Способ предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений

 

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам предупрежденияобразования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в добывающих скважинах. Повышение эффективности способа достигается за счет предотвращения образования микроглобул воды в нефти, служащих центрами кристаллизации твердой фазы и армирующим материалом АСПО, при этом смешение продукции скважины с реагентами происходит при забойной температуре и до контакта с водой, заполняющей обсадную колонну. Способ включает откачку продукции скважины с уровня подошвы пласта, смешение реагентов с нефтью производится в интервале перфорации, а в качестве носителя реагентов используется товарная нефть. 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛ ИСТИ ЧЕ С К ИХ

РЕСПУБЛИК (si)s С 09 К 3/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ (21) 5033321/03 (22) 19.03.92 (46) 30.08.93, Бюл, hL 32 (76) Н.В.Лакомкин и М.Х,Салимов (56) Обзор зарубежной литературы. Серия

Нефтепромысловое дело, Сизая Химические методы борьбы с отложениями парафина, M., ВНИИОЭНГ, 1977, с.34. (54) СПОСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений — АСПО в добывающих скважинах.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет предотвращения образования стойкой эмульсии. типа вода в нефти и более полного растворения реагентов.

Цель достигается тем, что в способе предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем закачку смеси реагентов, откачку продукции скважины производят с уровня подошвы продуктивного пласта, смешение реагентов с пластовой нефтью осуществляют в интервале перфорированных отверстий, а в качестве носителя реагентов используют товарную нефть.

Суть способа предупреждения образования АСПО заключается в том, что фильт„„Я „„1838360A3 (АСПО) в добывающих скважинах. Повышение эффективности способа достигается эа счет предотвращения образования микроглобул воды в нефти, служащих центрами кристаллизации твердой фазы и армирующим материалом АСПО, при этом смешение продукции скважины с реагентами происходит при забойной температуре и до контакта с водой, заполняющей обсадную колонну.

Способ включает откачку продукции скважины с уровня подошвы пласта, смешение реагентов с нефтью производится в интервале перфорации, а в качестве носителя реагентов используется товарная нефть, 1 табл. рующаяся через перфорэциокные отверстия из продуктивного пласта нефть смешивается в начале с товарной нефтью, находящейся в межтрубном пространстве скважины между обсадной колонной и колонной подьемных труб, и только затем сверху вниз поступает во всасывающий патрубок насоса (хвостовика), находящегося на уровне подошвы продуктивного пласта. Товарная нефть является носителем смеси реагентов, в число которых входят ингибитор парафиноотложения и деэмульгатор. Происходит полное растворение реагентов в нефтяной фазе продукции скважины еще до охлаждения (выпадения кристаллов парафина) и до смешения с водой. (до образования обратной эмульсии воды в нефти). Процессу растворения способствует повышение забойной температуры (40 С). Кроме того, товарная нефть нэ 2-57, тяжелее. пластовой (за счет удаления легких углеводородов), по1838360 этому пластовая нефть будет всплывать до выравнивания плотностей, т.е, до полного взаимного растворения. При всех других известных способах предупреждения отложений.парафина фильтрующаяся из пласта нефть попадает сначала в воду, заполняющую скважину от искусственного забоя до всасывающего патрубка насоса. Обычная глубина подвески насосов составляет 100"

200 м, т.е. всасывающий патрубок насоса находится на глубине 800-1200 м от устья скважины. На..этой же глубине осуществляется смешение ингибиторов отложений с нефтью. При средней глубине скважин 1800 и в обсадной колонне высота столба воды составит 600-1000 м. Первично вода попадает в скважину при промывке и глушении (техническая вода) и пополняется впослед-. ствии из:пласта. Каждая капля нефти, попадающая из перфорационных отверстий в полость скважины, при всплытии преодолевает этот столб воды. Время контакта при всплытии капель нефти с водой будет продолжаться от нескольких часов до суток, Зто обуславливает образование на поверхности капель нефти устойчивой пленки воды. При вхождении капли нефти из слоя воды в слой нефти пленка воды лопается, в результате чего образуются капельки воды микронных размеров, оаспределенных в объеме нефти, Затем нефть попадает в насос, где процесс образования стсйкой обратной эмульсии иэ микрокапель воды завершается. Опытным

fl e84 уста 1ODrleH0, 370 в rlpel1)IKgwul обводненных скважин доля предельна диспергированной воды составляет 2-10,. . Кроме того, капли нефти при всплытии охлаждаются от 40 до 19-21" С, при этом происходит кристаллизация более половины (55,) парафина, находящегося в нефти. Возрастает . вязкость нефти. Все зти факторы — образование стойкой эмульсии микрокапель воды в нефти, образование и рост кристаллов парафина совместно с асфальтенами и смолами, а также повышение вязкости способствуют. возникновению структуры в нефти еще до ее смешения с реагентами.

Часть нефти, прилегающая к более холодной стенке подьемных труб, загустевает и прилипает к стенке трубы, В результате образуется неподвижный слой асфальтосмолопарафинистых отложений, где мирокапли воды служат армирующим материалом. В этом слое происходит дальнейшее уплотнение отложений, которые со временем перекрывают все сечение подьемной трубы.

Применение ингибиторов (замедлителей) выпадения отложений становится мало эффективным, т.к. нет реагентов. способных разрыхлить плотные отложения в условиях работы насоса, В предлагаемом способе предупреждения образования АСПО возникновение загустевшего слоя нефти на стенках труб не происходит, т,к. отсутствует столб воды в

: скважине, в котором происходит охлаждение нефти и создаются условия для образования устойчивой эмульсии воды в нефти. В

"0 предлагаемом способе смешение пластовой нефти с реагентами происходит до контакта нефти с водой и до ее охлаждения ниже температуры кристаллизации парафина, т.к, смешение происходит в интервале

"5 перфорационных отверстий, т.е. выше уровня воды. Кроме того, в качестве носителя смеси реагентов используется товарная нефть данного месторождения, полностью совместимая с пластовой нефтью и изна20 чально содержащая деэмульгатор. В товарную нефть деэмульгатор вводится на установках подготовки нефти. В этом отличие предлагаемого способа предупреждения отложений от известных, что конкретно выражается в откачке продукции скважины с уровня подошвы нефтяного пласта, т.е. уровня, который расположен ниже нижних перфорационных отверстий. Как следствие, обеспечивается полное растворение реа30 гентов в фильтрующейся из пласта нефти, в которой еще отсутствуют устойчивые микро-. капли воды и зародыши кристаллов парафина, Зтим техническим приемом предотвращается образование плотных от38 ложен и при последующем снижении температуры и „.ðèñòàëëèçàöèè парафина.

Таким образом, предлагаемый способ содержит новое. техническое свойство, которое проявляется в ликвидации условий 0 образования устойчивых микрокапель воды в нефти, являющихся центрами кристаллизации парафина и, главное, служащих аомирующим материалом асфальтосмолопарафиновых отложении.

48 Это новое техническое свойство не вытекает явным образом из условия переноса места откачки нефти, т.е. данный способ соответствует критерию "изобретательский. уровень". Усилению нового технического б0 свойства служит изменение места введения реагентов в фильтрующуюся нефть в интервал перфорационных отверстий до ее контакта.с водой и до ее охлаждения ниже температуры кристаллизации парафина, Контакт с водой и кристаллизация парафина происходят в присутствии реагентов, что также. мешает возникновению плотных отложений на стенках труб. Деэмульгатор препятствует образованию стойких эмульсий, снижает смачиваемость парафина асфэль1838360 то-смолистыми компонентами, ослабляя тем самым, взаимодействие между кристаллами, Таким образом, деэмульгатор, содержащийся в товарной нефти, выполняет новую функцию — тормозит рост кристаллов парафина и препятствует образованию плотных отложений. Рыхлые отложения смазываются потоком нефти. Использование в качестве носителя реагентов товарной нефти данного месторождения обеспечивает совместимость с пластовой нефтью и полное растворение реагентов до контакта с водой.

Известно, что введение реагентов беэ разбавления и риводит к образованию сгустков (коагуляции), что снижает их эффективность и увеличивает расход. Эффективность реагентов, предварительно разбавленных в то-, варной нефти, увеличивается на 15;4. Все это вместе взятое способствует эффектив.ному снижению асфальтосмолопарафинистых отложений, т.е, продлевает межремонтный пробег с 90 — 100 дней до

1.80-300 дней при использовании одних и тех же реагентов.

Лабораторные испытания; Для определения эффективности ингибирующей способности реагентов, в частности депрокома, использовали стандартную методику так называемого "холодного" цилиндра,. Суть методики заключается в том, что подготовленную для испытания нефть с ингибитором наливают в стакан обьемом 400 мл и устанавливают его в термостат. Темпе- ратуру нефти во всех случаях поддерживали

20 С, что соответствует температуре нефти в стволе скважины на глубине подвески насоса. Дозировку депрокома о 1-й серии опытов осуществляли без предварительного разбавления и нагрева. Во второй серии опытов нефть до введения реагента подо: гревали до 38 С, что соответствует темпера, туре в; в интервале перфорациоиных отверстий. После введения депрокома нефть охлаждали до температуры опыта, т.е. до 20ОС. Другим отличием. являлось то, что депроком перед вводом в испытываемую нефть разбавляли сырой нефтью до концентрации 1 мас. Og,. В третьей серии опытов отличие от второй состояло в том, что для разбавления депрокома использовали товарную нефть; содержащую деэмульгатор в количестве 50-80 г/т. Для создания заданных температурных условий температуру нефти в стакане (20ОС) и температуру "холодного" цилиндра (10ОC) поддерживали с помощью термостата. Кроме того, с помощью магнитной мешалки осуществляли перемешивание нефти с частотой вращения 1.80 об/мин. По истечении 30 мин цилиндр с осевшими на нем отложениями вынимали из нефти. После стекания избытков нефти цилиндр взвешивали и определяли удельную плотность отложений в мг/см, Результаты испытаний приведены в таблице, Как видно из таблицы, наибольшее защитное действие депрокома без предварительного разбавления достигается при концентрации 0,014 мас. ь, удельная плот10 ность составляет 19,2 мг/см . Предварительное разбавление депрокома сырой нефтью до 1g усиливает защитные csoAGT" ва реагента. Удельная плотность отложений снижается до 14,0 мг/см при меньшей кон15 центрации реагента в нефти — 0,010 мас.®.

Использование в «ачестве носителя реагента товарной нефти, содержащей деэмульгатор в количестве 50-80 г/т, еще более усиливает действие депрокома. Удельная

20 плотность уменьшается до 12,1 мг/см (на

15 ) при еще меньшем расходе реагента (0,008 мас.3)«

П р.и м е р.Для эксплуатации обволненных скважин с дебитом менее 40 м /сут, 25 которые составляют основную массу осложненных образованием АСПО скважии, применяют штанговые глубинно-насосные установки, При этом сам насос спускается в искусственный забой на уровень подошвы

30 продуктивного пласта или поднимается на . 100- 200 м над этим уровнем за счет хвостовика. В этом случае полость скважины ниже уровня подошвы продуктивного пласта выполняет роль газового якоря на приеме на35 соса. Это дополнительный эффект от применения способа. Другим положительным эффектом является уменьшение против давления на продуктивный пласт за счет амены водяного столба на нефтяной. На40, сосную устаНовку монтируют из существую цего оборудования, используя вставной насос и трехступенчатую колонну штанг 3/4 х 5/8 х 1/2 дюйма, изготовленной из легированной стали. Практически длина отдель45 ных ступеней составила (для скважины глубиной 1800 м): штанги 3/4"- 568 м. штанги 5/8»- 780 и и штанги 1/2"- 452 метра, Закачку реагентов производят при работающем насосе. В конкретном случае, введе50.ние депрокома в виде 1 раствора а товарной нефти осуществляли посредством периодически повторяющейся закачки нефтяного раствора в межтрубное пространст. во. Объемы закачиваемого раствора

- 15 составили 16 м . для 5 дюймовой обсадной колонны и 21 мз для 6 дюймовой колонны.

Перед закачкой раствора депрокома проводят комплекс исследований технических характеристик, которые реально изменяются в последующий период эксплуатации. К ним

1838360

Удельная lllloTHocTb отложений, мг/см

Составитель Н. Лакомкин

Техред М.Моргентал Корректор И. Шмакова

Редактор

Заказ 2903 .Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 относятся: отбивка динамического уровня, замер дебита и обводненности нефти, определение вязкости, определение давлений в выкидной линии, замер силы тока на электродвигателе станка.-качалки, снятие и расшифровка динамограмм. На скважину завозится необходимое количество раствора депрокома в нефти. К затрубному пространству работающей скважины подключается цементировочный агрегат.

Закачка раствора производится на первой скорости агрегата для замены водяного столба на нефть до уровня подошвы продуктивного пласта. Периодичность закачки раствора в скважину определяется дебитом и обводненностью продукции скважины. Конкретно для каждой скважины периодичность устанавливается опытным путем.

Скважина без закачки реагентов эапарафинивается за 10-20 сут работы, использоваwe депрокома продлевает эксплуатацию без осложнений до 90 †1 сут с одной заправкой глубинного дозатора. Применение предлагаемого способа предупреждения

5 асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет эксплуатировать скважину беэ подьема насосного оборудования до 300 сут..

10 Формула изобретения

Способ предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий закачку смеси реагентов, смешение реагентов с нефтью в зоне перфорации, о т л и ч а

15 ю шийся åì, что дополнительно откачку насосом продукции скважины производят с .уровня подошвы продуктивного пласта, а закачку смеси реагентов осуществляют на носителе, в качестве которого используют

20 товарную нефть.