Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений
Владельцы патента RU 2584172:
Общество с ограниченной ответственностью "НефтеПромСервис" (RU)
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды. Технический результат - увеличение межочистного периода скважины. 2 пр.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. Способ применяется для очистки глубинно-насосного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений.
Известен способ удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин (заявка РФ на изобретение №2003131526, E21B 37/06, 2005) заключающийся в получении растворителя на основе сконденсированных легких углеводородов, их вводе в насосно-компрессорные трубы скважины и осуществлении циркуляции при работающем «на себя» глубинном насосе. Обработка скважины данным растворителем не может обеспечивать длительную и надежную защиту скважины от новых отложений, что указывает на низкую эффективность предлагаемого способа.
Известен также способ ремонта скважины по патенту РФ на изобретение №2455463, E21B 37/06, 2011. В течение 3-6 часов проводят циркуляцию моющей композиции, в качестве которой используют смесь растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений, реагента и технической воды, после чего вымывают продукты реакции из скважины водой. Для закачки моющей композиции и технической воды может быть использована гибкая труба. К недостаткам данного способа можно отнести необходимость промывания скважины водой для удаления продуктов реакции, что влечет за собой усложнение технологического процесса и необходимость использования дополнительного оборудования.
В качестве наиболее близкого аналога заявляемого изобретения выбран способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений по патенту РФ №2132450, E21B 37/00, 1999. Способ состоит в подаче реагента-ингибитора в затрубное пространство в количестве 0,5-2% от объема откачиваемой нефти, находящейся в НКТ и затрубном пространстве, и циркуляции реагента-ингибитора по замкнутому кольцу - насосные трубы - выкидная линия. Недостаток способа заключается в сложности определения необходимого для промывки объема реагента-ингибитора, что отрицательно влияет на эффективность очистки.
Технической задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности очистки.
Технический результат заключается в увеличении межочистного периода скважины.
Технический результат достигается за счет того, что способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, характеризуется тем, что в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.
Технический результат обеспечивается за счет того, что объем моющей композиции, подаваемой в затрубное пространство скважины, составляет не менее 10 и не более 50 процентов от объема, внутри которого происходит циркуляция моющей жидкости (далее объем циркуляции). Объема моющей композиции, составляющего менее 10% от объема циркуляции, недостаточно для отмыва сильно запарафиненных поверхностей. При композиции, залитой в объеме, составляющем более 50% от объема циркуляции, промывка становится неэффективной. Данное процентное содержание определено экспериментальным путем и является достаточным для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений даже при очень интенсивном их осаждении на стенках оборудования. Поэтому объем моющей композиции, подаваемый в пределах от 10 до 50 процентов от одного объема циркуляции, оказывает максимально эффективное воздействие на запарафиненную поверхность и позволяет увеличить межочистной период.
Закачиваемая в скважину моющая композиция совершает два цикла отмыва, т.е. дважды проходит через все пространство циркуляции и затем поступает в выкидную линию. При первом цикле происходит разжижение АСПО, отмыв большей части поверхности. Затем моющая композиция вновь подается в затрубное пространство, осуществляется вторичный отмыв запарафиненной поверхности. Асфальтосмолопарафиновые массы, отмытые ранее, создают дополнительное динамическое воздействие, помогая удалить остатки отложений, происходит эффективный отмыв поверхности и вынос продуктов отмыва из скважины. Применение большего количества циклов нецелесообразно, т.к., пройдя два цикла циркуляции, данная моющая композиция вбирает в себя максимально возможное количество АСПО, обеспечивает высокую степень очистки.
Входящий в состав моющей композиции в количестве 8-80% углеводородный растворитель обладает высокой растворяющей способностью АСПО. В качестве углеводородного растворителя используется смесь предельных углеводородов, преимущественно гексана, гептана, октана и ароматических углеводородов, например толуола, этилбензола, изопропилбензола, диэтилбензола. 8-80% углеводородного
растворителя является достаточным количеством для разжижения и эмульгирования АСПО. Поэтому второй составляющей композиции является пресная вода. Углеводородный растворитель и вода - несмешиваемые жидкости, при закачке их в скважину без каких-либо еще добавок они не смогут образовать единую моющую композицию и, как следствие, не смогут оказать достаточно эффективное воздействие на отмываемую поверхность. С помощью использования в составе моющей композиции активирующей добавки (1-4%), состоящей из поверхностно-активных веществ (ПАВ), добиваются смешения углеводородного растворителя с водой и создания однородной эмульсии. При таком процентном содержании достигают необходимой вязкости композиции, при которой она обладает высокими отмывающими свойствами, составляющей от 1 до 100 мПа·с. В качестве ПАВ используется смесь поверхностно-активных веществ сульфонатного типа и неионогенных поверхностно-активных веществ. С помощью ПАВ диспергируют отмываемую массу, получая заключенные в тонкую пленку частицы размером меньше 1 мм, которые не слипаются впоследствии и не образуют новые отложения. Благодаря ПАВ обеспечивают процесс ингибирования, при котором на отмытой поверхности образуется защитная пленка, которая предотвращает дальнейшее отложение АСПО, и значительно увеличивает межочистной период.
Заявляемый способ осуществляется следующим образом.
Исходя из объема циркуляции, в котором будет проводиться очистка оборудования от АСПО, рассчитывают необходимый объем моющей композиции. Объем циркуляции складывается из суммы объема затрубного пространства и объема колонны НКТ. Моющую композицию подают в объеме 10-50% от объема одного цикла в затрубное пространство скважины. При необходимости, поверх моющей композиции подают продавочную жидкость, в качестве которой используют нефть или воду. Закрывают линейную задвижку устьевой арматуры, открывают затрубную задвижку в линию и запускают скважину в работу по циркуляции, обеспечивая, таким образом, движение отмывающей жидкости по поверхности глубинно-насосного оборудования. Жидкость попадает на прием погружного насоса, проходит через колонну НКТ, устьевую арматуру и вновь поступает на прием насоса. Таким образом, циркуляция происходит по замкнутому циклу: затрубное пространство - прием насоса - колонна НКТ - устье - затрубное пространство. В процессе циркуляции моющая композиция совершает два цикла отмыва, затем открывают линейную задвижку и продукты отмыва выносятся из скважины. В процессе циркуляции происходит отмыв запарафиненной поверхности углеводородным растворителем, разжижение и диспергирование отмытой массы поверхностно-активными веществами и последующий вынос продуктов реакции из
скважины. В качестве моющей композиции используют композицию углеводородную НПС-Р1 по ТУ 2122-006-60701571-2013. НПС-Р1 содержит углеводородный растворитель 8-80 мас. %, активирующую добавку - 1-4 мас. % и воду - остальное.
В состав углеводородного растворителя входят предельные углеводороды в количестве 90-100 мас. % и ароматические углеводороды в количестве 0-10 мас. % от количества углеводородного растворителя.
Предельные углеводороды могут быть выбраны из ряда: гексан, гептан, октан без регламентированного содержания конкретного вещества из ряда. Ароматические углеводороды могут быть выбраны из ряда: бензол, толуол, ксилол, этилбензол, изопропилбензол, диэтилбензол без регламентированного содержания конкретного вещества из ряда.
Активирующая добавка состоит из поверхностно-активных веществ (ПАВ), в состав которых входят следующие вещества в масс. % от количества ПАВ:
- метанол или изопропиловый спирт 1-2,
- 2-метоксиэтанол 0,2-0,7,
- метилдиэтаноламин 0,2-0,4,
- этиленгликоль 0-0,3.
Пример 1:
Очистка действующей эксплуатационной скважины с продавкой. Для очистки скважины с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, толщиной стенки эксплуатационной колонны 7,3 мм, диаметром НКТ 73 мм, толщиной стенки НКТ 5,5 мм длиной скважины 2000 м и длиной колонны НКТ 1800 м расчетный объем моющей композиции составляет 5,43 м3, объем продавочной жидкости - 25,72 м3. Объем цикла, состоящий из суммы объемов затрубного и трубного пространств от устья до насоса, составляет 31,2 м3. Скважина эксплуатируется насосом ЭЦН-30. При работающем электроцентробежном насосе в затрубное пространство скважины закачивают моющую композицию НПС-Р1 в объеме 5,43 м3 и продавочную жидкость в объеме 25,72 м3. Продавку осуществляют на максимальной скорости работы насоса, при которой давление в затрубном пространстве не превышает 8 МПа. Закрывают линейную задвижку, открывают затрубную задвижку в линию, обеспечивают двукратную прокачку композиции по всему объему циркуляции. Время прокачки составляет 4,5 часа, оно рассчитывается исходя из дебита скважины, с использованием насоса ЭЦН-30 этот объем составляет 30 м3/сут и объем моющей композиции - 5,43 м3. После прокачки открывают линейную задвижку, закрывают затрубную задвижку в линию. Отмытые массы асфальтосмолопарафиновых отложений выносятся из скважины.
Пример 2:
Очистка действующей эксплуатационной колонны без продавки. Для очистки скважины с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм, толщиной стенки эксплуатационной колонны 7 мм, диаметром НКТ 73 мм, толщиной стенки НКТ 5,5 мм, длиной скважины 1700 м и длиной колонны НКТ 1500 м. Скважина эксплуатируется штанговым вставным глубинным насосом НВ-32, расположенным на глубине 1500 м и подвешенным на штангу диаметром 22 м. Дебит скважины 5 м3/сут. Динамический уровень 1300 м. Расчетный объем моющей композиции составляет 3,96 м3. Объем цикла, состоящий из суммы объемов затрубного и трубного пространств от устья до насоса, составляет 18,2 м3. При работающем штанговом насосе в затрубное пространство скважины закачивают моющую композицию в объеме 3,96 м3. Закачку композиции осуществляют на максимальной скорости работы насоса, при которой давление в затрубном пространстве не превышает 8 МПа. Закрывают линейную задвижку, открывают затрубную задвижку в линию, обеспечивают двукратную прокачку композиции по всему объему циркуляции, для чего оставляют погружной насос в работе на 28,5 часов. После чего открывают линейную задвижку, закрывают затрубную задвижку в линию. Отмытые массы асфальтосмолопарафиновых отложений выносятся из скважины.
Таким образом, заявляемый способ позволяет увеличить межочистной период скважины и повысить эффективность очистки скважинного оборудования от АСПО.
Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, отличающийся тем, что в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.
