды и газа, из которых образуются газогидраты. Парафины же образуются из тяжелых углеводородов нефти. Поэтому при предотвращении образования гидратов в скважинах с помощью кабеля следует ориентироваться на термобарические условия образования именно гидратов и конструкцию кабеля выбрать исходя из этой задачи. Однако известные методики расчета интенсивности тепловыделения кабеля не учитывают локального понижения температуры, вызванного наличием многолетнемерзлых пород, несмотря на то, что, практически всегда, - для условий Западной Сибири этот вывод подтвержден результатами непосредственных исследований, - гидраты будут образовываться только при существовании такого локального понижения температуры. В случае же, если термограмма пород монотонна по глубине, то при отсутствии сероводорода гидраты образовываться не будут.

Однако термобарические характеристики гидратообразования в затрубье не являются известными. Это вызвано тем, что состав затрубного газа изменяется в зависимости от характеристик работы скважины и не является постоянным. Отсюда возникает задача определения условий гидратообразования именно для затрубья. Условия гидратообразования определяются составом газа. Однако состав газа в затрубном пространстве изменяется в зависимости от многих факторов. Для определения условий гидратообразования в затрубном пространстве нельзя использовать газ, получаемый при разгазировании нефти при нормальных условиях. Не подходят для этого и кривые гидратообразования, полученные для пластовой и дегазированной нефти. Состав затрубного газа в восходящем потоке изменяется в зависимости от многих параметров, в частности от положения динамического уровня нефти, температуры пород, значения затрубного давления. В соответствии с изменением состава затрубного газа изменяются и термобарические условия гидратообразования. Уследить за изменением всех определяющих параметров практически невозможно. В этой связи нельзя построить универсальное семейство кривых условий гидратообразования в затрубном пространстве для конкретного нефтяного месторождения. Нельзя также непосредственно исходить из кривой гидратообразования пластовой нефти, полученной экспериментальным или расчетным путем. Тем не менее, анализ ситуации показывает, что при определении условий гидратообразования затрубного газа ориентироваться можно на условия гидратообразования пластовой нефти, но при этом нужно делать соответствующие корректировки, зависящие от положения динамического уровня нефти и температуры на стенке эксплуатационной колонны.

С использованием предлагаемого метода нагревания кабелем, гидратообразование предотвращается как в НКТ, так и в затрубном пространстве. Кроме того, имеется и косвенное воздействие, которое объясняется тем, что свободное от гидратов затрубное пространство обеспечивает существование газовой прослойки с низкой теплопроводностью, из-за чего предотвращение гидратообразования в затрубном пространстве способствует также предотвращению гидратообразования и в НКТ.

Сущность изобретений поясняется чертежами. На фиг. 1 показано изменение температуры Т с глубиной h на внутренней стенке эксплуатационной колонны, где 1 - зона локального понижения температуры (значение температуры в минимуме составляет 1.0 градус); на фиг. 2 приводится кривая гидратообразования пластовой нефти (зависимость давления P от температуры), показано значение затрубного давления (1.2 МПа); на фиг. 3 приводятся характеристики тепловыделения участков составного кабеля, рассчитанного для предотвращения гидратообразования в затрубном пространстве; на фиг. 4 приводятся кривая гидратообразования - 2 и термобарический режим работающей скважины (характер изменения температуры и давления нефти в НКТ) в случаях: отсутствия нагрева кабеля - кривая 3 и при пропускании тока через кабель, составленный из отрезков различного электросопротивления - кривая 4 (интервал нагрева - 250-400 м), выделенные точки на термобарических кривых показывают значение глубины по скважине; на фиг. 5 приведены поинтервальные характеристики тепловыделения греющего кабеля, предназначенного для предотвращения гидратообразования в НКТ; на фиг. 6 приведены поинтервальные характеристики тепловыделения греющего кабеля, предназначенного для предотвращения гидратообразования как в затрубном пространстве, так и в НКТ.

Способ по первому варианту осуществляют следующим образом.

1. Выявляют зоны локального понижения температуры пород путем проведения термометрии остановленных скважин заданного куста. По полученным данным определяют значения температуры T на внутренней стенке эксплуатационной колонны на глубине h.

2. По пробам глубинной нефти путем проведения непосредственных экспериментов на бомбе PVT либо, основываясь на заданном составе, по методике расчета 4-х фазового равновесия гидрат + газ + нефть + вода определяют термобарические условия гидратообразования пластовой нефти Р(T) - зависимость давления P от температуры Т.

3. Определяют температуру нагревания T_нaгp, до которой для предотвращения гидратообразования необходимо увеличить температуру в заданном глубинном интервале затрубного пространства:

Т_нагр=Т(Р_зат)+Т_доп-Т_давл, (1)

где T (P_зат) - температура гидратообразования пластовой нефти, соответствующая значению давления Р_зат в затрубном пространстве, Т_доп - температурная поправка, Т_давл - поправка на понижение давления в затрубном пространстве. Поправку Т_доп, на которую необходимо дополнительно увеличить температуру на данном глубинном интервале рассчитывают по формуле

Т_доп = 3,5 + 0,2Т + 0,002(l-1000), (2)

где Т- температура на этом интервале (см. п. 1), l - глубина динамического уровня нефти в скважине.

При реализации метода с дополнительным понижением давления в затрубном пространстве, повышение температуры нагрева осуществляют на пропорционально меньшую величину T_давл, которая определяется из расчета 0.7 градусов на 0.1 МПа.

4. На данном глубинном интервале рассчитывают разницу между полученным значением температуры T_нагр и температурой T, и определяют тепловыделение греющего кабеля, необходимое для предотвращения гидратообразования в затрубном пространстве. На нижних интервалах зоны локального понижения температуры для предупреждения опасности гидратообразования в НКТ производят дополнительное повышение температуры, рассчитываемое по методике Маганова Р.У. и др. (см. Нефть России, 2000 г., 3, с. 96-99) с учетом разного электросопротивления участков кабеля. Рассчитывают результирующие характеристики тепловыделения греющего кабеля.

5. Изготавливают кабель, состоящий из участков разного электросопротивления, длиной, ориентировочно, 50-100 м каждый. Кабель последовательно присоединяют прихватами к внешней стенке НКТ и вместе с колонной насосно-компрессорных труб спускают в скважину. При этом участки кабеля, располагаемые в зоне локального понижения температуры пород, имеют электросопротивление, определенное в соответствии с п.4. При пропускании тока через кабель его составные части выделяют пропорциональное электросопротивлению количество тепла, чем обеспечивается расчетное повышение температуры и предотвращение гидратообразования в скважине. Вместе с кабелем предпочтителен спуск контролирующего термодатчика, по сигналу которого периодически прекращают подачу электропитания на кабель при достижении расчетной температуры.

Способ по второму варианту осуществляют следующим образом.

1. Аналогично первому варианту, путем проведения термометрии остановленных скважин заданного куста выявляют зоны локального понижения температуры пород и определяют температуру T на внутренней стенке эксплуатационной колонны в зоне локального минимума.

2. По пробам глубинной нефти путем проведения непосредственых экспериментов на бомбе PVT либо, основываясь на заданном составе, по методике расчета 4х-фазового равновесия гидрат + газ + нефть + вода определяют термобарические условия гидратообразования пластовой нефти Р(T).

3. Определяют значение давления Р_зат, до которого необходимо понизить давление в затрубном пространстве скважины, в зависимости от температуры T в зоне локального минимума и глубины динамического уровня нефти l. Рассчитывают:

Р_зат = Р(Т) - Р_доп, (3)

где Р(T) - давление гидратообразования пластовой нефти, соответствующее температуре T, P_доп - дополнительное понижение давления, определяемое по формуле

Р_доп = 0,3 + 0,1Т + 410^-4(l-1000) (4).

4. По техническим условиям, принятым в системе сбора, давление в затрубном пространстве работающей скважины поддерживается равным давлению в линии, ориентировочно 0.5 - 1.5 МПа. Объективная трудность понижения давления заключается в том, что в работающей скважине имеется приток газа в затрубное пространство снизу, из-за чего для понижения давления необходимо обеспечить отбор газа с высокой производительностью. Однако, учитывая, что загидрачивание скважин происходит при малых дебитах нефти и приток газа в затрубное пространство существенно меньше, чем для скважин со средним или большим дебитом, существует принципиальная возможность понижения давления до необходимого уровня.

Реализация понижения давления в затрубном пространстве достигается несколькими способами.

- Сбросом газа через клапан, настроенный на расчетное давление (стравливание на факел). Вариант применим, если расчетный уровень понижения давления выше атмосферного.

- Созданием раздельной системы сбора газа из затрубного пространства до сепаратора либо дожимной станции. Соответствующее изменение системы сбора путем направления газа из затрубного пространства всех скважин куста в одну трубу дает возможность понижения давления в затрубном пространстве до требуемого уровня.

В существующих системах газ из затрубного пространства совместно с жидкостью поступает в коллектор. Такая система сбора затрубного газа не позволяет понизить давление в затрубном пространстве до необходимых величин, так как в этом случае давление в затрубе близко к давлению в коллекторе. Понижение затрубного давления до требуемых значений достигается путем создания раздельной газосборной системы, в которой газ затрубного пространства объединяется с газом сепарации, что позволяет понизить давление в затрубном пространстве скважин до рассчитанных выше значений, при которых образование гидратов в скважине не наблюдается. Вариант подсоединения к системе только низкодебитных скважин позволяет избежать опасности выноса капельной воды, обеспечивая дополнительную гарантию предотвращения гидратообразования.

- Установкой компрессора создают пониженное давление в затрубном пространстве нефтяной скважины до расчетных значений, при которых отсутствует возможность существования гидратов при имеющихся температурах на стенках эксплуатационной колонны и НКТ.

Между линией и затрубным пространством скважины устанавливают компрессор, соединенный на входе с затрубным пространством скважины (куста скважин) и подключенный на выходе к линии, что обеспечивает понижение давления до требуемого уровня. При использовании одного компрессора на куст скважин к нему подключают скважины попеременно. В зависимости от давления газа на входе и выходе компрессора, а также от объемов газа, поступающих из затрубного пространства скважины (куста скважин) возможны разные варианты применения компрессоров (с минимальной, средней и высокой производительностью).

- Использованием вакуум-насоса. Вариант применяется в случае необходимости поддержания давления ниже атмосферного. Для малодебитных скважин технически возможно использовать один вакуум-насос на куст сважин. До начала вакуумирования газ стравливают. Далее включают вакуум-насос на откачку газа из затрубного пространства скважины. Откаченный затрубный газ поступает в промежуточную емкость. При достижении давления в емкости большей, чем в коллекторе, газ поступает в коллектор. Вакуумирование затрубного пространства позволяет создать такие условия по давлению, при которых образование гидратов не происходит.

Пример осуществления способа по первому варианту.

Рассчитаем температуру нагрева составным кабелем интервала затрубного пространства 200-250 м.

1. Типичная для Западной Сибири кривая T(h) - изменение температуры Т от глубины h - приведена на фиг. 1. Зона локального понижения температуры находится на глубинах 150 - 400 м. В интервале 200-250 м температура равняется T=1.5^oС.

2. Конкретный пример кривой условий гидратообразования пластовой нефти Р(T) для нефтяного месторождения приведен на фиг. 2.

3. По формулам (1) и (2) определяют температуру T_нагр, которую необходимо поддерживать в заданном глубинном интервале затрубного пространства. А именно, по кривой, приведенной на фиг. 2, для рабочего значения затрубного давления Р_зат, равного 1.2 МПа, определяют температуру гидратообразования нефти Т(Р_зат), равную 4^oС. Далее по формуле (2) для динамического уровня, находящегося на глубине 800 м получают Т_доп= 3.4^oС.

В итоге: Т_нагр = 7.4^oС. Таким образом, температура нагрева кабелем затрубного пространства в интервале 250 - 300 м должна превышать величину 7.4^oС.

В случае реализации метода с понижением давления определяют поправку Т_давл. При понижении давления, например, на 0.4 МПа, т.е. от 1.2 МПа до 0.8 МПа, получают Т_давл=2.8^oС. В итоге, Т_нагр= 4.6^oС.

Аналогичным образом рассчитывают необходимую температуру нагрева и для других глубинных интервалов.

4. По разнице между полученным значением температуры Т_нагр и температурой Т на данном глубинном интервале определяют тепловыделение греющего кабеля, необходимое для предотвращения гидратообразования в затрубном пространстве - см. фиг. 3.

В случае опасности гидратообразования в НКТ, в нижних интервалах зоны локального понижения температуры производят дополнительное повышение температуры. На фиг. 4 приводятся: кривая гидратообразования - 2, термобарический режим работы скважины без работы кабеля - 3 (гидратообразование наблюдается в интервале от 50 до 350 м) и измененный термобарический режим скважины при работе составного греющего кабеля, обеспечивающего предотвращение гидратообразования в НКТ, характеристики тепловыделения которого приводятся на фиг. 5.

Результирующие характеристики тепловыделения составного кабеля, обеспечивающие предотвращение гидратообразования одновременно в затрубном пространстве и в НКТ приводятся на фиг. 6.

5. Изготавливают кабель, состоящий из участков расчетного электросопротивления, длиной 50-100 м каждый. Участки кабеля, располагаемые в зоне локального понижения температуры, имеют электросопротивление, определенное в соответствии с п. 4. При пропускании тока через кабель обеспечивается расчетное повышение температуры и предотвращение гидратообразования в скважине.

Пример осуществления способа по второму варианту.

Рассмотрим осуществление способа для тех же условий, что для первого варианта.

1. Аналогично первому варианту проводят термометрию, выявляют зоны локального понижения температуры, определяют зависимость температуры Т глубины h (фиг. 1). Минимальная температура на интервале локального понижения составляет 1.^oС.

2. Определяют термобарические условия гидратообразования пластовой нефти Р(Т). Кривая условий гидратообразования Р(Т) приведена на фиг. 2.

3. Определяют значение Р_зат, до которого необходимо понизить давление в затрубном пространстве скважины. Для этого по формуле (4) рассчитывают Р_доп = 0.32 МПа. Давление гидратообразования пластовой нефти для Т = 1.0^oС определяем по кривой, приведенной на фиг 2. Получаем Р(Т)=0.6 МПа. Подставляя результаты в формулу (3), получаем, что Р_зат, давление безопасное с точки зрения гидратообразования, есть Р(Т_п) - Р_доп = 0.28 МПа.

4. Реализация способа достигается путем установки компрессора, создающее пониженное давление в затрубном пространстве нефтяной скважины, ниже значения 0.28 МПа. При этих давлениях отсутствует возможность существования гидратов в затрубном пространстве.