способ эксплуатации нефтяных или нефтегазовых скважин

Формула изобретения

Способ эксплуатации нефтяных или нефтегазовых скважин, включающий подогрев газлифтного газа и его подачу в затрубное пространство с температурой и расходом, определяемыми в результате решения системы двух дифференциальных уравнений тепловых балансов для нисходящего потока газлифтного газа в затрубном пространстве и восходящего потока продукции скважины в колонне лифтовых труб при условии равенства температур восходящего потока нефти и газлифтного газа в месте его перепуска в колонну лифтовых труб на глубине, большей глубины выпадения парафина из продукции скважины, отличающийся тем, что продукцию скважины подогревают в устьевом подогревателе и направляют в шлейф, в качестве газлифтного газа и топливного газа для подогрева газлифтного газа и продукции скважины используют газ высокого давления, подаваемый от установки комплексной подготовки газа, а при определении температуры подогрева и расхода газлифтного газа дополнительно задают граничное условие, при котором температура продукции скважины на входе в устьевой подогреватель была бы не менее температуры выпадения парафина из продукции скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений с высоким, более 2%, содержанием парафинов.

Наиболее близким к изобретению является способ эксплуатации нефтегазовых скважин по патенту РФ 2026966 6 Е 21 В 43/00, 43/24, 37/00 (Бюл. 2 от 20.01.95 г.), включающий подачу газлифтного газа в затрубное пространство и перепуск его в колонну лифтовых труб на глубину, большую выпадения парафина из продукции скважин, газлифтную добычу продукции по колонне лифтовых труб, сепарацию продукции на нефтяную и газовую фазы, подачу нефтяной фазы в шлейф, разделение газовой фазы на холодный и горячий потоки, компремирование газа горячего потока и использование его в качестве газлифтного газа, при этом нефтяную фазу перед ее подачей в шлейф и газ горячего потока перед компремированием нагревают путем сжигания топливного газа, в качестве которого используют газ холодного потока, а расход и температуру газлифтного газа, исключающие выпадение парафина в стволе скважины, определяют из решения системы дифференциальных уравнений тепловых балансов восходящего потока продукции скважины и нисходящего потока газлифтного газа в затрубном пространстве при условии равенства температур продукции скважины и газлифтного газа в месте его перепуска в колонну лифтовых труб.

Однако этот способ имеет следующие недостатки:

- необходимость дополнительного оборудования для сепарации продукции на устье скважины, а также разделения отсепарированного газа на горячий и холодный потоки;

- необходимость компремирования горячего потока газа для последующей подачи в скважину с целью обеспечения подъема продукции скважины (газлифтная эксплуатация) с применением систем, предназначенных для этой цели: компрессоры или другое аналогичное оборудование;

- использование данного дополнительного оборудования снижает надежность известного способа, повышает эксплуатационные затраты и т.д.;

- недостаточный расход отсепарированного из продукции скважины горячего газа приводит к увеличению температуры подогрева этого газа на устье для предотвращения выпадения парафина в колонне лифтовых труб;

- высокая устьевая температура горячего потока газа (до +80^oС), необходимая для беспарафинистой добычи продукции скважины, приводит к осложнениям, вызванным растеплением околоствольного пространства скважин при наличии многолетнемерзлых пород;

- невозможность достижения расхода отсепарированного из продукции скважины горячего потока газа, необходимого для обеспечения газлифтной эксплуатации, например, в случае малодебитных нефтяных скважин;

- невозможность использования подогретого газа для подачи на куст из нескольких скважин.

При создании настоящего изобретения решались технические задачи упрощения технологической схемы эксплуатации нефтяных и нефтегазовых скважин, обеспечения эксплуатации малодебитных скважин, снижения температуры, до которой необходимо подогревать газлифтный газ, что снижает риск растепления многолетнемерзлых пород и связанных с этим осложнений, а также обеспечения эксплуатации нефтяных скважин с малым содержанием газовой фазы.

Поставленные технические задачи решаются тем, что в способе эксплуатации нефтегазовых скважин, включающем подогрев газлифтного газа и его подачу в затрубное пространство с температурой и расходом, определяемыми в результате решения системы двух дифференциальных уравнений тепловых балансов для нисходящего потока газлифтного газа в затрубном пространстве и восходящего потока продукции скважины в колонне лифтовых труб при условии равенства температур восходящего потока нефти и газлифтного газа в месте его перепуска в колонну лифтовых труб на глубине, большей глубины выпадения парафина из продукции скважины, последнюю подогревают в устьевом подогревателе и направляют в шлейф, в качестве газлифтного газа и топливного газа для подогрева продукции скважины и газлифтного газа используют газ высокого давления, подаваемый от установки комплексной подготовки газа, а при определении температуры подогрева и расхода газлифтного газа дополнительно задают граничное условие, при котором температура продукции скважины на входе в устьевой подогреватель была бы не менее температуры выпадения парафина из продукции скважины.

На чертеже представлена схема реализации способа, где 1 - линия подачи газа высокого давления, 2 - линия подачи топливного газа, 3 - линия подачи газлифтного газа, 4 - устьевой подогреватель, 5 - регулятор расхода газлифтного газа, 6 - затрубное пространство, 7 - скважина, 8 - газлифтный клапан или пусковая муфта, 9 - колонна лифтовых труб, 10 - линия подачи продукции скважины к устьевому подогревателю, 11 - шлейф, 12 - регулятор расхода топливного газа.

Сущность данного способа состоит в следующем. Газ сепарации высокого давления от установки комплексной подготовки газа (УКПГ) по линии подачи газа высокого давления 1 направляют к скважине 7 (или к кусту скважин), оборудованной устьевым подогревателем 4 (например, двухконтурным), перед которым газ разделяют на два потока: газлифтный газ и топливный газ. Последний по линии подачи топливного газа 2 подают в устьевой подогреватель 4 для подогрева через промежуточный теплоноситель продукции скважины и газлифтного газа, подаваемого по линии подачи газлифтного газа 3 в затрубное пространство 6 скважины 7. При этом температуру нагрева газлифтного газа и его расход определяют в результате решения системы двух дифференциальных уравнений тепловых балансов для нисходящего потока газлифтного газа в затрубном пространстве и восходящего потока продукции скважины в колонне лифтовых труб 9:



где G_г и G_см - весовые расходы газлифтного газа и газонефтяной смеси (продукции скважины), кг/час; К_n и К_cм - линейные коэффициенты теплопередачи от газа в грунт и через насосно-компрессорные трубы (НКТ) от газа к смеси, ккал/мчас^oС; c_{р г} и с_{р см} - средняя изобарная теплоемкость газа и смеси соответственно, ккал/кг^oС; Т_г - температура газлифтного газа в межтрубье, ^oС; Т_см - температура газонефтяной смеси в НКТ, ^oС; Т_n=(Т₀-Гх) температура окружающих горных пород на высоте х от забоя, ^oС; Т₀ - температура горных пород при х=0, ^oС; Г - геотермический градиент, ^oС/м.

При решении системы задаются следующие граничные условия первого рода:

- равенство расчетной температуры потока нефти и газлифтного газа в точке подачи его на глубине размещения газлифтного клапана; оценка производится с учетом дебита нефти, ее свойств, пластовой температуры, теплопередачи со стороны горных пород и крепи скважины в интервале от пласта до газлифтного клапана и т.д.;

- заданной температуры добываемой продукции на входе в устьевой подогреватель, которая должна быть не менее температуры выпадения парафина из продукции скважины.

Исходные уравнения системы (1) составлены для следующих приближенных квазистационарных условий:

- средняя температура на границе зоны оттаивания равна 0^oС;

- изменение энтальпии потоков газлифтного газа и смеси определяется их теплообменом между собой и с горными породами;

- теплофизические свойства газа, нефти и смеси (продукции) во всем расчетном интервале имеют средние значения.

Распределение температуры нефти в стволе скважины определяется функцией:



где Т_н - температура нефти в расчетной точке, ^oС, А=1/427 - термический коэффициент работы, ккал/кгм; Г - геотермический градиент, ^oС/м; Т_б - температура нефти на забое скважины, ^oС; G_н и с_рн - весовой расход и изобарная теплоемкость сырой нефти в интервале х от забоя до расчетной точки, соответственно кг/час и ккал/кг^oС; К_н - линейный коэффициент теплопередачи от нефти в окружающие горные породы в интервале х от забоя до расчетной точки, ккал/мчас^oС.

Газлифтный газ перепускают в колонну лифтовых труб 9 через газлифтный клапан 8 на глубине, большей глубины выпадения парафинов из продукции скважины.

Благодаря соблюдения заданных граничных условий исключается выпадение парафина из продукции скважины вплоть до устьевого подогревателя 4, в котором она дополнительно подогревается, чтобы исключить выпадение парафина в шлейфе 11. Далее продукция скважины направляется на сборный пункт (СП).

Описываемый способ был применен для определения технологических показателей эксплуатации нефтяных скважин Уренгойского месторождения способом бескомпрессорного газлифта с подогревом этого газа на устье до температуры выше образования парафинов в продукции скважины на устье и в месте установки газлифтного клапана в колонне лифтовых труб. Температура выпадения парафина из нефти +20^oС, глубина скважины 2850 м, температура на забое скважины +82^oС, газлифтный клапан (пусковая муфта) установлен на глубине 1500 м от устья. Необходимо обеспечить температуру добываемой продукции на устье скважины +20^oС перед подачей ее в устьевой подогреватель для предотвращения выпадения парафинов в стволе и на устье и, по возможности, не допустить подогрев газлифтного газа на устье выше +60^oС. Результаты представлены в таблице.