SU1712588A1 - Способ газлифтной эксплуатации скважин - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефтёгазодО-,\бывающей пр-ти, а именно к газлифтной эксплуатации скважин. Целью изобретени   вл етс  повышение эффективности способа при одновременной возможности снижени  расхода подаваемого газообразного агента. Способ осуществл ют путем добавлени  к пластовой жидкости углеводородного природного или попутного газа, подвергнутого каталитической конверсии с вод ным паром при 800^815° С, давлении 1,5-2,0 атм, мол рном отношении вод ного пара к углеводородного газа 15:1 - 2:1 и объемной скорости подачи смеси 450-510 ч'^ с конверсией оксида углерода в углекислоту и ее выделением абсорбцией диэтано- ламином. 1 з.п, ф-лы, 1 табл.^о^^ЁИзрб[^етение относитс  к способам газлифтной эксплуатации скважин и может быть использовано в нефт ной промышлен-' ности.Известны способы газлифтной.эксплуа- тации скважин путем прдвода с поверхности по специальному каналу и добавлени  к углеводородному газу, выдел ющемус ,из- пластовой жидкости, воздуха.Недостатками данных способов^  ш - ютс  окислительное действие кислороД?( иа компоненты нефти, расположенные 8 бронирующих оболочках глобул воды (масла, смолы, асфальтены), привод щее к о^дзо- ванию в НКТ очень стойкой водо-нефт ной эмульсии, дл  разложени  которой требуетс  усиленна  обработка ПАВ, повышет<ый нагрев и длительный отстой; образование при сепарации на поверхности газо-еоз- душной смеси, опасной в пожарном отио-шении (так как при определенных соотношени х воздух образует с углеводородами взрывчатую смесь), что создает необходимость выпуска отработанной газо-воздуш- нрй смеси на факел, либо в атмосферу, в результате, окружающей среде наноситс  дополнительный ущерб, св занный со значительной потерей ценных лег1сих углеводородов.Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому  вл етс  способ газлифтной эксплуатации скважим путем добавлени  к углеводородному газу, выдел ющемус  из пластовой жидкости, природного или попутного газа.Недостатками известного способа газлифтной эксплуатации скважин  вл ютс  большой расход углеводородного газа (до 100 м^ на 1 м^ добываемой жидкости и бо-ю ел00сх>&>&

Description

лее), обусловленный его значительной сжимаемостью и высокой растворимостью в пластовой нефти; невозможность применени  на месторождени х с малым газовым фактором добываемой продукции без подвода недостающего газа с других месторождений , необходимость значительного увеличени  типоразмеров всего сепарационного оборудрвани , вследствие существенного возрастани  газового фактора; повышение потери нефти при сепарации больших масс газа; увеличение затрат на отбензинивание резко возросших количеств газа, а также возможность выпадени  на забое и стенках НКТ осадка асфальтесмолистых веществ, образующегос  при смешении пластовой жидкости с большим количеством легких углевТ)дородов.

Цель изобретени  - повышение эффективности способа при одновременной возможности снижени  расхода подаваемого исходного углеводородного газа при газлифтной эксплуатации скважин.

Поставленна  цель достигаетс  способом газлифтной эксплуатации скважин, согласно которому природный или попутный газ перед добавлением в поток пластовой жидкости, подвергают конверсии с вод ным паром на никелевом катализаторе, при температурах 800-815° С и давлении 1,5-2 атм с последующей конверсией оксида углерода в углекислоту и ее выделением абсорбцией диэтаноламином, причем мольное отношение вод ного пара и углеводородного газа находитс  в диапазоне 15:1-2:1 и обьемной скорости подачи смеси 450-510 ч

При этом, если содержание в исходном углеводородном газе сернистых соединений превышает 1 об.%, то перед осуществлением конверсии исходный газ очищают от сернистых соединений.

Существенное отличие предлагаемого способа от известных состоит в том, что в поток пластовой жидкости добавл ют не углеводородный газ (природный или попутный ), а газообразный продукт ее конверсии с вод ным паром на никелевом катализаторе , получаемый при 800-815° С, давлении 1,5-2 атм, мольном отношении вод ной пар - углеводородный газ 15:1-2:1 и обьемной скорости подачи смеси 450-500 ч с каталитической конверсией образующегос  оксида углерода в углекислоту с ее последующим выделением абсорбцией диэтаноламином .

Новизна предлагаемого технического решени  заключаетс  в том, что в качестве газообразного агента дл  добавлени  к углеводородному газу, выдел ющемус  из

пластовой жидкости, используетс  продукт каталитической конверсии природного или попутного газа, не содержащий оксида углерода и освобожденный от углекислоты ее -абсорбцией диэтиламином.

Известно, что газлифтный способ эксплуатации скважин, дл  которого характерны высокие технико-эксплуатационные показатели, находит все. большее применение . В то же врем , применение дл  добавлени  к углеводородному газу, выдел ющемус  из пластовой жидкости, природного или попутного газа характеризуетс  большими расходами (до 100 м на 1 м добываемой жидкости и более), что обусловлено значительной сжимаемостью и высокой растворимостью в пластовой нефти попутного или природного газа. Кроме того, применение такого газлифтного способа эксплуатации скважин невозможно осуществить на месторождени х с малых газовым фактором добываемой продукции без.подвода недостающего гзза с других месторождений. Добавление к продукции эксплуатационных скважин природного или попутного газа, помимо этого, приводит к необходимости значительного увеличени  типоразмеров всего сепарационного оборудовани , вследствие существенного возрастани  суммарного газового фактора, а также к повышенным потер м нефти при сепарации больших масс газа; к увеличению затрат на отбензинивание резко возросших количеств газа, а также к возможности выпадени  на забое и стенках НКТ оЬадка асмфальтосмолистых веществ, образующегос  при смешении пластовой жидкости с бо ьшим количеством легких углеводородов.

Перечисленные трудности удаетс  преодолеть , если вместо углеводородного газа использовать дл  целей добавлени  к пластовой жидкости газообразные .продукты конверсии углеводородного газа с вод ным паром на никелевом катализаторе с конверсией оксида углерода I углекислоту и ее отделением абсорбцией диэтаноламином.

При конверсии углеводородного газа с вод ным паром на никелевом катализаторе (с последующей конверсией оксида углерода в углекислоту) из одного обьема исходного газа может быть получено несколько объемов газа (не менее трех). Причем с увеличением среднего молекул рного веса исходного газа количество образующегос  газа увеличиваетс , что позвол ет вовлекать в процесс трудно утилизируемые газы последних ступеней сепарации. Конверси  оксида углерода в углекислоту осуществл етс  на железохромовых катализаторах при 400-450° С с целью получени  добавочного

количества газа и углекислоты,  вл ющейс  ценным побочным продуктом.

Таким образом, при газлифтной эксплуатации скважин с помощью газа, образующегос  при конверсии, один и тот же эффект, по сравнению с гаэлифтной эксплуатацией скважин с помощью исходного углеводородного газа, может быть получен при значительно меньших расходах исходного природного или попутного раза (не менее чем в три раза). Поскольку газ, образующийс  при конверсии исходного природного или попутного углеводородйото газа с конверсией оксида углерода в углекислоту и ее выделением диэтаноламином, не менее чем на 98 об. % состоит из водо| 0да , динамическа  в зкость, которого меньше в зкости самого малов зкого компонента природного и попутного углеводородного газа (метана) не менее, чем на 30%, то и подвод его дл  смешени  с углеводородным газом, выдел ющимс  из пластовой жидкости, при одном и том же расходе, по сравнению с исходным углево-, ородным газом, можно осуществл ть по каналу меньшего сечени , что позвол ет увеличить сечение дл  подъема цеевой продукции скважин, а это приведет к увеличению дебита скв ажины; кроме того, снижение в зкости газа конверсии по сравнению с исходным попутным или прирбднь1м газом, вызовет и снижение гидравлических потерь на трение при движении его к забою, в результате давление закачиваемого газа на устье скважины может быть существенно понижено, аналогично снизитс  и пусковое давление.

Поскольку водород  вл етс  газом с очень высокой упругостью паров, при Попааний в продукцию эксплуатационных скважин он может бь1ть легко отделен сепарацией при высоких давлени х с чистоой , не уступающей начальному газу конверсии , что позволит либо повтрр но использовать его дл  целей газлифта (лишь поджима  до необходимого давлени ), либо применить его в качестве высококалорийного экологически чистого газообразного топива; при этом типоразмеры сепарацйоиной аппаратуры второй и третьей ступени останутс  без изменени .

Поскольку плотность газа конверсии существенно ниже плотности самого легкого компонента природного или попутного газа метана) не менее, чем в 8 раз, а сам водород практичес ки не растворим в нефти и пласто.вой воде (по сравнению с углеводородным газом) и не может быть сжижен в пластовых слови х, то и подъемна  сила газовой смеи , образующейс  при смешении r&i& конверсии и углеводородного газа, выдел ющегос  из пластовой жидкости, будет существенно выше, в результате, при одном и том же расходе газа (по сравнению с исходным 5 природным или попутным) движение целевой продукции скважины к устью будет осу- ществл тьс  гораздо быстрее, что позволит возрасти не только дебиту, но и значительно уменьшитьс  -веро тности образовани  на

0 стенках различных отложений при гораздо более устойчивой работе компрессорного оборудовани  и меньшими энергетическими затратами по сравнению с закачкой исход нбго природного или попутного газа.

5 При конверсии исходного углеводородного газа с вод ным паром с окислением оксида углерода побочным продуктом  вл етс  углекислота, получаема  в количествах не менее 1 объёма на объем исходного газа.

0 Образующа с  углекислота  вл етс  ценным продуктом и может быть с большим эффектом использована дл  повышени  кон чного коэффициента нефтеотдачи пласта либо в качестве газожидкостной оторочки,

5 перемещаемой газами конверсии, либо в ка честве самосто тельного реагента на дан .ном или другом месторождении. Причем, с

увеличением средней молекул рной массы

исходного углеводородного газа количество

0 образующейс  углекислоты будет увеличиватьс .

Поскольку катализаторы, примен емые дл  конверсии исходного углеводородного газа вод ным паром, дез активируютс  соединени ми серы, если их содержание превышает 1 об.%, исходный углеводородный газ при, необходимости должен быть подвергнут предварительной очистке от сероводорода и сернистых соединений одним из

0 известных способов. Например, конверС1 ей в смеси с 10 об.% вод ного пара на катализаторе, состо щем из, %; Ре20з 72,55: Сг20з 6,75; СиО 7,70; N20 13, при 460° Си объемной скорое™ подачи сырого газа 400

5 ч с последующей абсорбцией образующегос  сероводорода из охлажденного до 2040° С газа 15-20%-ным водным раствором ди- или три-этаноламина. Причем, поскольку дл  большинства исходныхили попутных

0 углеводородных газов подавл юща  часть сернистых соединений представл ет собой сероводород и меркаптаны процесс очистки , как правило, сводитс  лишь к их удалению абсорбцией, котора  может осуществл тьс  кроме этаноламинов с помощью водных растворов (10-40%) дигликольами--на при 20-60° С или с помощью водного раствора (12-18%) активированного метилдиэтаноламина при 20-50 С, Кроме того. очистка исходного углеводородного газа От

сернистых соединений может осуществл тьс  барботированием через водный раствор щелочи (10-25%) при 20-40° С. Дл  очистки также могут быть применены любые селективные методы (процесс Джимарко, Ветрокок и др.) или процессы абсорбции с применением физических растворителей (процесс Ректизол, Пуризол и др.)

Пригодность исходного углеводородного газа к конверсии с вод ным паром определ етс  его фракционным составом. Наличие в исходном газе высших алифатических углеводородов (начина  с С4), термически менее устойчивых, чем метан, приводит при каталитической конверсии с вод ным паром и выделению свободного углерода. Это вызывает дезактивацию и механическое разрушение катализатора, поэтому в этом случае необходимо использовать , кроме активного никелевого катализатора , один или два малоактивных, загруженных , перед никелевым катализатором. Проведенные исследовани  показали, что наибольшей активностью и стабильностью обладает совокупность катализаторов 8-1 (активный никелевый) и катализаторов А и Б (малоактивные), состав которых приведен в таблице 1.

При снижении температуры конверсии исходного углеводородного газа ниже нижнего предела (800 С) происходит резкое снижение эффективности (глубины конверсии ) при одновременном увеличении количества отлагающегос  углерода; при превышении верхнего температурного предела (815 С) начинаетс  механический распад катализатора, что совершенно недопустимо.

С повышением давлени  выше верхнего предела (2 атм), согласно принципа Л  Шателье , глубина конверсии начинает существенно снижатьс ; в то же врем  снижение давлени  ниже 1,5 атм сделает невозможным транспортирование конвертируемого газа через соответствующее оборудование без дополнительного компримировани , которое экономически нецелесообразно. Мольное соотношение вод ной пар : исходный углеводородньгй газ зависит от состава сырь , причем с увеличением средней молекул рной массы газа соотношение увеличиваетс . Проведенные нами исследовани  показали, что дл  большинства природных газов и газов I-III ступеней разгазировани  необходимое количество вод ного пара (даже с учетом рекомендуемого Н.Б.Жадановским коэффициента избытка пара) не превышает 15 объемов на один обьем исходного газа. Дальнейшее увеличение мольного соотношени  экономически нецэлесообразно , так как вызовет резкое увеличение типоразмеров необходимого оборудовани  и эксплуатационных расходов. В то же врем , снижение мольного отношени 

-ниже рекомендованного нижнего предела (2 :1) ведет к значительному зауглероживанию катализатора. Объемна  скорость подачи сырь  определ етс  в основном свойствами катализатора и при превышеНИИ верхнего предела (510 ч ) приведет к значительному снижению степени конверсии исходного углеводородного газа, а при понижении ниже нижнего предела (450 ч к существенному возрастанию времени контакта смеси с катализатором, сопровождающемус  его зауглероживанием. Поскольку в газах конверсии содержание оксида углерода может достигать 20 об.% экономически целесообразно подвергнуть такой газ конверсии с вод ным паром на железохромовых катализаторах при 400° С с получением добавочного количества водорода и ценного побочного продукта - С02. Проведенные исследовани  показали (Н.Б.Жадановский),

что наибольшей активностью обладают катализаторы , с;одержащие 77-80 мас.% РеаОз и 7-10 мае. % СгаОз. В ыделение диокси-i да углерода из продуктов конверсии производитс  известным методом абсорбции

диэтмламином с целью. его дальнейшего квалифицированного применени  и недопущени  образовани  газо-жидкостных смесей , подача которых в скважину затруднена. Пример1.В качестве исходного

углеводородного газа используетс  попутный состава, мас.%: СН4 40; СзНе 10; СзНе 15; C4Hio 25; C5Hi2 10. Попутный газ подвергаютконверсии с вод ным паром на никелевом катализаторе В-1, перед которым в реактор загружен малоактивный катализатор А, вз тый в таком же количестве при 815° С, давлении 2 атм, мольном отношении вод ной пар ; углеводородный газ 15 ; 1 и объемной скорости подачи сырь  (смеси)

450 ч по отношению к катализатору В-1 с последующей конверсией угарного газа с добавочным вод ным паром (1,2 объем пара на объем исходного газа) при 400° С в углекислоту на железохромовом катализаторе.

В результате (после удалени  уклекислоты диэтаноламином) получают газообразный продукт, содержащий после отделени  сконденсировавшейс  воды и осушки на оксиде алюмини  6,03 объема водорода и 0,06

объема метана на один объем исходного газа . В качества исходной нефти использовалась Ромашкинска  нефть угленосного горизонта плотностью/м 0,8909 г/см и кинематической в зкостью 34,8 ест. Имитаци  газлифта в эксплуатационной скважине осуществл лась подъемом 1р л нефти, вз той при 0,1 МПа и 20° С, на высоту 3 м в сосуд, соединенный с атмосферой, по стекл нной трубке, диаметром 0,015 М. Необходимый дл  газлифта гэз подводиАсй под слой нефти в основной трубе по стекл нной трубке диаметром 0,006 м, расположенной вне основной трубы. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исхбдного углеводородного газа требуетс  в 7,5 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного продукта (СОа) составл ет 1,66 объемов на один объем исходного газа. Пример 2. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного гаай осуществл ют при 800° С. В результате получают газообразный продукт, содержащими 5.8объема водорода и 0,08 объема йетаиа на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеаодородного газа требуетс  в 7,3 раза меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом, -Количество полученного побочного ценного продукта (СОа) составл ет 1,45 объемов на один объем исходногогаза . П р и м е р 3. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществл ют при 808° С. В результате получают газообразный продукт, содержащий 5.9объема водорода и 0,07 объема иетана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуетс  в 7,4 раза-меньшё, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукт а (CDa) составл ет 1,56 объемов на один объем исходного газа.; П р и м е р 4. В отличии отпримера 1, конверсию исходного углеводородноготЗза осуществл ют при 1,5 атм. В резупьтате получают газообразный продукт, содержущий 6,05 объема водорода и 0,055 метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного ariBHта газа конверсии, количество исходногб уг леводородного газа требуетс  в 7,7 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Колйчё ство полученного побочного ценного про дукта (СОа) составл ет 1,67 объемов на один объем исходного газа., Пример 5. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществл ют при 1,75 атм. Получают продукт содержащий 6,04 объема водорода- и 0,0575 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуетс  в 7,6 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта (СОа) составл ет 1,665 объемов на один объем исходного газа, Примерб, В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществл ют при мольном отношении вод ной пар : углеводород 2:1. Получают продукт, содержащий 6,00 объема водорода и 0,08 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуетс  в 7,48 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта (СОа)составл ет 1,63 объемов на.один объем исходного газа. Пример 7, В О151ИЧИИ от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществл ют при мольном отношении вод ной пар : углеводород 7 ; 1, Получают продукт, содержащий 6,02 объема водорода и 0,07 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качеству подъёмного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуетс  в 7,49 раз меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество .полученного побочного ценного продукта СОа составл ет 1,65 объемов на один объем исходного газа. П р и м е р 8. В отличий от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществл ют при объемной скорости подачи сырь  (смеси) равной 510 ч Получают продукт, содержащий 5,90 объема водорода и 0,085 объема метана на один объем исходного газа. При использовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа тр буетс  в 7,3 раза меньше, чем 1ри осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта(С02) составл ет 1,51 объемов на один объем исходного газа.

П р и м е р 9. В отличии от примера 1, конверсию исходного углеводородного газа осуществл ют при объемной скорости подачи сырь  (смеси), равной 480 ч Получают продукт, содержащий 6,10 объема водорода и 0,072 объема метана на один объем исходного газа. При исполъзовании в качестве подъемного агента газа конверсии, количество исходного углеводородного газа требуетс  в 7,4 раза меньше, чем при осуществлении газлифта непосредственно исходным газом. Количество полученного побочного ценного продукта (COz) составл ет 1,60 объёмов на один исходного газа.

П р и м е р 10. В отличии от примера 1, к 98,5 объемам исходного углеводородного газа было добавлено 1,3 объема сероводорода и 0,2 объема этилмеркаптана. Перед осуществлением конверсии исходна  газова  смесь очищаетс  абсорбцией 20% водным раствором дизтаноламина при 20%. В результате суммарное содержание сернистых соединений в исходной газовой смеси понизилось до 0,2 об.%.

Приведенные в примерах 1-10 данные получены путем обследовани  работы реальных схем газлифта, путем изучени  в лабораторных услови х процесса конверсии попутного газа и расчета на ЭВМ количестве образующейс  углекислоты.

Ф о р м ула изобретени  1. Способ газлифтной эксплуатации скважин, включающий подачу в поток пластовой жидкости углеводородного природного или попутного газа, отличающийс   тем. что, с целью повь1шени  эффективности способа при одновременной возможности снижени  расхода подавае мого исходного газообразного агента, перед закачкой природного или попутног|) газа в скважину его подвергают конверсии с вод ным паром на никелевом катализаторе при температуре 800-815° Си давлении 1,5-2 атм с последующей конверсией оксидауглерода в углекислоту и ее выделением абсорбцией диэтаноламииом, причем объемна  скорость подачиСмесй 450-510 ч а мол рное соотношение вод ного пара и углеводородного газа находитс  в диапазоне 15: 1-2:1.

2. Способ по п. 1, о т ли ч а ю щи и с   тем, что перед конверсией с вод ным паром на никелевом катализаторе природный или попутный газ очищают от сероводорода и сернистых соединений.

Claims (2)

Формула изобретения

1. Способ газлифтной эксплуатации скважин, включающий подачу в поток пластовой жидкости углеводородного природного или попутного газа, отличающийс я тем, что, с целью повышения эффективности способа при одновременной возможности снижения расхода подаваемого исходного газообразного агента, перед закачкой природного или попутноф газа в скважину его подвергают конверсии с водяным паром на никелевом катализаторе при температуре 800-815° С и давлении 1,5-2 атм с последующей конверсией оксида углерода в углекислоту и ее выделением абсорбцией диэтаноламином, причем объемная скорость подачи-смеси 450-510 ч'¹, а молярное соотношение водяного пара и углеводородного газа находится в диапазоне 15: 1-2:1.

2. Способ по п. 1, о тл и ч а ю щи й с я тем. что перед конверсией с водяным паром на никелевом катализаторе природный или попутный газ очищают от сероводорода и сернистых соединений.

Катализаторы Химический состав, мае.% N10 ΑΙ2Ο3 МдО БегОз СаО SIO2 .. ЭОз А 13.9 11,1 1,7 • 2,7 42,0 16,7 1,5 Б 17,4 15,8 0,9 2,4 37,3 14,3 1,3 В-1 25,5 10,6 11.4 - 16,3 27,7 1.0