КОМПОЗИЦИЯ И СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ПРОКАЧИВАЕМОЙ СУСПЕНЗИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГИДРАТОВ ПРИ ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТИ
COMPOSITION AND METHOD FOR OBTAINING PUMPED SUSPENSION OF HYDROCARBON HYDRATES AT HIGH WATER CONTENT

Перекрестная ссылка к родственным заявкам
Данная заявка на изобретение заявляет преимущество предварительной заявки на патент США № 60/785949, поданной 24 марта 2006 года.
Уровень техники
1. Область, к которой относится изобретение
Изобретение относится к транспортировке флюидов сырой нефти. В частности, изобретение относится к транспортировке по нефтепроводу сырой нефти, содержащей одну или несколько фаз, включающих жидкие или газообразные углеводороды, воду и твердые фазы, включающие парафин, лед и суспензии углеводородных гидратов. В особенности, изобретение относится к способу, устройству и композиции для увеличения прокачиваемости флюидов сырой нефти, содержащих высокий объем воды с высоким содержанием углеводородных гидратов.
2. Обсуждение уровня техники
Данный раздел предназначен для представления различных аспектов уровня техники, которые могут быть связаны с иллюстративными вариантами осуществления настоящего изобретения. Данное обсуждение, как полагают, поможет обеспечить рамки для содействия лучшему пониманию конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, необходимо понимать, что данный раздел следует читать в данном свете и необязательно в качестве признания предшествующего уровня техники.
Оборудование по добыче нефти и газа имеет дело, по меньшей мере, с тремя фазами, включая фазы жидких углеводородов, газа и жидкой воды. Многие виды оборудования должны иметь дело с многофазными флюидами, которые включают дополнительные твердые фазы, такие как парафин, лед и гидраты. Гидраты могут легко образовываться в нефтепроводе, вызывая огромные наносы твердых гидратов, которые уменьшают поток газа и жидкостей. Гидраты могут разрыхляться текущими жидкостями, приводя к тому, что твердые вещества полностью забивают нефтепровод по отношению к потоку жидкости и газа. Как только происходит закупоривание гидратами, вариант устранения проблемы может включать сброс давления, нагнетание горячей воды посредством змеевиковой трубы, закачку под давлением в трубопровод термодинамических ингибиторов, электрический или естественный нагрев или замену трубопровода. Все данные способы устранения неисправности являются экономически дорогими и эксплуатационно-опасными.
Существует много различных решений, используемых в настоящее время или известных для предотвращения гидратообразования или управления прокачиваемостью гидратов. Они включают изоляцию трубопроводов, электрический нагрев, нагнетание термодинамических ингибиторов (метанола и гликоля), нагнетание кинетических ингибиторов, нагнетание химических реагентов-антиагломерантов и модифицирование гидратной суспензии для холодного течения. Термин ″ингибиторы″ относится к химическим реагентам, которые предотвращают или замедляют гидратообразование, в то время как термин ″антиагломеранты″ относится к поверхностно-активным веществам, которые ограничивают срастание образующихся углеводородных гидратов, содействуют прокачиваемости образующихся гидратов и замедляют закупоривание трубопровода углеводородными гидратами. Из уровня техники известно, что чем холоднее температура флюида трубопровода, тем дороже на баррель углеводорода изоляция, нагрев, методы обработки термодинамическими и кинетическими ингибиторами для устранения гидратов. Также известно, что чем выше процентное содержание воды во флюидах трубопровода, тем выше стоимость на баррель углеводорода данных таких же методов. Таким образом, более низкие температуры, в частности, температуры ниже температуры, при которой гидраты диссоциируют, благоприятствуют методам антиагломерантов и холодного течения избегать закупорки в трубопроводах. Однако эффективность обоих данных методов была ограничена до максимум примерно 50 об.% воды к общей жидкости во флюидах трубопровода. Выше данного максимального предела твердые гидраты не прокачиваются.
Публикация патента США № 2005/0137432 описывает способ ингибирования закупоривания вследствие гидратообразования в трубопроводе, используемом для транспортировки углеводородсодержащих флюидов. В углеводородсодержащий флюид добавляют воду, чтобы получить углеводородсодержащий флюид с увеличенной обводненностью. Также в углеводородсодержащий флюид можно добавить соль. Отмечается, что образование закупоривания в трубопроводе вследствие гидратообразования подавляется посредством добавления воды и/или соли, и что из применений при морской добыче можно исключить потенциально токсичные антиагломератные ингибиторы гидратов низкой дозировки (″LDHI″). Обсуждается применение описанного способа для тяжелой нефти (приблизительно 20° API (плотность в градусах Американского нефтяного института)). Однако тяжелая нефть, типично, имеет относительно низкое поверхностное натяжение на границе раздела вода-нефть и часто содержит значительные количества полярных соединений, которые могут действовать в качестве антиагломерантов, в результате гидраты не образуют пробку или закупоривание даже в отсутствие добавленного антиагломеранта. Для более легких нефтепродуктов, не содержащих такие полярные соединения, гидратные пробки или закупоривания все еще могут иметь место.
Используемая в настоящее время технология антиагломерантов (″AA″) нуждается в улучшении в определенных аспектах. В то время как в продаже имеются продукты для получения прокачиваемых суспензий гидратов в трубопроводах неразделенной продукции, существующие в настоящее время продукты являются неэффективными при обводненности выше 50-60 об.% воды, при использовании в соответствии с указаниями. Большинство современных продуктов являются неэффективными при обводненности выше 30-35 об.%. Как полагают, причина неэффективности при высокой обводненности состоит в том, что антиагломеранты не могут диспергировать воду в нефти, как они делают при более низкой обводненности. Существует фазовая инверсия при переходе от системы нефть-вода-антиагломерант при низкой обводненности к высокой обводненности. Гидраты, образующиеся в дисперсиях вода-в-масле при низкой обводненности, являются прокачиваемыми и не образуют пробку. Гидраты, образующиеся в дисперсиях масло-в-воде при высокой обводненности, как правило, способны образовывать пробку. Суспензии гидратов, получаемые в результате обычного применения антиагломерантов при высокой обводненности, как известно из уровня техники, являются слишком вязкими, чтобы течь в трубопроводе. Высокая вязкость имеет место, когда объем твердых гидратов превышает объем жидкой нефти. Таким образом, существует необходимость в улучшенных композициях, устройстве и способах получения прокачиваемых суспензий углеводородных гидратов в трубопроводах при высокой обводненности. Также существует необходимость в таких улучшенных композициях, устройстве и способах, которые являются эффективными для более легких нефтепродуктов (более чем примерно 20° API).
Сущность изобретения
В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения предлагается, по меньшей мере, один способ и, по меньшей мере, одна композиция, которые дают прокачиваемую по трубопроводу суспензию гидратов в системах трубопроводных флюидов с высокой обводненностью или объемом воды, содержащих примерно от пятидесяти до девяносто двух объемных процентов воды (примерно от 50 объемных процентов (об.%) до 92 об.%). Прокачиваемую суспензию гидратов можно создать, когда объем твердого гидрата ограничивают до величины менее объединенного объема нефти и негидратированной воды в трубопроводной системе. Кроме того, прокачиваемую суспензию углеводородных гидратов можно получить, ограничивая объем твердого гидрата в трубопроводной системе до величины меньшей, чем объем жидкостей в системе, в частности нефти и негидратированной воды. Таким образом, в одном или нескольких вариантах осуществления настоящее изобретение относится к способу получения прокачиваемой суспензии гидратов при высокой обводненности посредством ограничения степени превращения водной фазы в системе в углеводородный гидрат. В соответствии с настоящим изобретением прокачиваемые суспензии гидратов можно получить в системе, которая содержит вплоть до примерно 92 об.% воды к общему объему жидкости.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения описывается способ получения прокачиваемой суспензии гидратов в смеси углеводородных флюидов, имеющей обводненность более чем примерно 50 об.%. Способ включает обработку смеси углеводородных флюидов антиагломерантом и добавление воды к смеси углеводородных флюидов в количестве, достаточном для достаточного снижения газоводяного фактора, чтобы получить прокачиваемую суспензию гидратов. Способ может далее включать добавление термодинамических ингибиторов гидратообразования, которые могут представлять собой метанол или гликоль. Кроме того, антиагломерант может представлять собой химический реагент, выбранный из группы, состоящей из диэтаноламинов, диоктилсульфосукцинатов, сорбитов, этоксилированных полиолов, этоксилированных жирных кислот, этоксилированных аминов, алкиларилсульфонатов, алкилглюкозидов, бромида тетрабутиламмония, бромида тетрапентиламмония, солей четвертичного аммония, содержащих две или более н-бутильные, н-пентильные и изопентильные группы, причем, по меньшей мере, одна или две группы состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей, включающих 8-18 атомов углерода, сложных диэфиров галогенидов дибутилдиэтаноламмония и двух молей жирных кислот кокосового масла с 12-14 атомами углерода, хлорида бис(кокоалкил)дибутиламмония, хлорида бис(кокоалкил)дипентиламмония, бромида бис(кокоалкил)дибутиламмония, бромида бис(кокоалкил)дипентиламмония и их смесей.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения описывается композиция прокачиваемых по трубопроводу флюидов сырой нефти с высокой обводненностью с высоким содержанием суспензии углеводородных гидратов. Композиция содержит антиагломерант углеводородного гидрата и указанную прокачиваемую сырую нефть и негидратированную воду в объединенном объеме большем, чем объем указанной суспензии углеводородных гидратов. Высокая обводненность может включать приблизительно от 50 об.% до 92 об.% воды.
В третьем варианте осуществления настоящего изобретения описывается способ добычи углеводородсодержащих флюидов. Способ включает извлечение углеводородсодержащего флюида, включающего гидратообразующие газы, из ствола скважины, причем указанный углеводородсодержащий флюид имеет, по меньшей мере, масляную фазу и водную фазу, а также имеет обводненность более чем примерно 50 об.%; добавление антиагломеранта к указанной водной фазе; добавление воды к указанному углеводородсодержащему флюиду в количестве, достаточном для снижения газоводяного фактора указанного углеводородсодержащего флюида, достаточного для достижения прокачиваемой суспензии углеводородных гидратов; и транспортировку указанного углеводородсодержащего флюида через трубопровод в удаленное месторасположение для погрузки или дальнейшей переработки.
В четвертом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ добычи углеводородов. Способ включает добычу скважинного потока, включающего углеводороды и воду, из скважины, причем указанный скважинный поток имеет обводненность примерно 50 об.% или более; добавление антиагломеранта к указанному скважинному потоку; добавление воды к указанному скважинному потоку в количестве, достаточном для обеспечения скважинного потока, включающего прокачиваемую суспензию гидратов и углеводороды; транспортировку указанного скважинного потока, включающего указанные прокачиваемую суспензию гидратов и углеводороды, через трубопровод; и извлечение указанных углеводородов.
В пятом варианте осуществления настоящего изобретения описывается способ добычи углеводородов. Способ включает получение скважинного потока, включающего углеводороды и воду, из скважины, причем указанный скважинный поток имеет обводненность примерно 50 об.% или более; добавление антиагломеранта к указанному скважинному потоку; уменьшение содержания газа указанного скважинного потока до количества, достаточного для получения скважинного потока, включающего прокачиваемую суспензию гидратов и углеводороды; транспортировку указанного скважинного потока, включающего прокачиваемую суспензию гидратов и углеводороды, через трубопровод; и извлечение указанных углеводородов.
В шестом варианте осуществления настоящего изобретения описывается способ подавления закупоривания из-за гидратообразования в трубопроводе, используемом для транспортировки углеводородсодержащих флюидов. Способ включает добычу скважинного потока, включающего углеводородсодержащие флюиды и воду, из скважины, причем указанный скважинный поток имеет обводненность примерно 50 об.% или более; добавление антиагломеранта к указанному скважинному потоку; добавление воды к указанному скважинному потоку в количестве, достаточном для обеспечения скважинного потока, включающего прокачиваемую суспензию гидратов и углеводородсодержащие флюиды; и транспортировку указанного скважинного потока, включающего указанную прокачиваемую суспензию гидратов и указанные углеводороды, через указанный трубопровод.
В седьмом варианте осуществления настоящего изобретения описывается способ получения прокачиваемой суспензии гидратов в смеси углеводородных флюидов, имеющей обводненность более чем примерно 30 об.%. Способ включает обработку смеси флюидов антиагломерантом, который является неэффективным при обводненности выше примерно 30 об.%; и добавление воды к смеси флюидов в количестве, достаточном для достаточного снижения газоводяного фактора, чтобы получить прокачиваемую суспензию гидратов.
В восьмом варианте осуществления настоящего изобретения описывается способ получения прокачиваемой суспензии гидратов в смеси углеводородных флюидов, имеющей обводненность более чем предварительно определенное процентное содержание. Способ включает обработку смеси флюидов антиагломерантом, который является неэффективным при обводненности вышеуказанного предварительно определенного процентного содержания; и добавление воды к смеси флюидов в количестве, достаточном для достаточного снижения газоводяного фактора, чтобы получить прокачиваемую суспензию гидратов.
В девятом варианте осуществления настоящего изобретения описывается способ добычи углеводородов. Способ включает добычу скважинного потока, включающего углеводороды и воду, из скважины, причем указанный скважинный поток имеет обводненность больше чем предварительно определенное процентное содержание; добавление антиагломеранта, который является неэффективным при обводненности вышеуказанного предварительно определенного процентного содержания, к указанному скважинному потоку; добавление воды к указанному скважинному потоку в количестве, достаточном для обеспечения скважинного потока, включающего прокачиваемую суспензию гидратов и углеводороды; транспортировку указанного скважинного потока, включающего указанные прокачиваемую суспензию гидратов и углеводороды, через трубопровод; и извлечение указанных углеводородов.
В одном или нескольких вариантах осуществления аспекты способа по изобретению осуществляют посредством выбора комбинации из нижеследующего:
A. обработки флюида скважинного потока или водной фазы нефтепровода антиагломерантом (″AA″), который является эффективным для улучшения прокачивания обычных гидратов при обводненности ниже 50 об.% воды; и
B. уменьшения общего объема образующихся гидратов посредством применения одной или нескольких процедур из нижеследующих:
B1. уменьшения газообразной фракции системы так, что общий объем гидратов является ограниченным;
B2. увеличения водной фракции системы, так что общий объем гидратов является ограниченным; и/или
B3. увеличения концентрации термодинамических ингибиторов в водной фазе в течение образования суспензии гидратов. Антиагломеранты, которые можно использовать, включают имеющиеся в продаже антиагломеранты, такие как, например, Baker Petrolite RE-4394 и Nalco VX-7539. Такие антиагломеранты используют при рекомендованных производителями концентрациях для композиции, давлении и температуры применения при низкой обводненности.
Краткое описание чертежей
Предшествующие и другие преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными при рассмотрении следующего ниже подробного описания и чертежей неограничивающих примеров вариантов осуществления, в которых:
Фиг.1 представляет собой иллюстрацию типичного графика, показывающего кривые гидратов моделированного нефтяного месторождения с высоким содержанием соляного раствора при различных условиях давления и температуры, отсутствие добавок, улучшающих перекачивание гидратов;
Фиг.2 представляет собой иллюстрацию типичного графика, показывающего предпочтительные рабочие газоводяные факторы для моделированной сырой нефти, содержащей первую добавку-антиагломерант, улучшающую перекачивание гидратов; и
Фиг.3 представляет собой иллюстрацию типичного графика, показывающего предпочтительные рабочие газоводяные факторы для моделированной сырой нефти, содержащей вторую добавку-антиагломерант, улучшающую перекачивание гидратов.
Подробное описание настоящего изобретения
В следующем ниже разделе подробного описания описаны конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в связи с предпочтительными вариантами осуществления. Однако в пределах, что следующее ниже описание является специфическим к конкретному варианту осуществления или конкретному использованию настоящего изобретения, это предназначено только для иллюстративных целей и просто предлагает описание иллюстративных вариантов осуществления. Соответственно, изобретение не ограничивается описанными ниже конкретными вариантами осуществления, а скорее оно включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в истинные сущность и объем прилагаемой формулы изобретения.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения углеводородные гидраты, которые, как известно, агломерируются и препятствуют потоку флюидов сырой нефти в нефтепроводе, содержащих примерно 50 об.% или более воды, делают прокачиваемыми. Было продемонстрировано, что посредством, по меньшей мере, одного способа по изобретению прокачиваемые суспензии углеводородных гидратов могут быть подходящими в системах, которые содержат вплоть до примерно 92 об.% воды в общих жидкостях без блокирования потока жидкостей сырой нефти в нефтепроводе.
Некоторые варианты способа достижения прокачиваемости гидратов по изобретению включают нижеследующее:
обеспечение флюида скважинного потока, включающего углеводороды при обводненности примерно 50 об.% воды или более, и
A. обработку флюида скважинного потока антиагломерантом (″AA″), подходящим для улучшения прокачиваемости обычных гидратов при обводненности ниже 50 об.% воды; и
B. регулирование газоводяного фактора флюида скважинного потока для достижения прокачиваемой суспензии гидратов одним или несколькими следующими ниже методами:
B1. уменьшая газообразную фракцию флюида скважинного потока;
B2. добавляя воду во флюид скважинного потока для увеличения фракции водной системы; и
B3. увеличивая концентрацию термодинамических ингибиторов в водной фазе в течение образования суспензии гидратов.
Используемый здесь, включая прилагаемую формулу изобретения, термин ″обводненность″ (также называемый ″содержанием воды″) относится к объемному процентному содержанию жидкой фазы в потоке скважины или другой смеси углеводородных флюидов (или углеводородсодержащих флюидов), которая представляет собой воду. Например, в потоке скважины, имеющем газообразную фазу и жидкую фазу, каждая из которых составляет примерно 50 об.% от общего объема скважинного потока, если жидкая фаза составляет примерно 50 об.% воды, тогда скважинный поток имеет обводненность примерно 50 об.%. Аналогично, в потоке скважины, имеющем газообразную фазу и жидкую фазу, составляющие примерно 10% и примерно 90 об.%, соответственно, от общего объема скважинного потока, если жидкая фаза составляет примерно 50 об.% воды, тогда скважинный поток имеет обводненность примерно 50 об.%. Также будет понятно, что ссылка к ″воде″ в настоящем описании, как подразумевается, охватывает водные растворы, такие как соляной раствор, морскую воду и аналогичные, но не включает гидраты.
Углеводороды во флюидах скважинного потока могут включать сырую нефть или другие углеводородсодержащие нефти или газы, включая природный газ, или смеси любых вышеуказанных компонентов. В одном или нескольких вариантах осуществления антиагломерант (″AA″) представляет собой водорастворимый AA. В любом из вариантов осуществления, описанных здесь, можно осуществить любой метод, или любую комбинацию методов, B1, B2 и B3. Например, можно осуществить только B1, или можно осуществить B1 и B2, или можно осуществить все три B1, B2 и B3, или можно осуществить B1 и B3, или можно осуществить B2 и B3.
Подходящую скорость нагнетания антиагломеранта можно рассчитать, исходя из рекомендованной поставщиком концентрации AA в воде и измеренного темпа добычи воды.
При проведении конкретных вариантов осуществления изобретения пункты B1 и B2 можно исполнить следующим образом. Общую газообразную фракцию, т.е. долю метан/этан/пропан/бутан, рассчитывают из известного дебита по газу в стандартных кубических футах в сутки (ст. куб. фут./сут.), а состав газа в мольных процентах. Общий дебит воды рассчитывают в баррелях в сутки (барр./сут) из предсказанного или измеренного дебита добытой воды. Из этой информации можно вычислить газоводяной фактор гидратных газов (метана, этана, пропана и т.д.) к воде. Эту величину сравнивают с областью ниже линий типа, показанного как линии 208 и 308 на фиг.2 и 3, соответственно, которые более подробно обсуждаются ниже. Если промысловое значение газоводяного фактора ниже, чем данная линия, система будет прокачиваемой, в том состоянии, в котором она находиться. Если оно выше, тогда либо (1) газ отделяют от флюидов в трубе, либо (2) к флюидам добавляют больше воды, чтобы сделать газоводяной фактор достаточно низким для получения прокачиваемой суспензии гидратов.
Необходимо понимать, что вода, которую добавляют согласно одному или нескольким вариантам осуществления изобретения, может представлять собой морскую воду или соляной раствор или другие водные растворы и/или суспензии воды и минералов или солей. В одном или нескольких вариантах осуществления можно добавить соляной раствор с концентрацией примерно 3,5 мас.% или соляной раствор с концентрацией примерно 12 мас.%.
Способ осуществления B3 может представлять собой активную или пассивную процедуру. Для водных фаз, которые содержат высокие концентрации соли, по мере образования гидратов, остаточная водная фаза становится более концентрированной по соли. В какой-то момент соль в водной фазе термодинамически ингибирует дальнейшее образование дополнительных гидратов. Это является пассивной процедурой ограничения конверсии воды. Такого же результата можно достичь активным добавлением других термодинамических ингибиторов к водной фазе, таких как метанол, гликоль или их комбинации.
Не желая быть связанными теорией, полагают, что при обводненности ниже 50 об.%, типичные АА функционируют посредством диффузии к поверхности раздела, образованной каплями воды в нефти, где АА включаются в некоторую часть гидратов, и формируют некоторую часть гидратов, по мере того, как они образуются на поверхности раздела нефть-вода. Введенные в состав АА содержат большие, липофильные группы, которые простираются от поверхности образованной частицы гидрата и вызывают то, что частицы гидратов, которые имеют в своем составе АА, становятся покрытыми нефтью, что, в свою очередь, препятствует прямому контакту гидрат-гидрат, посредством этого мешая агломерации. С образованием АА-содержащих гидратов конкурирует образование обычных гидратов, т.е. гидратов, в которые АА не были включены (не содержащие АА гидраты). При более высокой обводненности, т.е. примерно 50 об.% или выше, полагают, что скорости данных конкурирующих реакций изменяются, так что скорость образования не содержащих АА гидратов увеличивается относительно скорости образования АА-содержащих гидратов. Таким образом, доля неагломерирующихся АА-содержащих гидратов уменьшается до неэффективного уровня. Кроме того, при более высокой обводненности объем образовавшихся гидратов будет превышать максимальный объем твердых гидратов, который может быть допустимым в прокачиваемой суспензии. Как правило, суспензии гидратов, имеющие более чем примерно 60 об.% твердых гидратов, не прокачиваемые. Однако при обводненности выше 50 об.% газоводяной фактор можно скорректировать с тем, чтобы увеличить относительную скорость образования АА-содержащих гидратов и, следовательно, восстановить эффективность АА, а также ограничить общий объем образовавшихся гидратов, чтобы суспензия была прокачиваемой. Как обсуждено выше, корректировки газоводяного фактора можно добиться в одном или нескольких вариантах осуществления изобретения посредством добавления воды к флюидам скважинного потока или удаления газа из флюида скважинного потока. В одном или нескольких вариантах осуществления газоводяной фактор регулируют, добавляя морскую воду, которая легко доступна в условиях прибрежной эксплуатации.
Таким образом, при выполнении одного или нескольких вариантов осуществления изобретения обеспечивается флюид скважинного потока, включающий углеводороды, имеющий обводненность примерно 50 об.% или более; во флюид скважинного потока добавляют антиагломерант; и во флюид скважинного потока добавляют воду в количестве, достаточном для получения прокачиваемой суспензии гидрата. Как отмечено выше, некоторые АА не эффективны при обводненности выше примерно 30 об.%. В этом отношении, в одном или нескольких альтернативных вариантах осуществления, изобретение представляет собой любой из других описанных здесь вариантов осуществления, в котором скважинный поток, смесь углеводородных флюидов или углеводородсодержащий флюид, имеющий обводненность выше примерно 30 об.%, используют вместо скважинного потока, смеси углеводородных флюидов или углеводородсодержащего флюида, имеющего обводненность выше примерно 50 об.%. В таком конкретном варианте осуществления обеспечивается включающий углеводороды флюид скважинного потока, имеющий обводненность примерно 30 об.% или более; во флюид скважинного потока добавляют антиагломерант; и во флюид скважинного потока добавляют воду в количестве, достаточном для получения прокачиваемой суспензии гидратов. В другом варианте осуществления изобретение предлагает способ получения прокачиваемой суспензии гидратов в смеси углеводородных флюидов, имеющей обводненность более чем примерно 30 об.%, и указанный способ включает: обработку смеси флюидов антиагломерантом, который является неэффективным при обводненности выше примерно 30 об.%; и добавление воды к смеси флюидов в количестве, достаточном для понижения газоводяного фактора в достаточной степени для достижения прокачиваемой суспензии гидратов. В еще одном варианте осуществления изобретение предлагает способ получения прокачиваемой суспензии гидратов в смеси углеводородных флюидов, имеющей обводненность выше предварительно определенного процентного содержания, причем указанный способ включает: обработку смеси флюидов антиагломерантом, который является неэффективным при обводненности выше указанного предварительно определенного процентного содержания; и добавление воды к смеси флюидов в количестве, достаточном для понижения газоводяного фактора в достаточной степени для достижения прокачиваемой суспензии гидратов.
Количество добавленной воды для получения прокачиваемой суспензии гидратов представляет собой функцию конкретного используемого AA, конкретного флюида скважинного потока, специфических объемных % обводненности и газоводяного фактора. Количество воды определяют эмпирически для каждой системы. Может быть полезным при проведении конкретных вариантов осуществления изобретения разработать соотношения типа, изображенного линиями 208 и 308, показанными на фиг.2 и 3, соответственно. Такие соотношения можно получить, проводя множественные эксперименты в мини-контуре, как описано в настоящем изобретении, при множестве комбинаций газоводяного фактора и объемных процентов обводненности при обводненности примерно 50 об.% или выше. Отмечают те комбинации, которые приводят к прокачиваемым суспензиям. Такие серии экспериментов проводят для каждого представляющего интерес антиагломеранта.
На фиг.2, например, проводили многократные пробные серии в мини-контуре, используя АА Baker Petrolite при различных комбинациях объемных процентов обводненности и газоводяного фактора, причем выбранная обводненность находилась внутри диапазона примерно от 50 об.% до 100 об.%, а выбранный газоводяной фактор находился в диапазоне примерно от 0 до 4000 стандартных кубических футов на баррель (ст. куб. фут./барр.). Для каждого такого испытания было отмечено, получена ли прокачиваемая или непрокачиваемая суспензия. Линия 208 на фиг.2 была затем проведена посредством визуального контроля экспериментальных точек. Как более подробно обсуждается ниже, область слева от вертикальной базисной линии 206 представляет собой область, где вышеуказанный AA дает прокачиваемые суспензии гидратов. Область под линией 208 представляет условия, которые ведут к прокачиваемым суспензиям гидратов с данным AA и данной углеводородной системой. Область выше линии 208 представляет условия, для которых данный AA и углеводородная система образуют пробку при возникновении гидратов. Экспериментальные точки 8, 9 и 1 и 2 показаны только в качестве иллюстративных точек. Точки 8 и 9, соответствующие тестам 8 и 9, соответственно, показаны для иллюстрации точек рядом с верхней границей, ограниченной линией 208 на фиг.2. Аналогично, на фиг.3, которую получили для Nalco AA (VX-7539), линия 306 представляет базисную линию при обводненности примерно 35 об.%. Область прокачиваемой суспензии находится ниже линии 308. Точки 3 и 4, соответствующие тестам 3 и 4, показаны только для иллюстративных целей. Тест 3 приводил к непрокачиваемой суспензии, тогда как тест 4 приводил к прокачиваемой суспензии.
В качестве альтернативы вышеуказанному подходу определения границ прокачиваемости максимальный применимый газоводяной фактор при конкретной обводненности можно определить проведением ряда тестов при конкретной обводненности и корректировкой газоводяного фактора вверх или вниз для определения максимального газоводяного фактора, при котором получают прокачиваемую суспензию. Как описано в другом месте данного описания, газоводяной фактор можно скорректировать вниз, добавляя воду или удаляя газ, или осуществляя и то и другое.
Аналогично, максимальную обводненность при конкретном газоводяном факторе можно определить, проводя ряд тестов при конкретном газоводяном факторе и корректируя обводненность вверх или вниз для определения максимальной обводненности, при которой получают прокачиваемую суспензию.
В одном или нескольких других вариантах осуществления способ по изобретению осуществляют используя AA, которые представляют собой сложные диэфиры галогенидов дибутилдиэтаноламмония и двух молей жирных кислот кокосового масла, содержащих 12-14 атомов углерода, конкретно, хлорид бис(кокоалкил)дибутиламмония, хлорид бис(кокоалкил)дипентиламмония, бромид бис(кокоалкил)дибутиламмония, бромид бис(кокоалкил)дипентиламмония или их смеси, и антиагломеранты на основе бромида трибутилоктадециламмония или бромида дибутилдиоктадециламмония (галогенидные соли четвертичного аммония). В одном или нескольких вариантах осуществления используемый AA выбран из группы, состоящей из хлорида бис(кокоалкил)дибутиламмония, хлорида бис(кокоалкил)дипентиламмония, бромида бис(кокоалкил)дибутиламмония, бромида бис(кокоалкил)дипентиламмония, бромида трибутилоктадециламмония, бромида дибутилдиоктадециламмония и их смесей. В других вариантах осуществления AA представляет собой галогенидную соль четвертичного аммония. Тогда корректируют нагнетание воды на входе трубопровода, если необходимо, так что дебиты добытой воды и природного газа имеют газоводяные факторы меньше, чем лабораторно измеренный максимальный газоводяной фактор для конкретного промыслового флюида и антиагломеранта.
Согласно другим вариантам осуществления изобретения предлагается способ добычи углеводородов, использующий любой из других описанных здесь способов.
В таком конкретном варианте осуществления изобретение предлагает способ добычи углеводородов, включающий: подготовку скважины в коллекторе углеводородов; добычу скважинного потока, включающего углеводороды и воду из указанной скважины, причем указанный скважинный поток имеет обводненность примерно 50 об.% или более; добавление антиагломеранта в указанный скважинный поток; добавление воды в указанный скважинный поток в количестве, достаточном для обеспечения скважинного потока, включающего прокачиваемую суспензию гидратов и углеводороды; транспортировку указанного скважинного потока, включающего указанную прокачиваемую суспензию гидратов и углеводороды, через трубопровод; и извлечение указанных углеводородов.
В одном или нескольких вариантах осуществления углеводороды представляют собой светлый нефтепродукт, имеющий больше чем примерно 20° API.
«
Требуемые измерения газоводяных факторов и обводненности можно осуществить, используя такой аппарат, как аппарат с мини-контуром, и процедуру тестирования, описанную в патентах США № 6107531 и 6028233, и в Сomparison of Laboratory Results on Hydrate Induction Rates in a THF Rig, High-Pressure Rocking Cell, Miniloop, and Large Flowloop», Larry D. Talley et al., Gas Hydrates, vol.912 of the Annals of the New York Academy of Sciences, которые настоящим включаются ссылкой в отношении их описания, касающегося такого аппарата и процедур тестирования.
ПРИМЕРЫ
Эксперименты, описанные в следующих ниже тестах 1-9, проводят в мини-контурах высокого давления, которые имеют либо (a) регулирование температуры и давления при изменяющемся объеме, либо (b) регулирование температуры при постоянном объеме и собственном (снижающемся) давлении. Аппарат и процедуры тестирования более полно описаны в цитированных выше ссылках.
Синтетические смеси товарной нефти и синтетические смеси природного газа использовали для моделирования действительной углеводородной системы. Синтетические соляные растворы изготовили из морской соли и воды. Известно, что использованная товарная нефть является закупоривающей нефтью, что касается углеводородных гидратов. Результаты тестов приведены в таблице 1. Тесты 4, 5, 6, 8 и 9 иллюстрируют комбинации газоводяного фактора, обводненности и АА, которые применимы в вариантах осуществления изобретения.
Тест 1. Флюид вводили в кольцевой контур потока стендового масштаба (Miniloop высокого давления), моделируя пластовые флюиды скважинного потока (потока из устья). Флюиды состояли из образца товарной нефти, синтетической смеси компонентов природного газа, аналогичных газу Green Canyon, и синтетического соляного раствора коллектора, эквивалентного морской воде. Перед экспериментом в системе создали давление 3800 фунтов на квадратный дюйм избыточных (фунт/кв.дюйм изб.) при 100 градусах Фаренгейта (°F). Процент объема соляного раствора к общему объему жидкости (т.е. объем жидких углеводородов плюс объем соляного раствора) составлял 90 об.%. Общий объем жидкости в кольцевом контуре потока составлял 54 об.%. Никакие реагенты для обработки гидратов в соляной раствор не добавляли. Флюиды подвергали циркуляции и охлаждали до 60°F в кольцевом контуре потока. В результате получили непригодную для перекачки суспензию гидратов и гидратную пробку.
Тест 2. Флюид вводили в кольцевой контур потока стендового масштаба (Miniloop высокого давления), моделируя пластовые флюиды скважинного потока. Флюиды состояли из образца товарной нефти, синтетической смеси компонентов природного газа, аналогичных газу Green Canyon, и синтетического соляного раствора коллектора, эквивалентного морской воде. Перед экспериментом в системе создали давление 3800 фунт/кв.дюйм изб. при 100°F. Процент объема соляного раствора к общему объему жидкости (т.е. объем жидких углеводородов плюс объем соляного раствора) составлял 91 процент. Общий объем жидкости в кольцевом контуре потока составлял 66 процентов. Газоводяной фактор был ниже, чем в тесте 1. Никакие реагенты для обработки гидратов в соляной раствор не добавляли. Флюиды подвергали циркуляции и охлаждали до 60°F в кольцевом контуре потока. В результате получили непригодную для перекачки суспензию гидратов и гидратную пробку.
Тест 3. Флюид вводили в кольцевой контур потока стендового масштаба, моделируя пластовые флюиды скважинного потока. Флюиды состояли из образца товарной нефти, синтетической смеси компонентов природного газа Green Canyon и синтетической морской воды. Перед экспериментом в системе создали давление 3900 фунт/кв.дюйм изб. при 100°F. Процент объема соляного раствора к общему объему жидкости (т.е. объем жидких углеводородов плюс объем соляного раствора) составлял 92 об.%. К соляному раствору добавляли антиагломерант (Nalco VX-7539) при указанной поставщиком дозировке 1,5 об.% на объем воды. Флюиды подвергали циркуляции и охлаждали до 60°F в кольцевом контуре потока. В результате получили непригодную для перекачки суспензию гидратов и гидратную пробку.
Тест 4. Флюид вводили в кольцевой контур потока стендового масштаба, моделируя пластовые флюиды скважинного потока. Флюиды состояли из образца товарной нефти, синтетической смеси компонентов природного газа Green Canyon и синтетической морской воды. Перед экспериментом в системе создали давление 4000 фунт/кв.дюйм изб. при 99°F. Процент объема соляного раствора к общему объему жидкости (т.е. объем жидких углеводородов плюс объем соляного раствора) составлял 92,65 об.%. К соляному раствору добавляли антиагломерант (Nalco VX-7539) при указанной поставщиком дозировке 1,5 об.% на объем воды. Флюиды подвергали циркуляции и охлаждали до 60°F в кольцевом контуре потока. В результате получили прокачиваемую суспензию гидратов и гидратная пробка отсутствовала.
Тест 5. Флюид вводили в кольцевой контур потока стендового масштаба, моделируя пластовые флюиды скважинного потока. Флюиды состояли из образца товарной нефти, синтетической смеси компонентов природного газа Green Canyon и модели пластовой воды с концентрацией 12 мас.%. Перед экспериментом в системе циркуляции создавали давление 3200 фунт/кв.дюйм изб. Процент объема соляного раствора к общему объему жидкости (т.е. объем жидких углеводородов плюс объем соляного раствора) составлял 38,9 об.%. К соляному раствору добавляли антиагломерант (Baker Petrolite RE-4394) при указанной поставщиком дозировке 2,3 об.% на объем воды. Флюиды подвергали циркуляции и охлаждали до 42°F в кольцевом контуре потока. В результате получили прокачиваемую суспензию гидратов.
Тест 6. Флюид вводили в кольцевой контур потока стендового масштаба, моделируя пластовые флюиды скважинного потока. Флюиды состояли из образца товарной нефти, синтетической смеси компонентов природного газа Green Canyon и модели пластовой воды с концентрацией 12 мас.%. Перед экспериментом в системе циркуляции создавали давление 3200 фунт/кв.дюйм изб. Процент объема соляного раствора к общему объему жидкости (т.е. объем жидких углеводородов плюс объем соляного раствора) составлял 48,7 об.%. К соляному раствору добавляли антиагломерант (Baker Petrolite RE-4394) при указанной поставщиком дозировке 2,3 об.% на объем воды. Флюиды подвергали циркуляции и охлаждали до 42°F в кольцевом контуре потока. В результате получили прокачиваемую суспензию гидратов.
Тест 7. Флюид вводили в кольцевой контур потока стендового масштаба, моделируя пластовые флюиды скважинного потока. Флюиды состояли из образца товарной нефти, синтетической смеси компонентов природного газа Green Canyon и модели пластовой воды с концентрацией 12 мас.%. Перед экспериментом в системе циркуляции создавали давление 3200 фунт/кв.дюйм изб. Процент объема соляного раствора к общему объему жидкости (т.е. объем жидких углеводородов плюс объем соляного раствора) составлял 50 об.%. К соляному раствору добавляли антиагломерант (Baker Petrolite RE-4394) при указанной поставщиком дозировке 2,3 об.% на объем воды. Флюиды подвергали циркуляции и охлаждали до 42°F в кольцевом контуре потока. В результате получили непригодную для перекачки суспензию гидратов и образовалась гидратная пробка.
Тест 8. Флюид вводили в кольцевой контур потока стендового масштаба, моделируя пластовые флюиды скважинного потока. Флюиды состояли из образца товарной нефти, синтетической смеси компонентов природного газа Green Canyon и синтетической морской воды. Перед экспериментом в системе циркуляции создавали давление 3200 фунт/кв.дюйм изб. Процент объема соляного раствора к общему объему жидкости (т.е. объем жидких углеводородов плюс объем соляного раствора) составлял 65 об.%. К соляному раствору добавляли антиагломерант (Baker Petrolite RE-4394) при указанной поставщиком дозировке 2,3 об.% на объем воды. Флюиды подвергали циркуляции и охлаждали до 40°F в кольцевом контуре потока. Полученные в результате образовавшиеся гидраты были прокачиваемыми.
Тест 9. Флюид вводили в кольцевой контур потока стендового масштаба, моделируя пластовые флюиды скважинного потока. Флюиды состояли из образца товарной нефти, синтетической смеси компонентов природного газа Green Canyon и синтетической морской воды. Перед экспериментом в системе циркуляции создавали давление 7649 фунт/кв.дюйм изб. Процент объема соляного раствора к общему объему жидкости (т.е. объем жидких углеводородов плюс объем соляного раствора) составлял 92 об.%. К соляному раствору добавляли антиагломерант (Baker Petrolite RE-4394) при указанной поставщиком дозировке 2,3 об.% на объем воды. Флюиды подвергали циркуляции и охлаждали до 40°F в кольцевом контуре потока. Полученные в результате образовавшиеся гидраты были прокачиваемыми.
Ссылаясь теперь к фиг.1, на ней представлена кривая образования гидратов 100, имеющая ординату 102 давления в фунтах на квадратный дюйм избыточных (фунт/кв.дюйм изб.) и абсциссу 104 температуры в градусах Фаренгейта (°F). Номера позиций 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 и 9 на фиг.1 графически представляют приблизительные комбинации температуры и давления, применяемые в тестах 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 и 9, соответственно (см. таблицу 1 для точных значений). Сплошная линия 10 представляет кривую гидратов для солености морской воды (3,54 мас.% соли). Пунктирная линия 11 представляет кривую гидратов для соляного раствора с концентрацией 12 мас.% Тесты 5-7 представляли собой тесты с соляным раствором с концентрацией 12 мас.% Данным тестам соответствует пунктирная кривая гидратов. Тесты 1-4 и 8-9 представляли собой тесты с соляным раствором (морская вода) с концентрацией 3,54 мас.% Данным тестам соответствует сплошная кривая гидратов. Все данные тесты лежат четко внутри своих соответствующих кривых гидратов. Также заслуживает внимание, что тесты 8 и 9 выполнили при 40°F ниже температуры гидратообразования для данного давления и состава. Никакие известные кинетические ингибиторы гидратообразования не способны удерживать нефтепровод без гидратных пробок в течение нескольких дней при данной степени переохлаждения ниже температуры гидратообразования. Данного результата можно добиться с помощью антиагломеранта.
Ссылаясь теперь к фиг.2, график 200, соотносящий газоводяной фактор в стандартных кубических футах на баррель (ст. куб. фут./барр.) 202 для Baker Petrolite (RE-4394) и обводненность в объемных процентах (%) 204, показан вместе с экспериментальными точками из таблицы 1. Номера позиций 1, 2, 5, 6, 7, 8 и 9 графически представляют приблизительные комбинации обводненности и газоводяного фактора, применяемые в тестах 1, 2, 5, 6, 7, 8 и 9, соответственно (см. таблицу 1 для точных значений). Данный тип антиагломеранта является эффективным при получении дисперсии вода в нефти при обводненности от 0-50 об.% для товарной нефти. Некоторые углеводородсодержащие природные диспергаторы требуют меньше AA или не требуют AA для получения прокачиваемых суспензий гидратов. Большинство природных, жидких углеводородов требуют диспергатора для достижения такого результата. Область слева от вертикальной линии 206 представляет собой область, в которой данный антиагломерант приводит к прокачиваемым суспензиям гидратов. Область уходит в неопределенный газоводяной фактор. Область под наклонной линией 208 представляет условия, которые ведут к прокачиваемым суспензиям гидратов с данным AA и данной углеводородной системой. Область выше наклонной линии 208 представляет условия, для которых данный AA и углеводородная система образуют пробку при образовании гидратов. Тесты 5-7 находятся за шкалой относительно газоводяного фактора на данной фигуре. Тесты 5 и 6 не приводили к гидратной пробке. Тест 7 не приводил к гидратной пробке, поскольку обводненность находилась на вертикальной линии 206.
Ссылаясь теперь к фиг.3, график 300, соотносящий газоводяной фактор для антиагломеранта Nalco в стандартных кубических футах на баррель (ст. куб. фут./барр.) 302 и обводненность в объемных процентах (%) 304, показан вместе с экспериментальными точками из таблицы 1. Номера позиций 3 и 4 графически представляют приблизительные комбинации обводненности и газоводяного фактора, применяемые в тестах 3 и 4, соответственно (см. таблицу 1 для точных значений). Данный тип антиагломеранта является эффективным при получении дисперсии вода в нефти при обводненности примерно от 0-30 об.% для товарной нефти. Некоторые углеводородсодержащие природные диспергаторы требуют меньше данного AA или не требуют AA для обеспечения прокачиваемых суспензий гидратов. Область слева от вертикальной линии 256 представляет собой область, в которой данный антиагломерант приводит к прокачиваемым суспензиям гидратов. Область уходит в неопределенный газоводяной фактор. Область под наклонной линией 308 представляет условия, которые ведут к прокачиваемым суспензиям гидратов с данным AA и данной углеводородной системой. Область выше наклонной линии 308 представляет условия, для которых данный AA и углеводородная система образуют пробку при образовании гидратов. Другие углеводородные системы могут иметь более низкую или более высокую наклонную линию по сравнению с данной системой. Это наиболее легко выполняется при использовании кольцевого контура потока, такого, как описанный в данной заявке на изобретение. Тест 4 не приводил к гидратной пробке. Тест 3 не приводил к гидратной пробке, поскольку газоводяной фактор находился выше наклонной линии 308.
В то время как настоящее изобретение может допускать различные модификации и альтернативные формы, обсужденные выше иллюстративные варианты осуществления были показаны только ради примера. Однако вновь необходимо понимать, что изобретение, как имеется в виду, не ограничивается описанными здесь конкретными вариантами осуществления. Действительно, настоящее изобретение включает все варианты, модификации и эквивалентны, попадающие в истинную сущность и объем прилагаемой формулы изобретения.