Электронный объект депонирования (реферат) Произведение науки (стр. 4 )

1. A method for recovering oil from a gas-lifted oil well penetrating a subterranean oil-bearing formation, the method comprising:

A) providing a lift gas and a surfactant at an oil well wherein the oil well penetrates a subterranean oil-bearing formation and has formation fluids in the well bore;

B) injecting a lift gas into the oil well; and

C) injecting a surfactant into the oil well,

wherein

i) the surfactant functions to:

(a) reduce the surface tension between the formation fluids and the lift gas;

(b) create a lift gas-formation fluid foam; or

(c) both (a) and (b);

ii) the surfactant and lift gas are injected into the oil well at a depth sufficiently deep to lift formation fluids to the surface; and

iii) the surfactant consists essentially of a member selected from the group consisting of sultaines and all salts thereof, hydroxysultaines and all salts thereof, and mixtures thereof.

Аналог №3

Названиеразработки: Non-cryogenic nitrogen for on-site downhole drilling and post drilling operations

Патент №: US006443245B2 (США)

Дата приоритета:  03.09.2002 г.

What is claimed is:

1. A method for producing an inert rich gas for use in removing cuttings from a drilling region of a well comprising:

removing at least a substantial portion of oxygen contained within a feed stream of air to produce the inert rich gas and an oxygen enriched waste gas; and supplying the inert rich gas to equipment for direction to the drilling region of the well at a pressure and flow rate sufficient to remove cuttings from the drilling region.

2. The method of claim 1 wherein the well is an oil well, gas well, or combination thereof.

3. The method of claim 2 wherein the equipment comprises a surface equipment installation.

4. The method of claim 1 wherein the step of supplying the inert rich gas comprises boosting the pressure of the inert rich gas to a level sufficient to remove the cuttings from the drilling region of the well.

IV. АКТУАЛЬНОСТЬ И СУЩНОСТЬ РАЗРАБОТКИ

       В настоящее время в мире насчитывается около 1 миллиона скважин для добычи нефти. Более 90% из них эксплуатируется с применением какого-либо способа механизированной добычи для увеличения их производительности. Пластовое давление в таких скважинах, как правило, не позволяет добывать нефть фонтанным способом, поэтому нефтедобывающие компании вынуждены менять естественный режим пласта, повышая давление и увеличивая тем самым производительность скважины. Хотя газлифтный метод применяется всего на 30 000 скважин, он является самым распространенными экономичным способом механизированной добычи из нефтяных скважин на морских месторождениях,  и  на месторождениях поздней стадии эксплуатации.

Традиционные газлифтные технологии (подача с месторождения)в мире имеют конструктивные ограничения, такие как предельные величины расхода нагнетаемого газа для обеспечения устойчивого потока флюида в НКТ и ограниченное или со временем снижающееся рабочее давление.

Актуальность данной разработки заключается в возможности использования азота по потребности, промышленной  добыче нефти газлифтным способом на  скважинах месторождений находящихся на поздней стадии разработки.

Газлифтный метод является логическим продолжением фонтанной эксплуатации.

Данный метод представляет собой технологию механизированной добычи, в которой газ закачивается под относительно высоким давлением с поверхности в скважину, как правило, в пространство между НКТ (насосно-компрессорная труба и обсадной эксплуатационной колонной), через клапан, расположенный в скважине на определенной глубине. Нагнетаемый газ попадает в клапан и смешивается с флюидом, находящимся в НКТ. Образование такой смеси приводит к понижению плотности жидкости, позволяя нефти подняться к поверхности за счет существующего давления в пласте.

Путем поддержания постоянного расхода газа, закачиваемого с поверхности, а также постоянного соотношения объемов нагнетаемого газа из скважинного флюида дебит скважины сохраняется постоянным.

Азот, используемый взамен природного или попутного газа (далее - газ), получают при помощи азотных установок или станций для добычи нефти на нефтегазовых месторождениях.

Исследования показали, что использование азота для промышленного газлифта является  более экономичным и экологически чистым, так как отсутствуют вредные вещества, образующиеся при использовании природного или попутного газа.

Попутный газ, который выходит вместе с азотом в смешанном виде можно подавать в газопроводы с низким давлением. При этом содержание азота в составе газа не должно превышать допустимую норму. Так как азот понижает калорийность газа при условии CH4<90%. Вместе с тем, подача азота увеличивает расход газа в связи с расширением смеси газа (азот + попутный газ).

Анализ технологических показателей, касающиеся сущности метода газолифтной добычи нефти с использованием азота  взамен природного или попутного  газа, приведены в следующих примерах:

Анализ технологических показателей добычи газлифтных скважин и сравнения их с показателямиШГНскважин нефтяного месторожденияХ-1

Изучаемое нефтяное месторождение Х-1 эксплуатируется 6 газлифтными и более
35 ШГН скважинами. Ежемесячно для газлифта требуется более 2 млн. куб. м газа поставляемой из соседнего месторождения, где скважины работают фонтанным способом с устьевым давлением 65 кгс/см2.

На месторождении Х-1не имеются компрессорные установки по сжатию и обратной закачки низконапорного газа, для последующего использования на газлифт. Газ после АГЗУ (автоматизированная групповая замерная установка) сжигается на факел. Расходы газа в период с 2013 по 2016 год представленына рис. 1.

Рис. 1.Сравнение показателей расхода газа на газлифт и добычи жидкости по месяцам, месторождение Х-1.

По рис. 1видно, что расходы газа на газлифт по месяцам неравномерны относительно объема добытой жидкости. Причиной этого является не корректность данных по замеру расхода газа или отсутствие контроля за технологическими режимами действующих газлифтных скважин.

По принципу эксплуатации газлифтных скважин, расход газа и его давление всегда должны быть под контролем.

Таблица 1.Сравнения среднесуточных показателей добычи газлифтных и глубинно-насосных скважин месторождения Х-1 по месяцам.

При условии недостаточного пластового давления для извлечения нефти, на месторождении рассматривается два способа эксплуатации нефтяных скважин, т. е.:

- механический способ эксплуатации при помощи Штанговых и винтовых насосов;

Примечание: при механизированном способе извлечение нефти из пласта ограничивается пластовой энергией и конструкцией скважин.

- газлифтный способ эксплуатации при помощи газа или же азота.

Примечание: газлифтный способ извлечения нефти из пласта является предпочтительным способом по сравнению с механизированным способом.

В таблице 1 сравниваются показатели эксплуатации скважин нефтяного месторождения Х-1за период 2013-2016 годы. Сравнение показывает, что при эксплуатации газлифтных скважин объем добываемой жидкости мал, по дебит нефти больше.

Себестоимость добычинефти ШГН скважинами по сравнению с газлифтными скважинами, судя по добываемой продукции, расхода на электричество и обслугу, может быть больше.

Для того чтобы показать увеличение добычи с увеличением количества газлифтных скважин на месторождении Х-1 нижеприведены графики, рис. № 2 и рис. №3, гдесопоставляются суточные показатели разработки2010 года и 2012 года. В 2010 году число газлифтных скважин составляло 22 единицы и среднесуточная добыча из этих скважин оказалась больше, чем ШГН. Аналогичные показатели прослеживаются и в 2012 году.

Рис. 2.Анализ показателей добычи в 2010году.

Рис. 3. Анализ показателей добычи в 2012 году.

Таблица2.Расчеты по определению оптимального расходагаза на газлифтные скважины, на месторождении Х-1на 2016год.

По результатам расчетов определения расхода газа приведенных в таблице 2 сделаны следующие выводы:

- С ростом числагазлифтных скважин суточные расходы газа увеличиваются,
но по месяцам расход газа изменяется не линейно. Причиной нелинейности служит неравномерность технологических параметров добывающих скважин(статический и динамический уровень, параметры устьевых показателей и другие).

- С увеличением расхода газана лифт жидкости из скважины прослеживается увеличение добывающих возможностей скважины. Только за апрель месяц 2016 года результаты расчетов противоположны, т. е. с увеличением расхода газа, добыча жидкости снижается. Основной причиной является неправильный выбор технологического режима длягазлифтных скважин (снижение или равенство уровней жидкости ниже, чем специальные отверстияпусковых клапанов НКТ, с увеличением нагнетаемогодавления).

- Применение на объекте исследования, технологии закачки газообразного азота в виде агента, для газлифта, является правильным подходом, исходя из стоимости газа.

Суточный расход газа в среднем на газлифт для 6 скважин месторождения Х-1 составляет 87 – 90 тыс. куб. м в сутки, при давлении в среднем 60 – 65 кгс/см2.

По проведенному обзору производительность одной стационарной азотной установки  доходит до 10 000 нм3/час (норм. куб. м), при чистоте - 95% - Мембранные установки.

Давление подачи азота одной азотной установкидо340 кгс/см2.