SU1613589A1 - Способ термогазлифтной откачки высоков зкой нефти из скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефт ной промышленности, а именно к способам добычи нефти с применением тепла. Цель - повышение надежности процесса за счет улучшени  условий нагрева добываемой нефти по длине подъемной колонны /ПК/. Внутри обсадной колонны 1 в скважину опущена ПК 2 с установленным в ее нижней части теплообменником 3 и диспергатором 4 газов. На воздухоподающей колонне 6 опущен глубинный парогазогенератор 7. Топливо подают по трубке 8, разжигают парогазогенератор 7 и получаемую парогазовую смесь с температурой 250-400°С направл ют в теплообменник 3 и вывод т в диспергатор 4 газов. Парогаз поступает в полость ПК 2 через отверсти  5 и затрубное пространство, где накапливаетс , оттесн   нефть и понижа  ее уровень. Заполненное парогазом затрубное пространство играет роль теплоизол ции ПК 2. Периодически сбрасывают часть парогаза из затрубного пространства на устье скважины, что приводит к поступлению в эту полость новых порций высокотемпературной парогазовой смеси. 2 ил.

Description

части теплообменником 3 и диспергатором 4 газов. На воздухоподающей колонне 6 опущен глубинный парогазогенератор 7. Топливо подают по трубке 8, разжигают парогазогенератор 7, получаемую парогаз э- вую смесь с температурой 250-400°С направл ют в теплообменник 3 и вывод т в диспергатор 4 газов. Парогаз поступает в полость ПК 2 через отверсти  5 и затрубное

пространство, где накапливаетс , оттесн   нефть и понижа  ее уровень. Заполненное парогазом затрубное пространство играет роль теплоизол ции ПК 2. Периодически сбрасывают часть парогаза из затрубного пространства на устье скважины, что приводит к поступлению в эту полость новых порций высокотемпературной парогазовой смеси. 2 ил.

Изобретение относитс  к нефт ной промышленности , а именно к способам добычи нефти с применением тепла.

Цель изобретени  - повышение надежности процесса за счет улучшени  условий нагрева добываемой нефти по длине подъемной колонны.

Использование части парогаза, получаемого в глубинном парогазогенераторе, дл  заполнени  затрубного пространства позвол ет не только уменьшить темлопотери откачиваемой нагретой нефти, поднимающейс  по межтрубному пространству в окружении кольцевого газового сло , имеющего повышенную температуру (тем пературу парогаза), но и регулировать его температуру, производ  при необходимости , например в случае повышени  в зкости откачиваемой нефти, прогрев нефтеподьем- ной колонны путем частичного сброса парогаза на устье скважины, вызыва  тем самым поступление в затрубное пространство новой порции высокотемпературного парогаза . .

Поддержание в затрубном пространстве повышенного давлени , которое выше давлени  в наземной нефтесборной системе , предназначено дл  предотвращени  газлифтного подъема нефти по затрубному пространству при частичных сбросах из него парогаза (полость затрубного простран ства используют по предлагаемому способу только дл  накапливани  в ней парогазовой смеси и поддержани  в парогазовом слое температуры, оптимальной дл  транспортировани  по нефтеподьемной колонне высо ков зкой нефти, разжиженной ранее за счет нагрева в забойных услови х рабочим агентом ).

На фиг. 1 представлена схема скважины , иллюстрирующа  реализацию предлагаемого способа термогазлифтной откачки высоков зкой нефти; на фиг. 2 -- разрез А-А

на фиг. 1.

Внутри обсадной колонны 1 в скважину опущена нефтеподъемна  колонна 2 с уст

овленным в ее нижней части теплообмеником 3 и диспергатором 4 газов. Последний сообщает нижнюю часть полости еплообменника 3 с затрубным пространством и снабжен отверсти ми 5 дл  ввода части рабочего агента в полость нефтеподьемной колонны 2. Внутри колонны 2 на воздухоподающей колонне 6 опущен глубинный парогазогенератор 7, выходное

отверстие которого сообщено с полостью теплообменника 3. Внутри воздухоподающей колонны 6 проходит топливна  трубка 8, по которой к глубинному парогазогенера- тору 7 подают с г, .ерхности топливо. В

воздухоподающую колонну 6 нагнетают воздух и впрыскивают воду, котора  в парогазогенераторе сепарируетс  и вводитс  в его камс-ру сгорани  дл  охлаждени  последней и получени  рабочего агента - парогаза На устье скважины установлены

манометры 9 и 10 дл  регистрации давлениий в затрубном пространстве и наземной

мефтесборной системе соответственно.

Способ осуществл ют следующим образом .

Газлифтную скважину оборудуют обсадной 1, Н8фтеподъемной2 и воздухоподающей колоннами. В нижней части колонны 2 под динамическим уровнем нефти располагают диспергатор 4, св занный с теплооб- менником 3. На колонне опускают парогазогенератор 7, а внутрь колонны 6 - топливную трубку 8.

С поверхности подают топливо по трубКб 8, а воздух и воду по колонне 6, разжигают парогазогенератор и получаемую парогазовую смесь с температурой 250- 00°С направл ют в теплообменник 3 и вывод т в диспергатор 4 газов. Отсюда

парогаз, разделенный на две части, поступает в полость подъемной колонны 2 через отверсти  5 диспергатора 4 в виде мелких газовых пузырьков, равномерно распределенных в потоке нефти, котора  входит в

колонну 2 через ее открытый нижний конец, а также в затрубное пространство скважины

между обсадной 1 и подъемной 2 колоннами , где накапливаетс , оттесн   наход щуюс  в нем нефть и понижа  ее уровень, приближа  последний к отверсти м диспер- гатора 4.

Заполненное парогазом затрубное про

странство играет роль теплоизол ции подъемной колонны 2, однако температура парогаза в нем постепенно снижаетс  и дл  ее поддержани  на заданном уровне периодически сбрасывают часть парогаза из за- трубного пространства на устье скважины. Этим вызывают поступление в эту полость новых порций высокотемпературной парогазовой смеси.

Подвижность всех высоков зких нефтей зависит от температуры. Например, в зкость нефти (/г н) Кохановского месторождени  при температуре 20°С составл ет 8 мПа-с В интервале температур 50-100°С ее в зкость снижаетс  с 650-850 до 66-100 мПа -с. Из приведенных данных видно, что при снижении температуры ниже 40°С в зкость нефти резко возрастает с потерей ее подвижности .

При заполнении затрубного пространства газом согласно изобретению теплопо- тери составл ют окло 4% на каждые 100 м длины скважины. Таким образом, при глубине скважины, например, Кохановского месторождени  1500м суммарные теплопотери в стволе скважины составл ют около 60%. Следовательно, при температуре на забое скважины 150°С температура лифтируемой жидкости на устье скважины составл ет 50- 60°С, т.е. ниже температуры, необходимой дл  сохранени  подвижности нефти в термолифте и системе нефтегазосбора.

Поэтому дл  обеспечени  ее подвижности на устье скважины поддерживают температуру нефти не ниже 70 и не выше 80°С, т.е. температуры близкой к температуре начала кипени  нефти.

С целью поддержани  расчетной температуры лифтируемой жидкости по длине нефтеподъемных труб на устье скважины устанавливают электроконтактный термометр , а на затрубном пространстве - автоматическое перекрывающее устройство (например, соленоидный клапан или электрозадвижку . При термогазлифтировании от- крытие и закрытие перекрывающего устройства осуществл ют в зависимости от расчетных нижнего и верхнего пределов емператур лифтируемой жидкости на устье кважины, которые устанавливают в зависиости от в зкости лифтируемой нефти с елью обеспечени  ее подвижности по всей лине нефтеподъемных труб.

При понижении температуры до нижнего предела стрелка электроконтактного термометра замыкает контакт открыти  запорного устройства, которое открывает- 5 с . При этом часть парогаза сбрасывают из затрубного пространства с одновременным поступлением из призабойной зоны скважины (работа теплогазогенератора не прекращаетс ), высокотемпературной порции 10 парогаза и повышением температуры по всей длине термолифта до расчетного значени .

ГГри повышении температуры лифтиру- емоЯ жидкости на устье скважины до верх- 15 него расчетного предела стрелка электроконтактного термометра замыкает контакт закрыти  запорного устройства, которое закрываетс  прекраща  сброс парогаза из затрубного пространства. 20 При термогаз ифтировании посто нно ведут контроль за температурой нефти на устье скважины и при ее снижении ниже заданного уровн , который определ ют экспериментально дл  высоков зкой нефти 25 конкретного месторождени  из условий обеспечени  ее пэдвижности, производ т сброс парогаза из затрубного пространства , недопуска  снижени  давлени  в нем ниже давлени  в наземной нефтесборной 30 системе. Величину давлени  контролируют по показани м устьевых манометров 9 и 10. П р и м е р. В нефт ной скважине, оборудованной глубинным парогазогенерато- ром, теплообменником и диспергатором, 35 который делит погок парогаза на две части, направл   одну часть в полость нефтеподъ- емной колонны, а рдугую - в затрубное пространство , ведут термогазлифтную откачку. Получаемый в парогазогенераторе парогаз 0 с температурой 300°С обеспечивает подогрев высоков зкой нефти на забое в теплообменнике , а затем диспергированием парогаза в откачиваемой нефти. В результате получают на устье скважины нефть с тем- 5 пературой 30-40°С, что  вл етс  оптимальной температурой дл  термогазлиф- тировани  высоков зкой нефти Кохановского месторождени  УССР (данными лабораторных исследований установлено, что при на- 0 гревании высоков зкой нефти Кохановского месоторождени  ее в зкость снижаетс  с 960 до 100 сП, т.е. почти в 10 раз в интервале температур 10-70°С.

Получению на устье скважины нефти с - 5 указанной температурой способствовал ее подогрев в забойных услови х, а также эффективна  теплоизол ци  нефтеподьемной колонны парогазовой смесью, введенной в затрубное пространство. Однако по мере

. снижени  температуры парогаза в затруб- ном пространстве падает также температура откачиваемой нефти, а ее в зкость резко возрастает. При прекращении процесса лифтировани  из-за снижени  температуры и увеличени  в зкости нефти производ т дл  восстановлени  процесса откачки частичный сброс на устье парогаза из затруб- ного пространства. При этом поддерживают давление в затрубном пространстве на 15- 20% выше, .чем давление в наземной нефте- сборной системе. Например, при давлении в нефтесборной системе 0.6 МПа сброс из затрубного пространства производ т, не снижа  давлени  в нем ниже 0.8 МПа.

Таким образом, предлагаемый спсоб термогазлифтной откачки высоков зкой нефти за счет улучшени  условий нагрева лифтируемой нефти по длине колонны неф- теподъемных труб обеспечивает надеж-

фиг. 2.

ность процесса, предотвращает охлаждение такой нефти, загустевание и закупоривание в газлифтном тракте.

Claims (1)

1. Формула изобретени  Способ термогазлифтной откачки высоков зкой нефти из скважины, включающий нагрев лифтируемой нефти путем пропускани  парогазовой смеси через теплообменник и диспергатор, установленные на колонне подъемных труб под уровнем сква- жинной жидкости, отличающийс  тем, что, с целью повышени  надежности процесса за счет улучшени  условий нагрева добываемой нефти по длине подъемной колонны , после теплообменника отдел ют часть парогазовой смеси и вывод т ее в межтрубное пространство, при этом в процессе откачки периодически снижают давление на устье скважины в межтрубном пространстве.