RU2503801C2 - Method for down-hole treatment of gaslift well product - Google Patents
Method for down-hole treatment of gaslift well product Download PDFInfo
- Publication number
- RU2503801C2 RU2503801C2 RU2012112813/03A RU2012112813A RU2503801C2 RU 2503801 C2 RU2503801 C2 RU 2503801C2 RU 2012112813/03 A RU2012112813/03 A RU 2012112813/03A RU 2012112813 A RU2012112813 A RU 2012112813A RU 2503801 C2 RU2503801 C2 RU 2503801C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- temperature
- water
- reagents
- Prior art date
Links
Landscapes
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть в частности использовано при газлифтной эксплуатации скважин.The invention relates to the oil industry and can in particular be used in gas lift well operations.
Газлифтный способ эксплуатации скважин является единственным механизированным способом добычи нефти, применяемым на морском месторождении Дракон во Вьетнаме. Нефть месторождения является парафинистой застывающей. Существует проблема сокращения энергетических затрат на добычу жидкости из скважин и ее подготовки к транспорту по подводному трубопроводу на технологическую платформу.The gas lift method of operating wells is the only mechanized method of oil production used in the offshore Dragon field in Vietnam. The oil of the field is a paraffin wax. There is a problem of reducing energy costs for the extraction of fluid from wells and its preparation for transport via an underwater pipeline to a technological platform.
Известно, что обводненную высокопарафинистую нефть (эмульсию) необходимо обрабатывать деэмульгатором и депрессорной присадкой. При этом депрессорная присадка, снижающая температуру застывания нефти, и нефть должны быть нагреты выше температуры плавления парафинов, а нагрев деэмульгатора, снижающего вязкость эмульсии, выше 80°C не допускается.It is known that watered high-paraffin oil (emulsion) must be treated with a demulsifier and a depressant additive. At the same time, a depressant additive that reduces the pour point of oil and oil should be heated above the melting point of paraffins, and heating of a demulsifier that reduces the viscosity of the emulsion above 80 ° C is not allowed.
Известен способ подготовки парафинистой и застывающей нефти к транспорту (см. авт. свид. №1543181), который предусматривает одновременный ввод реагентов - деэмульгаторов и депрессорных присадок.A known method of preparing paraffin and solidifying oil for transport (see ed. Certificate. No. 1543181), which provides for the simultaneous introduction of reagents - demulsifiers and depressant additives.
Недостаток способа - он может применяться только на установках, в состав которых входят печи нагрева нефти. На морских добывающих платформах нет печей нагрева для осуществления обработки по авт. свид. №1543181.The disadvantage of this method is that it can only be used in installations, which include oil heating furnaces. On offshore production platforms there are no heating furnaces for processing according to ed. testimonial. No. 1543181.
При существующем положении добываемая газлифтным способом нефть на месторождении Дракон транспортируется на центральную технологическую платформу по подводному трубопроводу и в нем охлаждается до температуры морской воды, поэтому при остановках застывает, вызывая аварийную ситуацию.In the current situation, the oil produced by the gas-lift method is transported to the central technological platform via the underwater pipeline and cooled to the temperature of sea water in the Dragon field, therefore it freezes during stops, causing an emergency.
Таким образом, возникает техническая задача: обработать продукцию газлифтных скважин на добывающей платформе при отсутствии печей нагрева нефти.Thus, the technical problem arises: to process the production of gas-lift wells on the production platform in the absence of oil heating furnaces.
Цель изобретения - повышение эффективности работы газлифтной скважины путем снижения вязкости водонефтяной эмульсии и ее подготовки к транспорту на технологическую платформу путем получения незастывающего потока как в скважине, так и в подводном трубопроводе за счет использования высокой температуры на забое и рационального применения реагентов в зависимости от температуры на забое.The purpose of the invention is to increase the efficiency of a gas-lift well by reducing the viscosity of the oil-water emulsion and its preparation for transport to the technological platform by obtaining a non-freezing flow both in the well and in the underwater pipeline due to the use of high temperature at the bottom and rational use of reagents depending on the temperature slaughter.
Поставленная цель достигается тем, что при температуре на забое скважины до 80°C оба реагента подают совместно в нагнетаемый рабочий агент (газ); при температуре на забое скважины выше 80°C депрессорную присадку подают в нагнетаемый рабочий агент, а деэмульгатор вводят в продукцию на устье скважины, при этом для обводненной продукции до 40% используют водорастворимый деэмульгатор, а при обводненности продукции свыше 60% используют нефтерастворимый деэмульгатор, в интервале обводненности 40-60% используют любой из названных типов реагентов.This goal is achieved in that at a temperature at the bottom of the well up to 80 ° C, both reagents are fed together to the injected working agent (gas); at a temperature at the bottom of the well above 80 ° C, the depressant additive is fed into the injected working agent, and the demulsifier is introduced into the product at the wellhead, while water-soluble demulsifier is used for water-cut products up to 40%, and an oil-soluble demulsifier is used for water cuts over 60%, in the water cut range of 40-60% use any of these types of reagents.
Нагнетаемый рабочий агент, содержащий реагенты, смешивается на забое скважины с горячей добываемой продукцией, и в процессе подъема к устью скважины достигается подготовка продукции к транспорту на технологическую платформу.The injected working agent containing reagents is mixed at the bottom of the well with the hot produced products, and during the ascent to the wellhead, the products are prepared for transport to the technological platform.
Механизм действия реагентов для различных температурных зон на забое скважин. При температуре на забое скважины до 80°C подача обоих реагентов совместно в нагнетаемый рабочий агент позволяет снизить вязкость водонефтяной эмульсии и получить незастывающий поток как в скважине, так и подводном трубопроводе за счет использования высокой температуры на забое. При температуре на забое скважины выше 80°C депрессорную присадку подают в нагнетаемый рабочий агент, а деэмульгатор вводят в продукцию на устье скважины. При этом реализуются вышеописанные положительные эффекты, а деэмульгатор защищается от излишне высокой температуры, так как деэмульгаторы, в отличие от депрессорных присадок, при температуре выше 80°C подвержены термической деструкции. Для обводненной продукции до 40% используют водорастворимый деэмульгатор. Это позволяет избежать повышенных расходов реагента, учитывая, что он частично растворяется в водной фазе, не производя полезной работы. В интервале обводненностей 40-60% используют любой из названных типов реагентов, исходя из их стоимости.The mechanism of action of reagents for various temperature zones at the bottom of the wells. When the temperature at the bottom of the well is up to 80 ° C, the supply of both reagents together into the injected working agent allows to reduce the viscosity of the oil-water emulsion and to obtain a non-setting stream both in the well and in the underwater pipeline due to the use of high temperature at the bottom. At a temperature at the bottom of the well above 80 ° C, the depressant additive is fed into the injected working agent, and the demulsifier is introduced into the product at the wellhead. In this case, the above described positive effects are realized, and the demulsifier is protected from excessively high temperature, since demulsifiers, unlike depressant additives, are subject to thermal degradation at temperatures above 80 ° C. For waterlogged products up to 40% use a water-soluble demulsifier. This avoids the increased costs of the reagent, given that it partially dissolves in the aqueous phase without producing useful work. In the water cut range of 40-60%, any of the above types of reagents are used, based on their cost.
Использование предполагаемого изобретения позволит:Using the alleged invention will allow:
- подготовить продукцию газлифтных скважин к транспорту на технологическую платформу за счет использования высокой температуры на забое без применения печей нагрева нефти;- to prepare the production of gas lift wells for transport to the technological platform through the use of high temperature at the bottom without the use of oil heating furnaces;
- устранить вероятные аварийные ситуации на подводном трубопроводе после длительных остановок;- eliminate possible emergency situations on the underwater pipeline after long stops;
- позволит экономить реагенты-деэмульгаторы;- will save demulsifying reagents;
- облегчить работу установки термохимического обезвоживания нефти на технологической платформе;- facilitate the operation of the installation of thermochemical oil dehydration on a technological platform;
- улучшить состояние воздушного бассейна, ибо отпадает необходимость в строительстве печей нагрева на добывающей платформе.- improve the condition of the air basin, because there is no need to build heating furnaces on the mining platform.
Пример 1Example 1
На морской стационарной платформе на скважине №1 добывается газлифтным способом парафинистая нефть с обводненностью 35%. Температура на забое скважины - 69°C. Температура застывания нефти - 25°C. Добываемая продукция по подводному трубопроводу длиной 3,8 км транспортируется на технологическую платформу для обработки и получения товарной нефти. Температура морской воды - 18°C. При плановых остановках системы добычи и транспорта во избежание застывания нефти в трубопроводе ее вытесняют морской водой. Возникают проблемы утилизации загрязненной воды при пуске трубопровода в работу.On the offshore stationary platform at well No. 1, paraffin oil with a water cut of 35% is produced by the gas-lift method. The temperature at the bottom of the well is 69 ° C. The pour point of oil is 25 ° C. Produced products through an underwater pipeline 3.8 km long are transported to a technological platform for processing and receiving marketable oil. The temperature of sea water is 18 ° C. During planned shutdowns of the production and transport systems, in order to avoid oil freezing in the pipeline, it is displaced by sea water. There are problems with the disposal of contaminated water when putting the pipeline into operation.
При внеплановых остановках системы возникают аварийные ситуации при пуске в работу застывшего трубопровода.During unscheduled shutdowns of the system, emergency situations occur when the frozen pipeline is put into operation.
Для устранения подобных осложнений в скважину подают путем дозирования в рабочий агент депрессорную присадку Flexoil CW-288 с дозировкой 600 г/т и водорастворимый деэмульгатор СНПХ-4114 производства ОАО «НИИнефтепромхим». В результате температура застывания нефти снижается до 12°C и на технологическую платформу поступает маловязкая продукция, частично подготовленная для получения товарной нефти.To eliminate such complications, a Flexoil CW-288 depressant additive with a dosage of 600 g / t and a water-soluble demulsifier SNPCH-4114 manufactured by OJSC NIIneftepromkhim are fed into the well by dosing into the working agent. As a result, the pour point of oil is reduced to 12 ° C and low-viscosity products, partially prepared to produce marketable oil, enter the technological platform.
Пример 2Example 2
На морской стационарной платформе на скважине №11 добывается газлифтным способом парафинистая нефть с обводненностью 70%. Температура на забое скважины - 87°C. Температура застывания нефти - 25°C. Добываемая продукция по подводному трубопроводу длиной 3,1 км транспортируется на технологическую платформу для обработки и получения товарной нефти. Температура морской воды - 18°C. При плановых остановках системы добычи и транспорта во избежание застывания нефти в трубопроводе ее вытесняют морской водой. Возникают проблемы утилизации загрязненной воды при пуске трубопровода в работу.On the offshore stationary platform at well No. 11, paraffin oil with a water cut of 70% is produced by the gas-lift method. The temperature at the bottom of the well is 87 ° C. The pour point of oil is 25 ° C. Produced products via an underwater pipeline 3.1 km long are transported to a technological platform for processing and receiving marketable oil. The temperature of sea water is 18 ° C. During planned shutdowns of the production and transport systems, in order to avoid oil freezing in the pipeline, it is displaced by sea water. There are problems with the disposal of contaminated water when putting the pipeline into operation.
При внеплановых остановках системы возникают аварийные ситуации при пуске в работу застывшего трубопровода.During unscheduled shutdowns of the system, emergency situations occur when the frozen pipeline is put into operation.
Для устранения подобных осложнений в скважину подают путем дозирования в рабочий агент депрессорную присадку Dodiflow 5200 с дозировкой 600 г/т. Маслорастворимый импортный деэмульгатор R-11 или отечественный СНПХ-4204Б производства ОАО «НИИнефтепромхим» подают в выкидную линию на устье скважины. В результате температура застывания нефти снижается до 12°C и на технологическую платформу поступает маловязкая продукция, частично подготовленная для получения товарной нефти.To eliminate such complications, a Dodiflow 5200 depressant additive with a dosage of 600 g / t is fed into the well by dosing into the working agent. Oil-soluble imported demulsifier R-11 or domestic SNPCH-4204B manufactured by OJSC NIIneftepromkhim is fed to the flow line at the wellhead. As a result, the pour point of oil is reduced to 12 ° C and low-viscosity products, partially prepared to produce marketable oil, enter the technological platform.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012112813/03A RU2503801C2 (en) | 2012-04-02 | 2012-04-02 | Method for down-hole treatment of gaslift well product |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012112813/03A RU2503801C2 (en) | 2012-04-02 | 2012-04-02 | Method for down-hole treatment of gaslift well product |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012112813A RU2012112813A (en) | 2013-10-10 |
RU2503801C2 true RU2503801C2 (en) | 2014-01-10 |
Family
ID=49302656
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012112813/03A RU2503801C2 (en) | 2012-04-02 | 2012-04-02 | Method for down-hole treatment of gaslift well product |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2503801C2 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1543181A1 (en) * | 1987-10-21 | 1990-02-15 | Vnii Sboru | Method of preparing settling-prone paraffin petroleum to conveying |
RU2107088C1 (en) * | 1992-06-30 | 1998-03-20 | Эксон Кемикэл Пейтентс Инк. | Additive for crude oil, lubricating oil or liquid fuel, composition based on crude oil, lubricating oil or liquid fuel, and additive concentrate |
RU2123027C1 (en) * | 1997-07-07 | 1998-12-10 | Московская нефтебаза - филиал АООТ "Моснефтепродукт" | Method of dehydration of oil |
RU2300629C1 (en) * | 2006-04-18 | 2007-06-10 | Михаил Григорьевич Падерин | Method and device for gas-dynamic action application to reservoir |
RU2418845C2 (en) * | 2005-11-25 | 2011-05-20 | ТЕЛЛУС РЕНЬЮЭБЛС ЭлЭлСи | Fuel composition "viezel" and procedure for its production |
US20120024759A1 (en) * | 2010-08-02 | 2012-02-02 | Momentive Performance Materials Inc. | Compositions and methods for separating emulsions using the same |
-
2012
- 2012-04-02 RU RU2012112813/03A patent/RU2503801C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1543181A1 (en) * | 1987-10-21 | 1990-02-15 | Vnii Sboru | Method of preparing settling-prone paraffin petroleum to conveying |
RU2107088C1 (en) * | 1992-06-30 | 1998-03-20 | Эксон Кемикэл Пейтентс Инк. | Additive for crude oil, lubricating oil or liquid fuel, composition based on crude oil, lubricating oil or liquid fuel, and additive concentrate |
RU2123027C1 (en) * | 1997-07-07 | 1998-12-10 | Московская нефтебаза - филиал АООТ "Моснефтепродукт" | Method of dehydration of oil |
RU2418845C2 (en) * | 2005-11-25 | 2011-05-20 | ТЕЛЛУС РЕНЬЮЭБЛС ЭлЭлСи | Fuel composition "viezel" and procedure for its production |
RU2300629C1 (en) * | 2006-04-18 | 2007-06-10 | Михаил Григорьевич Падерин | Method and device for gas-dynamic action application to reservoir |
US20120024759A1 (en) * | 2010-08-02 | 2012-02-02 | Momentive Performance Materials Inc. | Compositions and methods for separating emulsions using the same |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012112813A (en) | 2013-10-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101839123B (en) | Exploitation method for wax precipitation oil reservoir | |
EP2436872A2 (en) | Methods and compositions for thermally treating a conduit used for hydrocarbon production or transmission to help remove paraffing wax buildup | |
CN101839127A (en) | Exploitation method of thick oil type oil deposit | |
RU2696714C1 (en) | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir | |
UA125132C2 (en) | Borehole methods using acid compositions comprising corrosion inhibitors | |
US10781363B2 (en) | Emulsified acidic treatment fluid with surface modification agents | |
Belsky et al. | Wind turbine electrical energy supply system for oil well heating | |
AU2014374091B2 (en) | Method and system for inhibiting freezing of low salinity water in a subsea low salinity water injection flowline | |
RU2513586C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
RU2503801C2 (en) | Method for down-hole treatment of gaslift well product | |
SA517382149B1 (en) | Emulsion System Utilizing Nitrogen and Heat to Treat Deep Water Blockage | |
RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
RU2553129C1 (en) | Well dewaxing method | |
RU2550776C1 (en) | Well operation method | |
CN102504779A (en) | Paraffin rosin water plugging agent for water plugging of thick oil huff-puff well and water plugging construction method | |
US20180355240A1 (en) | Systems and Methods for Breaking Friction Reducers In-Situ | |
RU2570586C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil from oil deposit in permafrost zone | |
RU2748098C1 (en) | Method of extraction of high-viscosity oil and the device for its implementation | |
RU2605852C1 (en) | Method for initiation and control of exothermal reaction of thermal gas-chemical action on formation in well | |
RU2812983C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
RU2812385C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
RU2391376C1 (en) | Method of processing drilling fluid | |
RU2021120857A (en) | POUR-POINT ELIMINATION IN OIL/WATER REFINING AND TRANSPORTATION | |
Khusnutdinova et al. | Assesment of the effectiveness of chemical methods to prevent asphalt, resin and paraffin sediments during well operation | |
GB2592839A (en) | Pour point avoidance in oil/water processing and transport |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150403 |