Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений

 

Способ используется в нефтедобывающей промышленности для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО) и диспергирования их в нефтепромысловом оборудовании. Реагент - ингибитор подают в затрубное пространство в количестве 0,5 - 20 мас.% от объема нефти в откачиваемой продукции, заключенной во внутренней полости насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса. Работу глубинного насоса осуществляют по замкнутому кольцу - насосные трубы выкидная линия, по которому и циркулирует смесь откачиваемой продукции с реагентом. Использование изобретения повышает эффективность ингибирования АСПО и увеличение объема добываемой продукции. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений и диспергирования их в нефтепромысловом оборудовании.

Известен способ депарафинизации скважин, заключающийся в закачке в скважину горячей нефти или углеводородного газа (авт.св. СССР N 1270298, кл E 21 B 37/06, 1986).

Известен способ депарафинизации скважин, включающий циркуляцию технологического раствора по замкнутому циклу, циклическую закачку технологического раствора в скважину, очистку компрессорных труб и технологического раствора (патент RU N 2003783, кл E 21 В 37/00, 1993).

Недостатком известных способов является неполный объем работ по депарафинизации из-за трудоемкости и малая эффективность процесса удаления АСПО.

Целью изобретения является повышение эффективности ингибирования АСПО и увеличение объема добываемой продукции.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе удаления солей парафиновых отложений, включающем циклическую подачу реагента-ингибитора в затрубное пространство, циркуляцию смеси откачиваемой продукции с реагентом по замкнутому циклу, реагент-ингибитор подают в объеме 0,5 - 2,0 мас.% от объема нефти в откачиваемой продукции, заключенной во внутренней полости насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса, а работу глубинного насоса осуществляют по замкнутому кольцу - насосные трубы и выкидная линия, по которому и циркулирует смесь откачиваемой продукции с реагентом.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. В межтрубное пространство скважины заливается расчетный объем ингибитора парафиноотложений. Закрывается задвижка межтрубного пространства, открывается перепускной клапан по устьевой арматуре, т.е. скважина переводится в режим работы "на себя". Ингибитор парафиноотложений имеет в своем составе и растворитель. Проходя многократно через запарафинированный интервал, ингибитор постепенно разрыхляет и диспергирует кристаллы парафина, образуя рыхлую массу. Рыхлая масса переходит в откачиваемую продукцию и выносится из скважины. Время работы скважины "на себя" зависит от производительности глубинного насоса. Для скважин, эксплуатируемых насосами диаметром 32 мм, оптимальное время работы "на себя" 72-96 часов. Для скважин с насосами диаметром 43 мм - 48-50 часов. Время непрерывной работы "на себя" скважин, эксплуатируемых УЭЦН, зависит от скорости охлаждения погружного электродвигателя (ПЭД) жидкостью, поступающей из пласта, и находится в пределах 6-8 часов. По истечении этого времени УЭЦН отключают для охлаждения на 3-4 часа. Затем цикл повторяют. Время работы скважины "на себя" во втором цикле сокращается на 1-2 часа, так как резко сокращается приток жидкости из пласта в скважину. Время охлаждения ПЭД после второго цикла также составляет 3-4 часа. Обычно для полной очистки НКТ от АСПО в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН достаточно провести не менее 3 циклов.

В качестве ингибитора могут быть использованы Инпар-1, ППС, СНПХ-7523. Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что оптимальной является однопроцентная концентрация ингибитора Инпара Инпар-1 в нефти.

В таблице приведены результаты испытаний данного способа на скважинах, эксплуатируемых УЭЦН и СШН. Из таблицы видно, что средний объем добываемой продукции по группе скважин увеличился в 1,62 раза. Ввиду свободного протока жидкости во всех скважинах снизился динамический уровень. Средний межочистный период увеличился в 2,85 раза.

Время повторной обработки в предлагаемом способе определяется по данным замера дебита жидкости и динамического уровня на скважинах, эксплуатируемых УЭЦН и снятием динамограммы на скважинах, эксплуатируемых СШН.

Таким образом, применение предлагаемого способа на скважинах повышает эффективность ингибирования АСПО, способствует увеличению объема добываемой продукции и межочистному периоду. Экономический эффект без учета дополнительно добытой нефти составил 1,2 млн. рублей на одну скважину.

Формула изобретения

Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений, включающий циклическую подачу реагента-ингибитора в затрубное пространство, циркуляцию смеси откачиваемой продукции с реагентом по замкнутому циклу, отличающийся тем, что реагент-ингибитор подают в затрубное пространство в количестве 0,5 - 2,0 мас.% от объема нефти в откачиваемой продукции, заключенной во внутренней полости насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса, а работу глубинного насоса осуществляют по замкнутому кольцу - насосные трубы и выкидная линия, по которому и циркулирует смесь откачиваемой продукции с реагентом.

РИСУНКИ

Рисунок 1