СПОСОБ ВНУТРИСКВАЖИННОЙ ОБРАБОТКИ ПРОДУКЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
METHOD FOR DOWN-HOLE TREATMENT OF GASLIFT WELL PRODUCT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть в частности использовано при газлифтной эксплуатации скважин.
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.
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.
Известен способ подготовки парафинистой и застывающей нефти к транспорту (см. авт. свид. №1543181), который предусматривает одновременный ввод реагентов - деэмульгаторов и депрессорных присадок.
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.
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.
Таким образом, возникает техническая задача: обработать продукцию газлифтных скважин на добывающей платформе при отсутствии печей нагрева нефти.
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.
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.
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.
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.
Использование предполагаемого изобретения позволит:
- подготовить продукцию газлифтных скважин к транспорту на технологическую платформу за счет использования высокой температуры на забое без применения печей нагрева нефти;
- устранить вероятные аварийные ситуации на подводном трубопроводе после длительных остановок;
- позволит экономить реагенты-деэмульгаторы;
- облегчить работу установки термохимического обезвоживания нефти на технологической платформе;
- улучшить состояние воздушного бассейна, ибо отпадает необходимость в строительстве печей нагрева на добывающей платформе.
Пример 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.
При внеплановых остановках системы возникают аварийные ситуации при пуске в работу застывшего трубопровода.
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.
Пример 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.
При внеплановых остановках системы возникают аварийные ситуации при пуске в работу застывшего трубопровода.
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.