Способ обработки нефти на нефтяной скважине. Температура нефти в скважине


Распределение температуры по стволу скважины с целью решения геологических и геолого-промысловых задач

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

ИНСТИТУТ геологии И Геоинформатики

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Теоретические методы геофизических исследований скважин »

на тему «Распределение температуры по стволу скважины с целью решения геологических и геолого-промысловых задач »

Выполнил: Сысоев.Д.В.

Студент гр. ГИСзс-05

Проверил:___________

СОДЕРЖАНИЕ:

3.Основные признаки термометрии для решения задач в скважинах…...17

4 Заключение ……………………………………………………………….… 19

5 Список литературы……………………………………..………………….... 20

Введение

Распределение естественного теплового поля в толще земной коры зависит главным образом от литологического, тектонического и гидрогеологического факторов, на изучении которых основано решение следующих задач.

1.Литолого-тектонические и гидрогеологические задачи региональной геологии. Эти задачи решаются путем определения основных геотермических параметров, к которым относятся геотермический градиент, геотермическая ступень и плотность теплового потока. Эти параметры позволяют: 1) определять естественную температуру пород на заданной глубине; 2) коррелировать разрезы скважин при региональных исследованиях; 3) прогнозировать тектоническое строение территории, не изученной с помощью бурения; 4) получать гидрогеологическую и мерзлотную характеристики исследуемых районов. Для решения этих задач обычно используют термограммы естественного теплового поля.

2.Детальное исследование разрезов скважин. При решении этой задачи используются также материалы других геофизических методов. Для этой цели определяют тепловые свойства пород (теплопроводность или тепловое сопротивление и температуропроводность) по данным термических исследований скважин с установившимся или неустановившимся тепловым режимом.

Тепловые характеристики в комплексе с другими петрофизическими параметрами пород позволяют решать следующие задачи: 1) литологическое расчленение разрезов скважин; 2) выявление коллекторов; 3) поиски полезных ископаемых. Наиболее целесообразно привлекать данные термометрии для изучения глинистых покрышек, поисков коллекторов в карбонатных отложениях, определения газоносности карбонатных и тонко­слоистых песчано-глинистых комплексов. Для этого необходимы диаграммы детальной термометрии.

1 . Особенности термометрии при решении задач диагностики

Основным параметром, который несет информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура - это энергетический параметр системы, и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления, промывки, нарушения целостности колонны и т.п. приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина - пласт в этом отношении является очень чувствительной системой, т.к. на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.

Диагностика осуществляется в течение всей "жизни" скважины: при заканчивании, эксплуатации и ремонте. При этом скважины подразделяют по типам (категориям) в соответствии с режимом работы, способам эксплуатации, конструкцией и т.д. С точки зрения методических особенностей решения задач скважины можно классифицировать следующим образом.

Простаивающие. Неперфорированные (контрольные, наблюдательные и в ожидании перфорации после бурения) и перфорированные (пьезометрические, в ожидании КРС).

Действующие. Добывающие (фонтанные, ШГН, ЭЦН, газлифтные) и нагнетательные (закачка воды, газа, теплоносителя).

Особо стоят здесь скважины при опробовании и освоении, которые при исследованиях нельзя отнести ни к простаивающим, ни к действующим, поскольку они содержат в себе режимные элементы скважин различных категорий, но только очень короткий промежуток времени.

Осваиваемые (опробуемые). Скважины после бурения и в КРС.

Исходя из категории скважин, геофизические исследования для получения информации проводятся в свободной колонне, в НКТ, в межтрубном пространстве.

Диагностика скважин в различные периоды "жизни" (заканчивание, эксплуатация, ремонт) имеет свои особенности. Они сводятся к тому, что решение задачи осуществляется при различных режимах работы скважин и, следовательно, при установившихся, квазистационарных, неустановившихся и переходных температурных полях в скважинах.

Тепловое поле инерционно: для расформирования теплового возмущения в скважине требуется время, определяемое теплофизическими свойствами системы, длительностью возмущения и применяемой аппаратурой. Поэтому следующая особенность связана с тем, что (при измерениях) в различные периоды "жизни" скважины на термограммах может отражаться тепловая история скважины. Так, приосвоении после бурения могут наблюдаться тепловые аномалии, связанные с бурением, цементажом, перфорацией и т.д.; в ремонте могут наблюдаться аномалии, обусловленные эксплуатацией.

Задачи необходимо решать в длительное время работающих скважинах при быстроменяющихся процессах, связанных с кратковременностью работы скважины, и в длительное время простаивающих скважинах. Поэтому, при разработке методики исследований необходимо учитывать особенность, связанную с временным фактором Принятая на предприятиях технология освоения связана с применением компрессора и сваба. Исследования при вызове притока флюида в период освоения проводят при переменных давлениях в скважине.

Для освоения в скважину предварительно спускают НКТ, через которые можно проводить исследования в процессе компрессирования или после извлечения сваба.

Необходимость решения задач в интервалах, перекрытых НКТ, возникает также в нагнетательных скважинах и в скважинах ЭЦН.

Изменение давления в системе можно наблюдать не только при освоении, но и в длительное время работающих скважинах. Отличия могут быть в скоростях (темпах) изменения давления, что необходимо учитывать. В действующих скважинах изменение давления и системы в целом наблюдается при кратковременной их остановке, а затем - пуске. При стравливании избыточного давления (разрядке) в межтрубном пространстве перед исследованием насосных скважин происходит относительно быстрое изменение давления в системе.

Освоение характеризуется кратковременным пуском скважины. Как правило, скважина перед освоением промывается, и чаще всего, пресной или опресненной водой. В таких условиях, если из осваиваемого пласта поступает более минерализованная вода, в зумпфе скважин существуют условия для возникновения гравитационной конвекции. Кроме того, промывка, в зависимости от ее длительности, сама нарушает тепловое поле в скважине.

Ряд месторождений характеризуется высоким значением давления насыщения нефти газом. Это приводит к тому, что при эксплуатации скважины работают с забойными давлениями ниже давления насыщения. В таких условиях в скважине наблюдаются многофазные потоки (нефть, газ, вода). При освоении скважин многофазные потоки могут, очевидно, возникать и при более низких давлениях насыщения, поскольку забойное давление здесь определяется глубиной спуска НКТ и может быть еще ниже.

Различие пластовых давлений при одновременно вскрытых нескольких объектах, высокая обводненность скважин при низких дебитах - это условия, которые также необходимо учитывать при температурной диагностике, поскольку они могут отражаться на тепловом поле скважины.

Еще одна особенность, которую необходимо учитывать при термических исследованиях, связана с инерционностью термометра. В случае высоковязкой нефти, грязи на стенках скважины, наличии осадка в зумпфе инерционность прибора может меняться существенно, что, в свою очередь, сильно искажает температурную картину. С другой стороны инерционность определяет скорость регистрации. В любом случае она ограничена. При быстроменяющихся переходных процессах в скважине конечная скорость регистрации температуры так же может приводить к искажению регистрируемых термограмм.

Таким образом, существует многообразие факторов, влияющих на распределение температуры в скважине. Для достоверного решения задач важно знать эти факторы и особенности их проявления в конкретных ситуациях.

2. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В СКВАЖИНЕ И В ПЛАСТЕ

Общие положения

Использование термометрии для решения различных промыслово-геофизических задач основано на регистрации стационарных, квазистационарных и нестационарных температурных полей.

Стационарные температурные поля реализуются в простаивающих длительное время скважинах. Такие поля, например, часто регистрируются в контрольных и пьезометрических скважинах.

Квазистационарные температурные поля наблюдаются в процессе измерений в фонтанных, насосных, нагнетательных скважинах, эксплуатирующихся в неизменных длительное время условиях. Термограммы, зарегистрированные с интервалом времени в несколько часов, практически повторяют друг друга.

Нестационарные температурные поля реализуются в процессе восстановления теплового поля, нарушенного бурением, цементированием, промывкой, перфорацией и другими технологическими процессами.

Температурные поля являются существенно нестационарными (переходными) в условиях пуска, остановки, изменения режима работы скважин. Такие условия реализуются в фонтанных, насосных и нагнетательных скважинах. Примером термометрии переходных температурных полей является измерение температуры в процессе компрессорного освоения скважин.

mirznanii.com

КОНТРОЛЬ ТЕМПЕРАТУРЫ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ

В процессе разработки нефтяных залежей, особенно с применением методов воздействия на пласт (заводнение с использованием холодной воды, теплофизические, термохимические методы) происходит изменение тепло­вого режима продуктивных пластов. Это изменение ощутимо влияет на свойства пластовых жидкостей и, следовательно, на условия разработки эксплуатационных объектов. Поэтому необходима постановка систематического контроля за от­клонениями пластовой температуры в интервалах продуктив­ной части разреза скважин от природных геотерм. Темпера­турные замеры в скважинах используются также для изуче­ния работы фонда скважин.

В условиях применения внутриконтурного заводнения на­гнетание больших масс холодной воды вызывает некоторое снижение температуры продуктивных пластов в районе на­гнетательных и прилегающих добывающих скважин. На не­которых залежах это становится причиной ухудшения усло­вий извлечения нефти из недр. Это особенно характерно для разработки залежей с высоким содержанием парафина в нефти и с температурой начала кристаллизации парафина, близкой к природной пластовой. Снижение температуры в пласте в этих условиях может вызывать выпадение в пустотах породы части парафина в виде твердого вещества и об­разование нефтепарафиновой смеси с пониженной подвиж­ностью в пластовых условиях. Типичным примером место­рождений такого типа служит месторождение Узень. Правильная постановка температурных исследований на таких месторождениях позволяет проверять точность теоретическо­го описания скорости и закономерностей изменения тепло­вого режима, масштабов явления, оценивать его влияние на нефтеотдачу и на основе этого намечать или корректировать ранее намеченные мероприятия по управлению процессом разработки.

При разработке нефтяных залежей с заводнением ком­плекс температурных исследований предусматривает:

  • контроль за температурой нагнетаемой в пласты породы;
  • наблюдение за изменением геотермических условий про­дуктивных горизонтов;
  • выделение работающих пластов в скважинах;
  • контроль за техническим состоянием нагнетательных и добывающих скважин.

Замеры температуры нагнетаемой воды на поверхности имеют большое значение, поскольку после начала ее закачки происходит выравнивание температуры по всему стволу на­гнетательной скважины. Таким образом, замеры на поверх­ности обеспечивают контроль за изменением температуры воды, поступающей в пласты. Температура используемой для нагнетания в пласт воды из поверхностных источников под­вержена сезонным изменениям (рис. 90). Так, в зависимости от сезона температура морской воды, закачиваемой в пласты месторождения Узень, в течение рассмотренного года изме­нялась от 6 до 28 °С. Температура основных продуктивных пластов месторождения 60 — 70 °С. Следовательно, в холодные сезоны года температура нагнетаемой воды была ниже на­чальной пластовой на 30 — 60 °С.

Для наблюдения за изменением геотермических условий продуктивных пластов с определенной периодичностью про­водят температурные измерения в сети продолжительно про­стаивающих скважин — специально пробуренных контроль­ных и оценочных, простаивающих после бурения, а также в зумпфах временно остановленных скважин. Наиболее надеж­ные данные получают в неперфорированных скважинах. Технология исследований и методика интерпретации получа­емых данных такие же, что и при изучении естественного теплового фона (см. главу VII).

Подход к скважине фронта аномальных температур отме­чается отклонением текущей термограммы от начальной гео­термы. Разница в значениях температур по геотерме и теку­щей термограмме отражает изменение пластовой температу­ры. На рис. 91 приведены результаты исследования текущей температуры в одной из контрольных скважин месторожде­ния Узень. На дату исследования в точках наибольшего влия­ния закачки холодной воды температура в горизонте XIII снизилась на 19,5 °С, в горизонте XIV на 4,7 °С. Скорость и масштабы развития температурных аномалий зависят от скорости фильтрации жидкости и продолжительности нагне­тания воды. Наибольшее снижение температуры обычно присуще наиболее проницаемой части пласта, по которой происходит опережающее перемещение воды.

 

Рис. 90. Температура t морской воды, нагнетаемой в пласты месторождения Узень, в разное время года (по данным НГДУ "Узеннефть")

 

 

 

Рис. 91. Изменение температуры продуктивных горизонтов в наблюдатель­ной скв. 515 месторождения Узень от закачки холодной воды (по данным ВНИИнефти):

1 — геотерма; 2 — текущая термограмма; породы: 3 — непроницаемые, 4 — проницаемые; 5 — непроницаемый раздел между горизонтами; Н — глуби­на; t — температура

 

Важно учитывать, что скорость формирования и переме­щения фронта аномальных температур (в рассматриваемом случае — фронта охлаждения) отстает от скорости переме­щения фронта вытеснения, поскольку первые порции воды прогреваются до температуры пласта. Благодаря этому в вы­сокопроницаемых прослоях, по которым происходит уско­ренное продвижение воды, охлаждение пород может не ухудшать условий вытеснения нефти, но их охлаждение мо­жет сопровождаться некоторым снижением температуры в соседних по разрезу менее проницаемых прослоях и пластах, в которых скорость перемещения фронта вытеснения намно­го меньше. Это может приводить к повышению вязкости нефти в них и к ухудшению условий вытеснения нефти. Вы­явление таких частей продуктивного разреза имеет большое значение для оценки возможных потерь нефти в условиях закачки холодной воды для принятия решения о целесооб­разности нагнетания в пласты горячей воды (см. § 4 главы IX).

Снижение пластовой температуры в результате перемеще­ния по пласту нагнетаемой воды в добывающей скважине можно установить следующим образом. В период работы скважины безводной нефтью температура потока жидкости в стволе против нижнего работающего интервала имеет ано­мальное значение по сравнению с природной за счет дрос­сельного эффекта. В стволе скважины температура снижается постепенно в направлении от забоя к устью в связи с поте­рями тепла в окружающую скважину среду. С началом по­ступления в скважину воды (первые порции ее имеют пласто­вую температуру) происходит увеличение забойного давления и соответствующее уменьшение дебита скважины. При этом снижается скорость подъема жидкости в скважине и соот­ветственно возрастают потери тепла; снижение температуры по стволу скважины происходит несколько интенсивнее. Подход к скважине по наиболее быстро вырабатываемым прослоям фронта охлаждения приводит к весьма значитель­ному снижению температуры жидкости в скважине выше места поступления воды. Это место фиксируется резким сдвигом температурной кривой в сторону меньших значений температуры. При обводнении нижней части эксплуатацион­ного объекта исчезает влияние на изменение температуры дроссельного эффекта.

Получаемые в результате температурных исследований скважин данные обобщают в виде таблиц, карт, профилей, отражающих распределение температуры в пределах эксплуа­тационного объекта.

Контроль за изменением теплового режима залежей при других методах воздействия на пласты, вызывающих измене­ния их температуры, проводится аналогичным образом.

Термометрические исследования нагнетательных скважин (преимущественно остановленных) дают возможность доста­точно надежно выделять в них пласты, принимающие воду. Поскольку такие пласты тесно коррелируются с работающи­ми в добывающих скважинах, эти исследования дают цен­ную информацию для оценки охвата пластов процессом за­воднения. Метод термометрии имеет определенные преиму­щества перед методом потокометрии, применяемым для решения этой лее задачи. Он дает возможность выделять истин­но заводняемые интервалы продуктивных пластов, в то время как потокометрия выделяет интервалы перфорации, прини­мающие воду, среди которых могут быть и те, куда вода по­ступает в связи с сообщаемостью этих интервалов с истинно поглощающими пластами в результате нарушенности цемент­ного камня за колонной. В.Л. Лутков, внесший большой вклад в развитие термометрических методов контроля за разработкой, рекомендует в качестве интервалов, принима­ющих воду, выделять на термограмме остановленной нагнетательной скважины интервалы с отрицательными температур­ными аномалиями. Характерные примеры такого выделения приведены на рис. 92. При проведении границ принимающих интервалов учитывается тот факт, что отрицательные анома­лии распространяются вверх и вниз по стволу скважины под действием теплопроводности жидкости и металла, а также вследствие охлаждения пород, подстилающих и перекрываю­щих продуктивные пласты.

 

Рис. 92. Примеры выделения пластов, принимающих воду, по термограм­мам остановленных нагнетательных скважин (по данным ВНИИнефтн).

Эффективная толщина ; 1 — принимающая воду ( ), 2 — не принима­ющая воду; 3 — интервал перфорации; 4 — непроницаемые прослои; 5 — термограмма

Периодическое снятие температурных кривых в водонагнетательных скважинах при остановках и сравнительный их анализ позволяют выявлять изменения режима работы плас­тов, случаи выключения ранее действовавших пластов из ра­боты и др.

Изучение температурных условий в скважинах дает воз­можность определять и их техническое состояние. Так, по данным термометрии можно выявить один из наиболее опас­ных для процесса разработки дефектов скважины — низкое качество цементирования, приводящее к перетокам жидкос­тей по затрубному пространству в неперфорированные плас­ты — продуктивные или водоносные. Перетоки воды в на­гнетательной скважине в пласты, не вскрытые перфорацией, фиксируются распространением отрицательной температур­ной аномалии за пределы поглощающего перфорированного пласта.

В добывающих скважинах методом термометрии могут быть выявлены место притока верхней воды через наруше­ние колонны, поступление воды по заколонному пространст­ву из нижнего неперфорированного пласта и др. Термомет­рические исследования целесообразно комплексировать с изучением химического состава вод, получаемых из скважин.

Глава XIV КОНТРОЛЬ ОХВАТА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА ПРОЦЕССОМ ВЫТЕСНЕНИЯ

studopedya.ru

Температура - призабойная зона - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Температура - призабойная зона

Cтраница 1

Температура призабойной зоны может быть повышена также с помощью электронагревателя. Каждый из них состоит из стальной трубки, внутри которой находится спираль. Внутренняя полость трубки заполнена расплавленной окисью магния, обеспечивающей изоляцию спирали и передачу от нее теплоты. Нагреватель спускается в скважину на кабель-тросе. Для подвода электроэнергии к нагревательным элементам и удержания их навесу предназначен кабель-трос, имеющий три силовые и три сигнальные жилы. Каждая жила имеет нефтестойкую изоляцию.  [1]

Снижение температуры призабойной зоны промывочной жидкостью при вскрытии вызывает избирательное выпадение некоторых кристаллов, содержащихся в воде, что также закупоривает каналы сообщения.  [2]

Поддержание температуры призабойной зоны пласта на повышенном уровне предотвращает отложения парафино-смолистых веществ и не допускает снижения проницаемости призабойной зоны. Одновременно при этом снижается вязкость поступающей в скважину нефти. В результате все это способствует поддержанию дебита скважины на высоком уровне.  [3]

Известно, что температура призабойной зоны скважины после прекращения подогрева нагревателями в течение нескольких часов снижается до первоначальной и это отрицательно сказывается на результате процесса. Данные, полученные по предложенной формуле, хорошо согласуются с результатами опытных работ и наибольшее отклонение между ними не превышает 5 %; предложенную формулу можно считать приемлемой.  [5]

При бурении глубоких и сверхглубоких скважин возрастают температура призабойной зоны и нагрузки, действующие на бурильную колонну, в том числе и силы сопротивления при перемещении ее в стволе скважины.  [6]

По данным термометрических исследований ряда скважин в процессе вскрытия продуктивных пластов температура призабойной зоны пластов снижается на 25 - 40 С.  [8]

Годовой прирост определяли из расчета, что по каждой скважине в год будет проведено три цикла паротепловых обработок, включающих подготовительно-заключительные работы ( 5 сут), закачку пара ( 30 сут), пропитку и выравнивание температуры призабойной зоны ( 5 сут) и эксплуатацию скважины на повышенном дебите ( 70 сут), т.е. продолжительность каждого цикла составит 110 сут.  [9]

Легко понять, что при установившемся режиме распространения воздуха в нефтяной залежи направление перемещения фронта горения зависит от места его образования. Действительно, если температура призабойной зоны вокруг нагнетательной скважины поднята до необходимого уровня, горение инициируется именно в этой области и его фронт перемещается в направлении эксплуатационных скважин, т.е. в направлении вытеснения нефти; в этом случае процесс называют прямоточным горе-ние-ми Если же повышают температуру призабойной зоны эксплуатационной скважины и воспламенение происходит в ее окрестностях, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти; такой процесс называют противоточным горением.  [10]

Легко понять, что при установившемся режиме распространения воздуха в нефтяной залежи направление перемещения фронта горения зависит от места его образования. Действительно, если температура призабойной зоны вокруг нагнетательной скважины поднята до необходимого уровня, горение инициируется именно в этой области и его фронт перемещается в направлении эксплуатационных скважин, т.е. в направлении вытеснения нефти; в этом случае процесс называют прямоточным горением. Если же повышают температуру призабойной зоны эксплуатационной скважины и воспламенение происходит в ее окрестностях, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти; такой процесс называют противоточным горением.  [11]

Установлено, что наибольший эффект от обработки зоны пласта углеводородным растворителем достигается, когда после обработки температура призабойной зоны повышается до 60 - 70 С.  [12]

Концентрация кислоты должна подбираться таким образом, чтобы время гелеобразования было больше, чем время между смешиванием растворов жидкого стекла, полимера и кислоты и прохождением этой смесью до забойной зоны скважины. При этом следует иметь в виду, что температура по мере прохождения длины ствола скважины будет возрастать от начальной температуры до температуры призабойной зоны. Вероятность гелеобразования в стволе скважины должна быть полностью исключена. Кроме того, должен оставаться запас времени до окончательного формирования геля, нужный для достижения раствором отдаленных от призабойной зоны участков пласта.  [13]

На основании промысловых исследований были выявлены зависимости эффективности ПТО скважин от обводненности добываемой продукции, а также дополнительно добытой нефти в зависимости от повышения температуры пласта. Было установлено, что высокие результаты можно получить по скважинам с незначительной обводненностью продукции - до 30 % при условии повышения температуры призабойной зоны скважины до 120 С.  [14]

Подавляющее большинство способов разработки нефтяных месторождений связано с уменьшением в процессе разработки первоначальных пластовых условий - давления и температуры, что приводит к изменению физико-химических свойств пластовых нефтей. Закачка холодной воды в нефтесодержащие пласты для поддержания пластового давления ведет к быстрому остыванию призабойной зоны нагнетательных скважин, и через непродолжительное время температура призабойной зоны становится близка температуре закачиваемой воды. Так, для Узеньскиго месторождения нарушение геотермического фона зафиксировано во многих скважинах уже после 2 - 25-кратной промывки. Особенно подвержены изменениям температуры ПЗП нагнетательных скважин.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Способ обработки нефти на нефтяной скважине

 

Использование: в горной промышленности, а именно в способах обработки нефти на нефтяной скважине. Способ включает отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван. Затем нефть нагревают и отстаивают в сепарационной емкости. Обезвоженную нефть подают в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию. Введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6 - 10 г на тонну добываемой нефти. Нагрев осуществляют до температуры не менее +60oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5 - 2 ч. Деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1 : 3 до 3 : 1. Подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки добываемой нефти и ее дальнейшей транспортировки за счет повышения глубины обезвоживания и уменьшения затрат на обезвоживание. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам обработки нефти на нефтяной скважине перед транспортировкой с отделением от нее воды и газа.

Известен способ обработки нефти на нефтяной скважине, включающий отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее с сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП) (см. авторское свидетельство СССР N 948393, B 01 D 17/05, опублик. 1982). Недостатком известного способа является низкая глубина обезвоживания нефти и то, что из-за этого при дальнейшей транспортировке нефти с остаточной водой по трубопроводам в результате перемешивания воды с нефтью образуется тонкодисперсная устойчивая трудноразделимая эмульсия, на последующее разделение которой необходимо тратить дополнительные средства и время, причем более значительные. Кроме того, необходимо осуществлять дополнительный нагрев нефти на больший перепад температур, т.к. за время транспортировки, особенно в зимнее время, она охлаждается с +25oC на выходе из скважины до +4oC на конце транспортного трубопровода. Недостатком также является и неэффективность перекачки нефти из-за того, что нефть обладает меньшей плотностью, чем, например, вода. Задачей патентуемого изобретения является повышение эффективности обработки добываемой нефти и ее дальнейшей транспортировки за счет повышения глубины обезвоживания, уменьшение затрат на обезвоживание, исключение дальнейшего обезвоживания нефти и улучшение условий транспортировки за счет перекачивания насосом более плотной среды и проталкивания с ее помощью менее плотной нефти. Указанная задач достигается тем, что в способе обработки нефти на нефтяной скважине, включающем отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее в сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП), в отличие от способа по прототипу введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6-10 г на тонну добываемой нефти, а нагрев осуществляют до температуры не менее +60oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5-2 ч, причем деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1:3 до 3:1, а подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости. Указанная задача достигается также тем, что в деэмульгатор дополнительно вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431. А также тем, что отстаивание нефти после введения в нее деэмульгатора ведут в двух сепарационных емкостях, заполнение и опорожнение которых ведут поочередно. Проксанол ПМ представляет собой водорастворимый блок сополимера окисей этилена и пропилена с молекулярной массой 3000-6000, выпускаемый украинской фирмой "Барма". Дисолван 3431 представляет собой маслорастворимую смесь жидких неионогенных ПАВ, выпускаемую немецкой фирмой "Хехст". Пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел - это продукт ректификации сивушных масел. На чертеже приведена технологическая схема установки для осуществления способа. Установка состоит из сепарационной емкости 1, имеющей входной трубопровод 23, соединенный с трубопроводом 3 для подачи добываемой нефти из скважины, и выходные трубопроводы 4 и 5 для подачи обезвоженной нефти и отделенной воды соответственно в трубопровод 6 с перекачивающим насосом 7 для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП). На трубопроводах 2, 4, 5 и 6 установлены задвижки 8, 9, 10 и 11. В трубопроводе 3 имеется ввод 12 для подачи в добываемую нефть деэмульгатора. Для сокращения времени на подготовку нефти к транспортировке установка может иметь вторую сепарационную емкость 13 с входным трубопроводом 14 с задвижкой 15 и с выходными трубопроводами 16 и 17 с задвижками 18 и 19 для подачи обезвоженной нефти и отделенной воды в трубопровод 6. Сепарационные емкости 1 и 13 имеют выходы 20 и 21 для выпуска отсепарированных газов. На трубопроводе 3 после ввода 12 для деэмульгатора установлен нагреватель 22. Патентуемый способ осуществляется следующим образом. В выходящую из скважины добываемую нефть, поступающую по трубопроводу 34, на устье скважины, где температура нефти составляет 23 - 25oC, периодически через ввод 12 вводят деэмульгатор, содержащий проксанол ПМ и дисолван 3431 в соотношении, например, 1:1. Периодичность введения деэмульгатора определяется временем заполнения добываемой нефтью сепарационной емкости 1 (его вводят только во время заполнения и не вводят во время отстаивания нефти). Деэмульгатор вводят в количестве, например, 8 г на тонну добываемой нефти. После этого нефть нагревают до температуры, равной не менее 60oC, в нагревателе 22 и заполняют ею сепарационную емкость 1, где подогретая нефть с деэмульгатором отстаивается в течение 2 ч. В результате происходит расслоение добываемой нефти на обезвоженную нефть и воду, при этом происходит также выделение газов, которые отводятся через выход 20. При истечении времени отстоя производят послойный отбор нефти и воды. Сначала отбирают обезвоженную нефть и по трубопроводу 4 при открытых задвижках 9 и 11 ее перекачивают насосом 7 в трубопровод для транспортировки на ГПС, при этом задвижка 10 на трубопроводе 5 закрыта. После перекачивания всей обезвоженной нефти из сепарационной емкости 1 отбирают воду. Для этого закрывают задвижку 9 и открывают задвижку 10 на трубопроводе 5 и насосом 7 подают воду в трубопровод для транспортировки на ГПС вслед за порцией обезвоженной нефти. Такое порционное перекачивание способствует более эффективной транспортировке нефти по трубопроводу, т.к. она прокачивается более плотной средой - водой. Использование деэмульгатора, содержащего проксанол ПМ и дисолван 3431 в указанных соотношениях, приводит к более глубокому водоотделению. Для более эффективного отделения воды от нефти в деэмульгатор вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел, введенных в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431. Результаты сравнительных испытаний приведены в таблице. При испытаниях обрабатывали вязкую нефть плотностью 860-870 г/см3, содержание смол - 16%, парафина - до 4%. Обработка велась при температуре 60oC. Введение деэмульгатора, содержащего проксанол ПМ и дисолван 3431 в указанных соотношениях, позволяет увеличить глубину обезвоживания нефти до 1,9%, а введение деэмульгатора, содержащего дополнительно пропилбутиловые фракции сивушных масел в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431, увеличивает глубину обезвоживания до 1,5%. Затраты на нагрев до 60oC добываемой нефти на устье скважины с начальной температурой 25oC значительно меньше, чем нагрев до этой температуры нефти на ГПС, где она после транспортировки ее по трубопроводу остывает до температуры 4oC. Для исключения простоя установка может иметь вторую сепарационную емкость 13, которая заполняется добываемой нефтью после заполнения ею первой сепарационной емкости 1. Пока в первой емкости 1 идет процесс разделения нефти, воды и газа, вторая емкость 13 заполняется, а когда во второй емкости 13 происходит разделение нефти, воды и газа, из первой емкости 1 производят послойный отбор обезвоженной нефти и воды. Благодаря такой организации процесса подготовки нефти, ее перекачка насосом 7 в трубопровод для транспортировки происходит практически без перерывов и остановок. Более полное отделение воды от нефти исключает образование устойчивых эмульсий в системах сбора и транспортировки нефти и в результате не требуется дорогостоящего оборудования и технологии для ее дальнейшего разрушения.

Формула изобретения

1. Способ обработки нефти на нефтяной скважине, включающий отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее в сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП), отличающийся тем, что введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6 - 10 г на 1 т добываемой нефти, а нагрев осуществляют до температуры не менее +60oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5 - 2 ч, причем деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1 : 3 до 3 : 1, а подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в деэмульгатор дополнительно вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел в соотношении 1 : 1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что отстаивание нефти после введения в нее деэмульгатора ведут в двух сепарационных емкостях, заполнение и опорожнение которых ведут поочередно.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

BF4A - Аннулирование более ранней публикации

Аннулируемые сведения: Публикацию о досрочном прекращении действия патента считать недействительной

Номер и год публикации бюллетеня: 31-2004

Извещение опубликовано: 10.12.2004        БИ: 34/2004

www.findpatent.ru


Смотрите также