RU2193647C2

RU2193647C2 - Method of preventing hydrates formation in wells (versions)

Info

Publication number: RU2193647C2
Application number: RU2000132826/03A
Authority: RU
Inventors: Р.У. Маганов; тчинин М.Г. В; М.Г. Вятчинин; Н.К. Праведников; Г.Г. Вахитов; Б.С. Лобанов; О.Ю. Баталин; Н.Г. Вафина
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Научно-инженерный центр НК "ЛУКОЙЛ"; Маганов Равиль Ульфатович; Вятчинин Михаил Геннадиевич; Праведников Николай Константинович; Вахитов Гадель Галяутдинович; Лобанов Борис Степанович; Баталин Олег Юрьевич; Вафина Наиля Гаделевна
Priority date: 2000-12-28
Filing date: 2000-12-28
Publication date: 2002-11-27

Abstract

FIELD: oil and gas producing industry. SUBSTANCE: method is designed for prevention of hydrates formation in wells, mainly, in oil wells drilled in permafrost rocks. According to the first version of claimed method, zones of local drop of annulus temperature are preliminarily detected. Prior to supply to local zones inhibitor is heated to form vapor phase. Process of inhibitor heating up to vapor phase is carried out at wellhead, or in detected local zones, or directly under lower boundaries of detected local zones. Inhibitor is continuously supplied by portions in amount ensuring its preset concentration for condensation in annular space with consideration of gas composition, well production rate, temperature and pressure conditions. In preferable versions of method realization, inhibitor is mixed with gas after its conversion into vapor phase at wellhead, for instance, with natural gas coming from annular space, and heated to temperature preventing premature condensation of inhibitor before reaching the detected zones of local temperature drop. Process of inhibitor heating to vapor phase is performed directly in zone of local temperature drop by its supply from wellhead to vessel with heating element located in said zone. Inhibitor is supplied from wellhead simultaneously or successively to a number of vessels with heating elements located consecutively in well depth. According to the second version, zones of local temperature drop in annular space are preliminarily detected, and inhibitor is supplied from wellhead to upper boundary of local temperature drop detected zone. Inhibitor is supplied continuously or by portions in amount ensuring its preset concentration in annular space with consideration of gas composition, well production rate and temperature and pressure conditions. It is good practice to correct amount of inhibitor introduced depending on pressure in annular space and to use inhibitor in the form of methanol or diethylene glycol in both versions. Realization of said method by both versions provides practically for complete exclusion of hydrates formation in annular space of wells. EFFECT: higher efficiency. 5 cl, 4 dwg, 1 ex

Description

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для предотвращения образования гидратов в скважинах, преимущественно нефтяных, пробуренных в многолетнемерзлых породах (ММП). The group of inventions relates to the field of oil and gas industry and can be used to prevent the formation of hydrates in wells, mainly oil, drilled in permafrost.

Следует отметить, что в затрубном пространстве нефтяных скважин существуют следующие наиболее опасные зоны для гидратообразования:
- зона вечномерзлых пород, где происходит локальное понижение температур, и в силу этого, повышающая опасность образования гидратов;
- в зимний период первые десятки метров, когда большие отрицательные температуры по металлическим поверхностям распространяются вниз.It should be noted that in the annular space of oil wells there are the following most dangerous zones for hydrate formation:
- zone of permafrost, where there is a local decrease in temperature, and therefore, increasing the risk of hydrate formation;
- in winter, the first tens of meters, when large negative temperatures on metal surfaces spread down.

Известны различные способы ликвидации отложений кристаллогидратов в нефтяных скважинах, заключающиеся в закачке теплоносителя (в частности, горячей воды и нефти), электрическим или термохимическим методами, в разрушении гидратов с помощью химических агентов, в том числе ингибиторами, либо путем прямого механического воздействия (см. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г. В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованием, Нефтяное хозяйство, 1997, 9, с. 62-69). Various methods are known for eliminating crystalline hydrate deposits in oil wells, which include pumping coolant (in particular, hot water and oil), using electric or thermochemical methods, and hydrate breakdown using chemical agents, including inhibitors, or by direct mechanical action (see Malyshev A.G., Cheremisin N.A., Shevchenko G.V. Choice of optimal ways to combat paraffin hydrate formation, Oil industry, 1997, 9, p. 62-69).

Недостатком этих способов является то, что они, в основном, направлены не на предупреждение образования гидратов, а на борьбу с уже образовавшимися отложениями. При этом, для выполнения технологических мероприятий скважину останавливают, что требует больших технических и финансовых ресурсов, приводит к потерям в добыче нефти. The disadvantage of these methods is that they are mainly aimed not at preventing hydrate formation, but at fighting already formed deposits. At the same time, to perform technological measures, the well is stopped, which requires large technical and financial resources, leading to losses in oil production.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ предупреждения гидратов в нефтяных скважинах, предусматривающий закачку на устье в затрубное пространство скважины с интервалом в 10 дней большого объема метанолнасыщенной нефти и последующую ежесуточную закачку метанола (см. Исангулов А.К. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, "Разработка методов борьбы с осложнениями при эксплуатации добывающих скважин в Западной Сибири (на примере ОАО "Черногорнефть")", М., 2000 г., 22 с. ). Closest to the proposed method in terms of technical nature and the achieved result is a method of preventing hydrates in oil wells, which involves injecting a large volume of methanol-saturated oil at the wellhead into the annulus with an interval of 10 days and a subsequent daily injection of methanol (see Isangulov A.K. dissertation for the degree of candidate of technical sciences, "Development of methods to combat complications in the operation of production wells in Western Siberia (on the example of OA About "Chernogorneft") ", M., 2000, 22 pp.).

Однако данный способ также не обеспечивает эффективной защиты от образования гидратов в затрубном пространстве нефтяной скважины, поскольку вводимый большими порциями ингибитор "проваливается" вниз, быстро доходя до динамического уровня нефти. Там он смешивается с водонефтяным флюидом, теряя свои ингибирующие свойства, и с конвективными потоками вместе с нефтью уходит через НКТ из скважины. Ежесуточный последующий ввод также не решает проблему предупреждения гидратообразования, поскольку страдает теми же дефектами. В итоге происходят большие потери ингибитора, и не обеспечивается его целенаправленная подача в гидроопасные зоны скважины. However, this method also does not provide effective protection against the formation of hydrates in the annulus of an oil well, since the inhibitor introduced in large portions "falls" down, quickly reaching the dynamic oil level. There, it mixes with water-oil fluid, losing its inhibitory properties, and with convective flows, together with oil, leaves the well through the tubing. The daily subsequent input also does not solve the problem of preventing hydrate formation, since it suffers from the same defects. As a result, large losses of the inhibitor occur, and its targeted supply to the hydro hazardous zones of the well is not ensured.

В основу изобретения положена задача повышения эффективности предупреждения гидратообразования в затрубном пространстве скважин за счет обеспечения подачи оптимального количества ингибитора в гидратоопасные зоны затрубного пространства и равномерной обработки ингибитором указанных гидратоопасных зон, имеющих сложную геометрическую форму. The basis of the invention is the task of improving the prevention of hydrate formation in the annulus of the wells by ensuring the supply of the optimal amount of inhibitor to the hydrate zones of the annulus and uniform treatment of the indicated hydrate zones with an inhibitor of complex geometric shape.

Поставленная задача решается предлагаемым способом предупреждения образования гидратов в скважинах, преимущественно нефтяных, пробуренных в многолетнемерзлых породах, включающим подачу ингибитора гидратообразования в скважину, в котором, согласно изобретению, предварительно в скважине выявляют зоны локального понижения температуры затрубного пространства, ингибитор перед подачей в указанные локальные зоны нагревают с образованием паровой фазы, причем процесс нагрева ингибитора до паровой фазы осуществляют на устье скважины, или в выявленных локальных зонах, или непосредственно под нижними границами выявленных локальных зон, при этом ингибитор подают непрерывно или дозировано в количестве, обеспечивающем заданную концентрацию ингибитора в объеме затрубного пространства с учетом состава газа, дебита скважины и термобарических условий. The problem is solved by the proposed method for preventing the formation of hydrates in wells, mainly oil, drilled in permafrost, including the supply of a hydrate inhibitor to the well, in which, according to the invention, zones of local decrease in the annulus temperature are detected in the well first, the inhibitor before being fed to the specified local zones heated to form a vapor phase, the process of heating the inhibitor to the vapor phase is carried out at the wellhead, or identified local zones, or directly below the lower limits identified local zones, wherein the inhibitor is fed continuously or dosed in an amount to provide a predetermined concentration of the inhibitor in a volume of the annulus with the gas composition, flow rate and the borehole temperature and pressure conditions.

А также тем, что:
- после перевода ингибитора в паровую фазу на устье скважины его смешивают с газом, например, природным газом, поступающим из затрубного пространства, и нагревают до температуры, предотвращающей преждевременную конденсацию ингибитора до достижения им выделенных зон локального понижения температуры;
- процесс нагрева ингибитора до паровой фазы непосредственно в зоне локального понижения температуры производят путем его подачи с устья скважины в емкость с нагревательным элементом, размещенную в упомянутой зоне;
- подачу ингибитора с устья скважины производят одновременно или последовательно в ряд емкостей с нагревательными элементами, размещенных последовательно по глубине скважины.And also the fact that:
- after transferring the inhibitor to the vapor phase at the wellhead, it is mixed with gas, for example, natural gas coming from the annulus, and heated to a temperature that prevents the premature condensation of the inhibitor until it reaches the allocated zones of local temperature decrease;
- the process of heating the inhibitor to the vapor phase directly in the zone of local temperature decrease is carried out by feeding it from the wellhead into a container with a heating element located in the said zone;
- the supply of the inhibitor from the wellhead is carried out simultaneously or sequentially in a series of tanks with heating elements placed sequentially along the depth of the well.

Согласно второму варианту изобретения поставленная задача решается предлагаемым способом предупреждения образования гидратов в скважинах, преимущественно нефтяных, пробуренных в многолетнемерзлых породах, включающим подачу ингибитора гидратообразования в скважину, в котором, согласно изобретению, предварительно в скважине выявляют зоны локального понижения температуры затрубного пространства и подачу ингибитора осуществляют в интервал от устья скважины до верхней границы выявленной зоны локального понижения температуры, причем ингибитор подают непрерывно или дозировано в количестве, обеспечивающем заданную концентрацию ингибитора в объеме затрубного пространства с учетом состава газа, дебита скважины и термобарических условий. According to a second embodiment of the invention, the problem is solved by the proposed method for preventing hydrate formation in wells, mainly oil, drilled in permafrost, including supplying a hydrate inhibitor to a well, in which, according to the invention, zones of local lowering of annular temperature are detected in the well and the inhibitor is supplied in the interval from the wellhead to the upper boundary of the identified zone of local temperature decrease, and the inhibitor is fed continuously or dosed in an amount that provides a given concentration of the inhibitor in the annulus taking into account the gas composition, well production and thermobaric conditions.

Целесообразно в способе по первому и второму варианту количество вводимого в процессе обработки ингибитора корректировать в зависимости от величины давления в затрубном пространстве. It is advisable in the method according to the first and second embodiment to adjust the amount of the inhibitor introduced during processing depending on the pressure in the annulus.

Желательно в качестве ингибитора гидратообразования в способах по первому и второму варианту использовать метанол или диэтиленгликоль. It is desirable to use methanol or diethylene glycol as an inhibitor of hydrate formation in the methods of the first and second embodiment.

Заявленная группа изобретений соответствует требованию единства изобретения, поскольку группа однообъектных изобретений образует единый изобретательский замысел, причем заявка относится к объектам изобретения одного вида, одинакового назначения - способу предупреждения образования гидратов в скважинах, обеспечивающего получение одного и того же результата - повышение эффективности предупреждения образования гидратов в затрубном пространстве скважин за счет подачи заданного расчетного количества ингибитора гидратообразования в наиболее гидроопасные зоны затрубного пространства и равномерной их обработки ингибитором. The claimed group of inventions meets the requirement of unity of invention, since the group of single-object inventions forms a single inventive concept, and the application relates to objects of the invention of the same type, of the same purpose - the method of preventing the formation of hydrates in wells, providing the same result - increasing the efficiency of preventing hydrates in annular space of wells due to the supply of a given estimated amount of hydrate inhibitor in the most water-hazardous zones of the annulus and their uniform treatment with an inhibitor.

Способ по первому варианту осуществляют следующим образом. The method according to the first embodiment is as follows.

В затрубном пространстве скважины выявляют зоны локального понижения температуры. Эти зоны определяются либо по термограммам из промысловых данных, либо по термобарической кривой в затрубье, полученной расчетным путем. In the annulus of the well, zones of local temperature decrease are revealed. These zones are determined either by thermograms from the field data, or by the thermobaric curve in the annulus obtained by calculation.

Далее определяют количество ингибитора, подаваемое в гидратоопасные зоны. Для этого сначала по глубинным пробам пластовой нефти расчетным путем определяют состав газа при температуре и давлении на линии динамического уровня, по которому строят кривую гидратообразования. Затем в координатах температура - давление, через точку, с координатами минимальная температура - затрубное давление, строится кривая гидратообразования, параллельная системе кривых гидратообразования с учетом ингибитора. Положение данной кривой определяет расчетную концентрацию ингибитора, что с учетом дебита нефти и газового фактора, может быть пересчитано на содержание ингибитора в объеме затрубного пространства. Next, determine the amount of inhibitor supplied to hydrate zones. To do this, first, based on deep samples of reservoir oil, the gas composition is determined by calculation at temperature and pressure on the line of the dynamic level, according to which a hydrate formation curve is built. Then, in the coordinates temperature - pressure, through a point, with coordinates the minimum temperature - annular pressure, a hydrate formation curve is built, parallel to the system of hydrate formation curves taking into account the inhibitor. The position of this curve determines the calculated concentration of the inhibitor, which, taking into account the flow rate of oil and the gas factor, can be converted to the content of the inhibitor in the annulus.

Расчетное количество ингибитора в виде пара поступает в затрубное пространство, причем перевод ингибитора в названную паровую фазу может происходить как на устье скважины, так и непосредственно в затрубном пространстве. В затрубном пространстве ингибитор смешивается с восходящим потоком газа, охлаждается и равномерно конденсируется на стенках колонн, где смешивается с имеющейся там пленкой воды. Достигается необходимая концентрация ингибитора, не менее 5 мас.% После конденсации на стенках труб, водометанольная смесь стекает вниз, где при более высоких температурах ингибитор испаряется, движется вверх (из-за конвекции или с потоком газа), где происходит охлаждение и повторная конденсация, то есть рециркуляция ингибитора, что усиливает ингибирующий эффект. С целью единоразовой обработки большого участка затрубного пространства возможно смешение ингибитора с природным газом, поступающим из затрубного пространства. Смешивание производится непосредственно перед вводом в скважину, причем для предотвращения преждевременной конденсации ингибитора природный газ подогревается. The estimated amount of inhibitor in the form of steam enters the annulus, and the transfer of the inhibitor into the named vapor phase can occur both at the wellhead and directly in the annulus. In the annulus, the inhibitor mixes with the upward flow of gas, cools and evenly condenses on the walls of the columns, where it mixes with the water film there. The required inhibitor concentration is achieved, not less than 5 wt.% After condensation on the pipe walls, the water-methanol mixture flows down, where at higher temperatures the inhibitor evaporates, moves up (due to convection or with a gas stream), where cooling and re-condensation take place, that is, the recirculation of the inhibitor, which enhances the inhibitory effect. For the purpose of one-time processing of a large section of the annulus, it is possible to mix the inhibitor with natural gas coming from the annulus. Mixing is carried out immediately before entering the well, and to prevent premature condensation of the inhibitor, natural gas is heated.

Способ по второму варианту осуществляют следующим образом. Вначале определяют зоны локального понижения температуры, и рассчитывают оптимальное количество ингибитора, как по первому варианту. Ввод расчетного количества ингибитора осуществляется, например, закачкой насоса, что не требует графического иллюстрирования. The method according to the second embodiment is as follows. First, zones of local temperature decrease are determined, and the optimal amount of inhibitor is calculated, as in the first embodiment. The estimated amount of inhibitor is entered, for example, by pumping, which does not require graphic illustration.

Под действием силы тяжести ингибитор по стенке скважины стекает вниз, проходя всю зону ММП. Этим обеспечивается его первичный проход по гидратоопасной зоне и проявление антигидратных свойств. Из-за низких температур в этой зоне ингибитор практически не переходит в газовую фазу и не уносится вверх из скважины. Under the influence of gravity, the inhibitor flows down the wall of the well, passing through the entire IMF zone. This ensures its primary passage through the hydrate hazard zone and the manifestation of antihydrate properties. Due to the low temperatures in this zone, the inhibitor practically does not transfer to the gas phase and is not carried up from the well.

Результатом первого прохода является то, что ингибитор, стекая тонкой струйкой, смачивает лишь ограниченную часть поверхности труб затрубного пространства. Антигидратная обработка узкого сегмента трубы происходит из-за наклона скважины, что наблюдается практически всегда, а не только в случае наклонных скважин. The result of the first pass is that the inhibitor, dripping in a thin stream, moistens only a limited part of the surface of the pipes in the annulus. The anti-hydrate treatment of a narrow segment of the pipe occurs due to the inclination of the well, which is almost always observed, and not only in the case of deviated wells.

После прохода зоны ММП, ингибитор поступает в нижележащие зоны скважины, доходя до относительно более прогретых зон. Проходя по этой зоне, ингибитор нагревается, и, постепенно испаряясь, смешивается с восходящими потоками природного газа. After the passage of the MMP zone, the inhibitor enters the underlying zones of the well, reaching relatively hotter zones. Passing through this zone, the inhibitor heats up, and, gradually evaporating, mixes with the ascending flows of natural gas.

Далее ингибитор гидратообразования вместе с потоками газа движется вверх, попадает в интервал ММП, охлаждается и конденсируется, обеспечивая этим антигидратную защиту всей поверхности труб этого участка затрубного пространства (вторичное попадание ингибитора в зоны ММП скважины). Further, the hydrate inhibitor, together with gas flows, moves upward, falls into the IMF interval, cools and condenses, thereby providing anti-hydrate protection to the entire pipe surface of this section of the annulus (secondary ingress of the inhibitor into the IMF zones of the well).

Затем ингибитор вместе с пленкой воды стекает вниз, попадает в прогретые зоны скважины, где переходит в паровую фазу и смешивается с восходящими потоками природного газа. Далее он доходит до зоны ММП, где еще раз проявляет свои противогидратные свойства. При этом происходит многократная рециркуляция ингибитора. Then the inhibitor, together with a film of water, flows down, enters the heated zones of the well, where it passes into the vapor phase and mixes with the ascending flows of natural gas. Then he reaches the IMF zone, where he once again manifests his antihydrate properties. In this case, repeated inhibitor recycling occurs.

На фиг.1 - 3 представлены принципиальные схемы устройств реализации способа по первому варианту, причем, на фиг.1 показана схема устройства для перевода ингибитора в паровую фазу на дневной поверхности, а на фиг.2 и 3 схемы устройств для перевода ингибитора в паровую фазу в затрубном пространстве скважины с подачей ингибитора в выявленные зоны и непосредственно под нижние границы выявленных зон локального понижения температуры, соответственно; на фиг.4. представлены характеристики условий гидратообразования в затрубном пространстве скважины. Figure 1 - 3 shows a schematic diagram of a device for implementing the method according to the first embodiment, moreover, figure 1 shows a diagram of a device for transferring an inhibitor to a vapor phase on a day surface, and figure 2 and 3 diagram of a device for converting an inhibitor to a vapor in the annulus of the well with the supply of an inhibitor to the identified zones and directly below the lower boundaries of the identified zones of local temperature decrease, respectively; figure 4. The characteristics of hydrate formation conditions in the annulus of a well are presented.

На фиг. 1 показана принципиальная схема устройства для перевода ингибитора в паровую фазу на дневной поверхности. In FIG. 1 shows a schematic diagram of a device for transferring an inhibitor to a vapor phase on a day surface.

Устройство, представленное на фиг.1, содержит утепленный бокс 1 на автомобильном шасси, в котором расположена накопительная емкость 2, соединенная трубкой с вентилем 3 с емкостью перевода ингибитора в паровую фазу 4, снабженную электронагревателем 5, емкости смешения 6 с нагревательным элементом 7, компрессор 8. Компрессор через трубки 9, 10 и вентиль 11 соединяется с изготовленной из материала с низкой теплопроводностью трубкой 12, которая с помощью хомутов 13 крепится к колонне насосно-компрессорных труб 14. В интервале ММП 15 в трубке 12 выполнены отверстия 16 для вывода подаваемой газовой смеси в затрубное пространство 17. Емкость 6 посредством трубки 18 с вентилем 19 соединяется с затрубным пространством скважины. С помощью резьбовых соединительных элементов трубки 9 и 18 могут отсоединяться от затрубного пространства, вентили 11 и 19 перекрывают при этом выход газа. Переходной элемент 20 служит для подсоединения трубки 12 к системе после завершения операции спуска насосно-компрессорных труб. Емкости 4 и 6 имеют теплоизолирующую оболочку. Все соединительные трубки заключены в теплоизолирующий кожух. The device shown in Fig. 1 contains an insulated box 1 on a car chassis, in which a storage tank 2 is located, connected by a tube with a valve 3 with a capacity for transferring the inhibitor to the vapor phase 4, equipped with an electric heater 5, a mixing tank 6 with a heating element 7, a compressor 8. The compressor through the tubes 9, 10 and the valve 11 is connected to a tube 12 made of a material with low thermal conductivity, which, using clamps 13, is attached to the string of tubing 14. In the interval MMP 15 in the tube 12 are made about aperture 16 for outputting the supplied gas mixture into the annular space 17. The tank 6 by means of the tube 18 with the valve 19 is connected to the annular space of the well. Using threaded connecting elements, tubes 9 and 18 can be disconnected from the annulus, valves 11 and 19 block the gas outlet. The transition element 20 is used to connect the tube 12 to the system after completion of the descent operation of the tubing. Capacities 4 and 6 have a heat insulating shell. All connecting tubes are enclosed in a heat-insulating casing.

Кроме возможности размещения установки на автомобильном шасси, возможен вариант стационарной установки, подсоединенной к скважинам куста. Противогидратные обработки скважин осуществляются последовательно в автоматическом режиме. In addition to the possibility of placing the installation on a car chassis, a variant of a stationary installation connected to the wells of the cluster is also possible. Anti-hydrate treatment of wells is carried out sequentially in automatic mode.

На фиг. 2 и 3 показаны принципиальные схемы устройства для перевода ингибитора в паровую фазу непосредственно в затрубном пространстве скважины. Устройство на фиг.2 осуществляет импульсную подачу данной порции ингибитора в виде пара в выявленные зоны локального понижения температуры, а устройство на фиг. 3 обеспечивает поступление ингибитора в паровой фазе непосредственно под нижние границы выявленных зон локального понижения температуры. In FIG. 2 and 3 are schematic diagrams of a device for transferring an inhibitor to the vapor phase directly in the annulus of a well. The device in FIG. 2 provides a pulsed supply of a given portion of the inhibitor in the form of steam to the identified zones of local temperature decrease, and the device in FIG. 3 provides the flow of the inhibitor in the vapor phase directly below the lower boundaries of the identified zones of local temperature decrease.

Реализация способа с помощью парогенератора, показанного на фиг.2, происходит следующим образом. Ингибитор через открытый клапан 21 по трубке 12 поступает в емкость 22. При выравнивании давлений в трубке 12 и емкости 22 клапан 21 с пружиной 24 закрывается. На нагреватель 5, включаемый в автоматическом режиме, подается напряжение питания. Ингибитор в емкости 22 нагревается и переходит в пар. При превышении порогового значения давления клапан 23 открывается, ингибитор в форме пара подается в затрубное пространство скважины, где он смешивается с восходящим потоком газа и конденсируется на холодных поверхностях скважинных труб. Трубка 12 и кабель 25 закрепляются на насосно-компрессорных трубах хомутами 13, которые служат одновременно также и средством предотвращения от повреждений при операциях спуска-подъема НКТ. При завершении испарения имеющейся порции ингибитора и прекращении нагревания давление в емкости 22 падает. Клапан 23 закрывается, а клапан 21 открывается и пропускает в емкость 22 новую дозу ингибитора. Включается электропитание и процесс повторяется. The implementation of the method using the steam generator shown in figure 2, is as follows. The inhibitor through the open valve 21 through the tube 12 enters the tank 22. When equalizing the pressure in the tube 12 and the tank 22, the valve 21 with the spring 24 closes. The heater 5, switched on in automatic mode, is supplied with a supply voltage. The inhibitor in the tank 22 heats up and goes into steam. When the threshold pressure is exceeded, the valve 23 opens, the vapor inhibitor is fed into the annulus of the well, where it mixes with the upward gas flow and condenses on the cold surfaces of the downhole pipes. The tube 12 and cable 25 are fixed on the tubing with clamps 13, which also serve as a means of preventing damage during tubing descent. Upon completion of the evaporation of the existing portion of the inhibitor and the cessation of heating, the pressure in the tank 22 drops. Valve 23 closes, and valve 21 opens and passes a new dose of inhibitor into reservoir 22. The power turns on and the process repeats.

Отличие реализации способа с помощью устройства, показанного на фиг.3, состоит в том, что ингибитор по трубке 12 подается в открытую емкость 22, где он подогревается с помощью электронагревателя 5, расположенного в нижней части емкости 22 или вмонтированного в ее днище. Нагреватель работает в постоянном режиме, обеспечивая интенсивность подогрева, достаточную для того, чтобы весь поступающий ингибитор переходил в пар, а не переполнял емкость и не стекал вниз по затрубью. Для экономии электроэнергии емкость 22 имеет узкое выходное отверстие 26 и окружается теплоизолирующей оболочкой 27. Для предохранения от перегрева возможно введение контрольно-регулирующего элемента 28, прерывающего цепь питания нагревателя. Остальные обозначения те же, что и на фиг.2. The difference between the implementation of the method using the device shown in FIG. 3 is that the inhibitor is fed through the tube 12 to an open container 22, where it is heated using an electric heater 5 located in the lower part of the container 22 or mounted in its bottom. The heater operates in a constant mode, providing a heating intensity sufficient to ensure that all the incoming inhibitor passes into steam, and does not overfill the tank and does not flow down the annulus. To save energy, the tank 22 has a narrow outlet 26 and is surrounded by a heat insulating sheath 27. To protect against overheating, it is possible to introduce a control and regulating element 28 that interrupts the heater power supply circuit. The remaining notation is the same as in figure 2.

Устройство размещается непосредственно под гидратоопасной зоной. Вырабатываемый пар вместе с потоком газа устремляется вверх, поступает в зону ММП и конденсируется на охлажденных поверхностях труб. The device is located directly under the hydrated zone. The steam generated, together with the gas stream, rises upward, enters the IMF zone and condenses on the cooled pipe surfaces.

Ниже приведен конкретный пример расчета количества ингибитора, подаваемого в затрубное пространство скважины. The following is a specific example of calculating the amount of inhibitor supplied to the annulus of a well.

Пример. Для расчета необходимого количества ингибитора выполняются следующие действия. Example. To calculate the required amount of inhibitor, the following steps are performed.

На основе данных термограмм T(h) простаивающих скважин для давления P_z в затрубье строится кривая изменения термобарических условий (T(h) P_z) от глубины h на стенке эксплуатационной колонны (ЭК) скважины. Более точная термобарическая кривая в затрубье может быть также получена с помощью расчетов на ЭВМ (см. Маганов Р., Вахитов Г., Баталии О., Вафина H., Без гидратов: оптимальная технология борьбы с гидратопарафиновыми отложениями. Нефть России, 2000, 3, с. 96 - 99). В случае работающей скважины вводится соответствующая поправка, учитывающая разницу между температурой замера и температурой на стенке трубы, которая может составлять несколько градусов.Based on the data of thermograms T (h) of idle wells for pressure P _z in the annulus, a curve of changes in thermobaric conditions (T (h) P _z ) versus depth h is plotted on the wall of the production casing (EC) of the well. A more accurate thermobaric curve in the annulus can also be obtained using computer calculations (see Maganov R., Vakhitov G., Batalia O., Vafina H., Without hydrates: the optimal technology for combating hydratoparaffin deposits. Russian Oil, 2000, 3 , pp. 96 - 99). In the case of a working well, an appropriate amendment is introduced, taking into account the difference between the measurement temperature and the temperature on the pipe wall, which can be several degrees.

На фиг. 4 приведен пример кривой термобарических условий для скважины, расположенной в зоне ММП (случай реликтовой мерзлоты), который носит условный характер. По построенной кривой определяется значение минимальной температуры Т_min на рассматриваемом интервале глубин. Далее определяют компонентный состав газа, находящегося в затрубном пространстве нефтяной скважины. Определение возможно двумя способами: расчетным (более предпочтителен) и экспериментальным.In FIG. Figure 4 shows an example of a curve of thermobaric conditions for a well located in the permafrost zone (the case of relict permafrost), which is conditional. From the constructed curve, the value of the minimum temperature T _min is determined in the considered interval of depths. Next, determine the component composition of the gas located in the annulus of the oil well. The definition is possible in two ways: calculated (more preferable) and experimental.

В расчетном способе исходным является заданный компонентный состав пластовой нефти. По нему с помощью математических методов с использованием кубических уравнений состояния рассчитывается состав природного газа х_j, находящегося в фазовом равновесии с нефтью при термобарических условиях (Т_u, Р_u) на глубине динамического уровня нефти h_u.In the calculation method, the initial is the specified component composition of the reservoir oil. Using it, using mathematical methods using cubic equations of state, the composition of natural gas x _j , which is in phase equilibrium with oil under thermobaric conditions (T _u , P _u ) at a depth of the dynamic level of oil h _u , is calculated.

Экспериментальный способ существенно более трудоемок. В нем состав природного газа получают в бомбе PVT путем разделения пластовой нефти на жидкую и газовую фазы при заданных температуре и давлении (Т_u, Р_u).The experimental method is much more laborious. In it, the composition of natural gas is obtained in a PVT bomb by separating the reservoir oil into liquid and gas phases at a given temperature and pressure (T _u , P _u ).

По полученному составу газа х_i расчетным путем определяется кривая условий гидратообразования. На фиг.4 приведены характеристики условий гидратообразования в затрубном пространстве скважины.Based on the obtained gas composition x _i , the hydrate formation conditions curve is determined by calculation. Figure 4 shows the characteristics of the hydrate formation conditions in the annulus of the well.

Пользуясь методами (см. Вятчинин М.Г, Баталии О.Ю., Вафина Н.Г, Щепкина Н. Е. "Определение режимов и зон гидратообразования в нефтяных скважинах". Нефтяное хозяйство, 7, 2000 г., с. 38-44), определяются кривые условий гидратообразования для заданной массовой концентрации выбранного ингибитора (например, метанола) в воде. В координатах Т-Р строятся рассчитанные кривые, смещенные относительно исходной кривой в сторону более низких температур (фиг.4). Using the methods (see Vyatchinin MG, Batalia O.Yu., Vafina NG, Schepkina N. Ye. “Determination of hydrate formation regimes and zones in oil wells.” Oil industry, 7, 2000, p. 38- 44), hydrate formation conditions curves are determined for a given mass concentration of the selected inhibitor (e.g. methanol) in water. In the coordinates of T-P are calculated curves, offset from the original curve towards lower temperatures (figure 4).

Для найденного значения температуры T_min и заданного значения давления в затрубном пространстве скважины Pz отмечается точка с кординатами (T_min.P_z) - (фиг.4). Через эту точку проводится кривая А-В, паралельная системе кривых условий гидратообразования. По положению этой кривой находится концентрация ингибитора, необходимая для предупреждения гидратообразования. На фиг.4 - это 12 мас.% метанола в воде. С учетом дебита нефти и газового фактора данную концентрацию пересчитывают на содержание ингибитора при конденсации в объеме затрубного пространства. Важной величиной в проводимых выше расчетах является давление P_z, которое может изменяться в процессе эксплуатации. В зависимости от этого давления изменяется как положение кривых гидратообразования, так и положение термобарической кривой в затрубье. В этой связи, для определения технологически необходимого количества ингибитора нужно выполнить вышеуказанные расчеты для всего спектра возможных давлений P_z и взять максимальное значение количества ингибитора из полученных значений. Кроме этого, необходимо учесть возможные неточности в определении исходных величин и погрешности в проведении технологической операции.For the found temperature T _min and the preset pressure value in the annular space of the well Pz, a point with coordinates (T _min. P _z ) - is marked (Fig. 4). Curve AB is drawn through this point parallel to the system of curves of hydrate formation conditions. By the position of this curve is the concentration of inhibitor necessary to prevent hydrate formation. Figure 4 is 12 wt.% Methanol in water. Given the oil flow rate and the gas factor, this concentration is converted to the inhibitor content during condensation in the annulus. An important quantity in the above calculations is the pressure P _z , which can vary during operation. Depending on this pressure, both the position of the hydrate formation curves and the position of the thermobaric curve in the annulus change. In this regard, to determine the technologically necessary amount of inhibitor, it is necessary to perform the above calculations for the entire spectrum of possible pressures P _z and take the maximum value of the amount of inhibitor from the obtained values. In addition, it is necessary to take into account possible inaccuracies in determining the initial values and errors in the process operation.

В зависимости от применяемого устройства ингибитор подается непрерывно или дозировано. Во втором случае интервал между обработками не должен быть большим: необходимо, чтобы в затрубном пространстве постоянно находилось достаточное количество ингибитора для предупреждения гидратообразования в гидратоопасных зонах. Интенсивность подачи ингибитора V (кг/мин) при дозированной подаче определяется по формуле V = М_с•Т_c/(1440•T₁), где М_с - суточная подача ингибитора (кг), Т_c - время единичного цикла, T₁ - продолжительность единичной подачи (мин).Depending on the device used, the inhibitor is supplied continuously or dosed. In the second case, the interval between treatments should not be large: it is necessary that there is always a sufficient amount of inhibitor in the annulus to prevent hydrate formation in hydrate hazardous areas. The inhibitor supply rate V (kg / min) for dosed delivery is determined by the formula V = M _s • T _c / (1440 • T ₁ ), where M _s is the daily supply of inhibitor (kg), T _c is the unit cycle time, T ₁ - the duration of a single feed (min).

Таким образом, предложенный способ, как по первому, так и по второму варианту позволяет осуществить эффективное предупреждение гидратообразования в затрубном пространстве нефтяной скважины. Thus, the proposed method, both in the first and in the second embodiment, allows for effective prevention of hydrate formation in the annulus of an oil well.

Claims

1. A method of preventing the formation of hydrates in wells, mainly oil, drilled in permafrost, comprising supplying a hydrate inhibitor to a well, characterized in that zones of local decrease in annulus temperature are previously detected in the well, and the inhibitor is heated from said zones of local decrease in temperature with the formation of the vapor phase, and the process of heating the inhibitor to the vapor phase is carried out at the wellhead, or directly in the identified nach local temperature reduction, or directly below the lower limits identified zones, wherein the inhibitor is fed continuously or metered in an amount to provide a predetermined concentration of inhibitor in the condensation in the annulus volume with the gas composition, flow rate and the borehole temperature and pressure conditions.

2. The method according to p. 1, characterized in that after the transfer of the inhibitor to the vapor phase at the wellhead, it is mixed with gas, for example, natural gas coming from the annulus, and heated to a temperature that prevents premature condensation of the inhibitor until it reaches the identified zone local decrease in temperature.

3. The method according to p. 1, characterized in that the process of heating the inhibitor to the vapor phase is carried out directly in the zone of local temperature decrease by feeding it from the wellhead to a container with a heating element located in the said zone.

4. The method according to p. 1, characterized in that the inhibitor is supplied from the wellhead simultaneously or sequentially in a series of tanks with heating elements placed sequentially along the depth of the well in the identified zones of local temperature decrease and under the lower boundaries of the identified zones.

5. A method of preventing the formation of hydrates in wells, mainly oil, drilled in permafrost, comprising supplying a hydrate inhibitor to the well, characterized in that the zones of local lowering of annular temperature are detected in the well and the hydrate inhibitor is fed in the interval from the wellhead to the upper the boundaries of the identified zone of local decrease in temperature, and the inhibitor is fed continuously or dosed in an amount that provides a predetermined concentration of inhibitor in the condensation in the annulus volume with the gas composition, flow rate and the borehole temperature and pressure conditions.

6. The method according to p. 1 or 5, characterized in that methanol or diethylene glycol is used as a hydrate inhibitor.