RU2366811C2

RU2366811C2 - Способ добычи высокопарафинистых нефтей

Info

Publication number: RU2366811C2
Application number: RU2007141358/03A
Authority: RU
Inventors: Сергей Филиппович Ищеряков (RU); Сергей Филиппович Ищеряков; Андрей Анатольевич Вахрушев (RU); Андрей Анатольевич Вахрушев; Игорь Львович Наровлянский (RU); Игорь Львович Наровлянский; Владимир Алексеевич Праведный (RU); Владимир Алексеевич Праведный
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Нефтемаш Проект"
Priority date: 2007-11-07
Filing date: 2007-11-07
Publication date: 2009-09-10
Also published as: RU2007141358A

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам и устройствам для добычи высокопарафинистой нефти. Технический результат - повышение производительности скважин с одновременным упрощением и удешевлением добычи высокопарафинистых нефтей и нефтей, содержащих асфальтены и смолы, и их транспортировки. В способе добычи высокопарафинистой нефти, включающем подачу в призабойную зону пласта химреагента и добычу продукта - нефти или содержащей ее пластовой жидкости, подачу химреагента осуществляют с расходом 0,3-5,0 кг на 1 тонну указанного продукта через капиллярную трубку с внутренним диаметром 3-7 мм под давлением до 40 атмосфер, соединенную по всей длине скважины с силовым кабелем, ввод которых в скважину осуществляют через герметичный кабельный ввод и их защиту от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины - посредством протекторов, а в качестве химреагента используют реагент «Глейд». 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а более конкретно к способам и устройствам для добычи высокопарафинистой нефти.

Известны различные способы и устройства для добычи тяжелой вязкой и парафиносмолистосодержащей нефти. Известен, например, способ добычи нефти, заключающийся в подаче нефтяного газа в призабойную зону пласта для обеспечения газлифтной добычи, в котором предварительно нагревают призабойную зону пласта путем подачи в скважину нагретой нефти без газа, снижают вязкость добываемой нефти. Затем из продукции скважины в блоке сепарации отделяют нефтяной газ и накапливают его необходимое количество из добываемой продукции скважин, при этом нефтяной газ в призабойную зону пласта подают через блок сепарации сжатым и нагретым пароэжектором в жидкостной смеси (патент RU №2295636, опубл. 2007.03.20, кл. Е21В 43/24).

Недостатком известного способа является его сложность и необходимость в дополнительном оборудовании.

Известно также устройство для добычи тяжелой вязкой нефти, содержащее нагнетательные и эксплуатационные колонны с рабочими отверстиями на нижних концах, причем нагнетательные и эксплуатационные колонны охвачены жестко соединенными с ними трубопроводами, каждый из которых выполнен с возможностью прокачки по нему теплоносителя с обеспечением циркуляции последнего с поверхности земли, нефтяной пласт на поверхность земли. Трубопроводы проходят вдоль и на всю длину нагнетательных и эксплуатационных колонн и в нижней части согнуты по радиусу 0,5 наружного диаметра соответствующих колонн (патент RU №2098615, кл. Е21В 43/24, опубл. 1997.12.10.)

Недостатком известного устройства является конструктивная сложность и большой расход энергии.

Известны также способы и устройства для добычи нефти с использованием подачи химических реагентов в скважину. Например, известно устройство для подачи раствора поверхностно-активного вещества ПАВ в газовую скважину, содержащее последовательно соединенные резервную и дозирующую емкости и регулятор подачи раствора ПАВ, инжектор-смеситель, водосборник и сепаратор (АС СССР №600290, Кл. Е21В 43/00, 1978 г.).

Известно также устройство для непрерывного дозирования жидкости в затрубное пространство газовой скважины, включающее резервную и промежуточную емкости, дозатор жидкости, запорную арматуру и автоматические датчик и регуляторы уровня жидкости (АС СССР №926244, кл. Е21В 43/00, 1982 г.).

Известно также устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину, содержащее дозатор, гидравлически связанный с емкостью для химического реагента и линией нагнетания, сообщенной с колонной полых штанг, обратный клапан, редуктор и привод погружного насоса, в котором дозатор расположен в пазах, выполненных на боковой поверхности корпуса редуктора с возможностью перемещения вдоль него, а кинематическая связь привода погружного насоса с валом дозатора выполнена независимой в виде клиноременной передачи, причем гидравлическая связь колонны полых штанг и дозатора осуществлена посредством преобразователя движения. Дозатор выполнен в виде пластинчатого насоса, а нагнетательная линия выполнена в виде жесткого шланга (патент RU №2171364, кл. Е21В 37/06, опубл. 2001.07.27).

Недостатком известного способа добычи с помощью дозатора является сложность осуществления добычи нефти указанным способом.

Технический результат изобретения - повышение производительности скважин с одновременным упрощением и удешевлением добычи высокопарафинистых нефтей и нефтей, содержащих асфальтены и смолы, и их транспортировки.

Технический результат достигается тем, что в способе добычи высокопарафинистой нефти, включающем подачу в призабойную зону пласта химреагента и добычу продукта - нефти или содержащей ее пластовой жидкости, подачу химреагента осуществляют с расходом 0,3-5,0 кг на 1 тонну указанного продукта через капиллярную трубку с внутренним диаметром 3-7 мм под давлением до 40 атмосфер, соединенную по всей длине скважины с силовым кабелем, ввод которых в скважину осуществляют через герметичный кабельный ввод и их защиту от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины - посредством протекторов, а в качестве химреагента используют реагент «Глейд».

На чертеже показана принципиальная схема реализации предлагаемого способа. Схема включает емкость 1 для химического реагента, скважину 2, насосно-компрессорные трубы 3, капиллярную трубку 4, протекторы 5 и 6, зону 7 забора нефти, насос 8, силовой кабель 9, герметичный кабельный ввод 10.

Добычу высокопарафинистых нефтей по предлагаемому способу осуществляют следующим образом. По капиллярной трубке 4, которая по всей длине соединена с кабелем 9, в зону 6 забора нефти из емкости 1 подают реагент «Глейд» для снижения динамической вязкости и температуры застывания высокопарафинистых нефтей (ТУ 2458-004-27923661-2005 «Реагент «Глейд»), который представляет собой композицию поверхностно-активных веществ и полимера углеводородного строения в высококипящем растворителе. Реагент подается в скважину 2 насосом 8 под давлением не более 40 атм. При этом диаметр капиллярной трубки 4 составляет 3-7 мм и выбирается с таким расчетом, чтобы расход реагента составлял от 0,5 до 5 кг на 1 тонну продукта. При добыче пластовой жидкости величина расхода реагента зависит от содержания воды, чем выше содержание воды в пластовой жидкости, тем ниже расход реагента, и наоборот. Диаметр капиллярной трубки, равный 3 мм, обеспечивает добычу нефти с высоким содержанием воды, так как расход реагента при этом минимальный и составляет в среднем 0,5-0,8 кг на 1 тонну нефти. При добыче нефти с низким содержанием воды диаметр капиллярной трубки необходимо увеличить до 7 мм, так как расход реагента при этом увеличивается и может достигать 3-5 кг на тонну нефти. Увеличение диаметра капиллярной трубки до величин больше 7 мм сопряжено с конструктивными трудностями.

Давление до 40 атмосфер, под которым подается через капиллярную трубку реагент «Глейд», обеспечивает подачу реагента в количестве 0,3-5,0 кг на 1 тонну добываемого продукта на глубину до 3 км. При менее глубоких скважинах давление может составлять 10-30 атмосфер. Реагент «Глейд» может использоваться для добычи как безводных, так и обводненных нефтей, так как он контактирует только с нефтью. Кроме того, реагент позволяет снизить температуру застывания нефти на 14°С, благодаря чему парафин не застывает, что позволяет существенно повысить дебет скважины. Кроме того, применение реагента «Глейд» позволяет повысить время релаксации нефти до трех суток, благодаря чему флюид и нефть можно транспортировать трубопроводным и автотранспортом. Капиллярная трубка 4 совместно с силовым кабелем 9 вводятся в скважину 2 через герметичный кабельный ввод 10, а защита их от контакта с внутренней поверхностью скважины 2 осуществляется по всей длине скважины с помощью протекторов 5 и 6, например, с помощью протектолайзеров типов ПКГ и ПКН производства ЗАО «Кэптив Нефтемаш» (г.Самара).

Пример. В призабойную зону пласта подают реагент «Глейд» с расходом 0,5 кг на 1 тонну добываемого продукта - пластовой жидкости, содержащей нефть, через капиллярную трубку с внутренним диаметром 4 мм под давлением 30 атмосфер, соединенную по всей длине скважины с силовым кабелем, ввод которых в скважину осуществляют через герметичный кабельный ввод и их защиту от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины - посредством протекторов, и осуществляют добычу продукта.

Изобретение позволяет повысить производительность скважин, упростить и удешевить добычу высокопарафинистых нефтей, а также нефтей, содержащих асфальтены и смолы, облегчить транспортировку флюида и нефти.

Claims

Способ добычи высокопарафинистой нефти, включающий подачу в призабойную зону пласта химреагента и добычу продукта - нефти или содержащей ее пластовой жидкости, отличающийся тем, что подачу химреагента осуществляют с расходом 0,3-5,0 кг на 1 т указанного продукта через капиллярную трубку с внутренним диаметром 3-7 мм под давлением до 40 атмосфер, соединенную по всей длине скважины с силовым кабелем, ввод которых в скважину осуществляют через герметичный кабельный ввод и их защиту от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины посредством протекторов, а в качестве химреагента используют реагент «Глейд».