Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из скважины

 

Использование в нефтедобывающей промышленности при физико-химических способах очистки подземного нефтедобывающего оборудования от органических отложений Сущность изобретения закачивают в полость насосно-компрессорных труб через полые штанги горячий газообразный агент В момент выхода горячего газообразного агента в полость насосно-компрессорных труб в скважину через затрубное пространство начинают закачивать жидкий растворитель отложений Ведут одновре менную закачку горячего газообразного агента в полые штанги, а жидкого растворителя отложений в эатрубное пространство

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ

Комитет Российской Федерации по патентам и товарным знакам (21) 5028176/03 (22) 21.02.92 (46) 15.10.93 Бюп. Йя 37 — 38 (75) Мусабиров МХ. Орлов ГА (73) Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (54) СПОСОБ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ИЗ СКВАЖИНЫ (57) Использование: в нефтедобывающей промышленности при физико-химических способах очистки (19) Щ (11) (51) ЕИ 7 00 E21B 7 Щ подземного нефтедобывающего оборудования от органических отложений. Сущность изобретения: заначивают в полость насосно-компрессорных труб через полые штанги горячий газообразный агент. В момент выхода горячего газообразного агента в полость насосно-компрессорных труб в скважину через затрубное пространство начинают закачивать жидкий растворитель отложений. Ведут одновременную закачку горячего газообразного агента в полые штанги, а жидкого растворителя отложений в затрубное пространство.

2001247

55 ч

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности конкретно к физико-химическим способам очистки подземного нефтедобывающего оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО).

Известен способ удаления АСПО из скважины, включающий закачку жидкого растворителя в эатрубное пространство, заполнение им скважины и циркуляцию ðàñтворителя до удаления. АСПО, Способ предусматривает предварительный нагрев жидкого растворителя перед закачкой в скважину до 60-70 С.

Недостаток этого способа — низкая эффективность в скважинах, s которых органические отложения сложены тугоплавкими компонентами: цереэинами, асфальтенами и смолами. Быстрое охлаждение растворителя при его закачке по затрубному пространству не позволяет оказывать теплового воздействия на АСПО в полос; и лифтовых труб, Известен способ удаления АСПО из скважины. оборудованной лифтоэыми трубами и штанговым насосом, включающий закачку горячего водяного пара в эатрубное

1 пространство, расплавление и отмыв отложений с поверхности оборудования и вынос загрязнений на поверхность.

Существенным недостатком этого способа, снижающим его эффективность, является нерациональное использование тепла для удаления АСПО иэ полости насоснокомпрессорных труб (НКТ) и поверхности штанговой колонны. где формируется основной обьем органических загрязнений.

Большие теплопотери из-за контакта водяного пара с поверхностью обсадной колонны на всем пути движения пара от устья до насоса (а это от 600 до 2500 м, в зависимости от конструкции сква:<ины) не позволяют проникнуть через насос в полость НКТ горячему пару, Практика показывает, что температура пара снижается до 40-60 С уже на глубине 500-600 м, поэтому в полость НКТ вводят не горячий пар, а теплую воду. Естественно, последняя не может эффективно

-удалять АСПО с поверхности штанг и НКТ, т.к. не является растворителем. Кроме этого, в случае оборудования скважины колонной полых штанг (наружный диаметр их 42 мм, толщина стенки 3,5 мм) эффективность удаления АСПО из меньшей свободной полости НКТ еще более снижается.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ удаления АСПО из скважины, включающий закачку горячего газообразного агента в полость насосно-компрессорных труб через полые штанги, расплавление и отмыв отложений с поверхности оборудования и вынос загрязнений на поверхность.

Недостаток данного способа депарафиниэации НКТ вЂ” недостаточная эффективность удаления АСПО, обусловленная лишь тепловым воздействием на органические загрязнения. В качестве-отмывающей жидкости в известном способе используют скважинную жидкость, нагреваемую паром.

Известно, что эта жидкость обладает малой растворяющей способностью по отношению к АСПО.

Цель изобретения — повышение эффективности удаления АК:ПО за счет сочетания физико-химического и теплового воздействия при рациональном использовании тепла.

Указанная цель достигается тем, что в описываемом способе удаления АСПО иэ скважины, включающем закачку горячего газообразного агента в полость НКТ через полые штанги, расплавление и отмыв отложений с поверхности оборудования и вынос загрязнений на поверхность, в момент выхода горячего газообразного агента в полость HKT в скважину через затрубное пространство начинают закачивать жидкий растворитель отложений и ведут одновременную закачку горячего газообразного агента в полые штанги, а жидкого растворителя отложений в затрубное пространство до удаления АСПО.

Закачка горячего газообразного агента и жидкого растворителя по предлагаемому способу сопровождается следующими физическими процессами.

Горячий газообразный агент(например, перегретый водяной пар, горячие топочные газы и др. агенты) закачивают в полость колонны штанг. Тепло расходуется на нагрев металлической колонны штанг, жидкости (нефть), находящейся в полости НКТ и размягчения АСПО на поверхности штайн и труб. Как только горячий гаэ достигает низа колонны штанг (насоса) и прорывается в полость НКТ, на поверхности начинают закачку в затрубное пространство жидкого растворителя АСПО. Растворитель вытесняет скважинную жидкость из эатрубного пространства в полость НКТ, попадает туда сам, встречается с горячим газом и перемешивается с ним, Нагревающийся растворитель поднимается по колонне НКТ и растворяет, расплавленную массу АСПО. Обработку ведут при одновременной закачке горячего газа в полость штанг и жидкого растворителя в эатрубное пространство до полной очистки подземного оборудования от ИСПО. По2001247 следнее определяют анализом выходящей которые геолого-технические данные ад ос и из полости НКТ на поверхности. жины: искусственный забой — 1791 м, диасквСопоставительный анализ показывает, метр колонны —.169 мм, эксплуатационный что заявляемое техническое решение отли- горизонт — Д, диаметр НКТ вЂ” 73 мм, диачается от прототипа тем, что в момент выхо- 5 метр полых штанг — 43 мм, глубина спуска да горячего газообразного агента в полость насоса НГН-43 — 1200 м, ин ервал перфораколонны KHT в скважину через затрубное ции 1769-1771,5; 1772-1774; i775-1782. Рвпространство начинают закачивать жидкий нее проведенные обработки скважины по растворитель отложений и ведут одновре- очистке лифта от АСПО: менную закачку горячего газообразного 10 1) удаление АСПО углеводородным расагента в полые штанги, а жидкого раствори- творителем (закачка 24 м дистиллята через теля отложений в затрубное пространство затрубноепространствоициркуляциячереэ до удаления органических отложений. Поэ- НКТ) дало следующий результат — уменьшетому данное техническое решение отвечает ние нагрузки на головку балансира 315 кг, 15 дебит остался на прежнем уровне — 4,5

Предлагаемый способ удаления АСПО м /сут. межочистной период увеличился на из скважины отличается от известных тех- 35 сут; нических решений в этой области техники 2) удаление АСПО закачкой пара через операцией совместной закачки горячего га- затрубное пространство в течение 10 ч. Резообразного агента в зону парафиноотло- 20 зультат — уменьшение нагрузки на головку жения (полость насосно-компрессорных балансира 102 кг, дебитостался на прежнем труб) и жидкого растворителя в эту зону, уровне — 4,2 м /сут, межочистной период

Транспортирование тепла осуществляют по увеличился на 26 сут; каналу, расположенному непосредственно 3) дозирование через полые штанги инв зоне парафиноотложения. Горячий газо- 25 гибитора парафиноотложений СНПХ-7215 образный агент при таком способе транс- на прием насоса не решило проблему. Из-за портирования не только осуществляет отсутствия реагентов дозировка прекращепредварительный прогрев зоны парафино- на; отложений, но и нагревает (проникнув в llo 4) закачка пара в полость штанг спуI лость НКТ) поступающий туда жидкий 30 щенных до интервала парафиноотложений, растворитель. Повышение температуры в течение 6 ч. Результат — уменьшение на0 растворителя на 10-15 С увеличивает рас- грузки на головку балансира 180 кг, ебит творяющуюспособностьжидкости в2-4ра- остался на прежнем уровне — 4,9 м /сут, . за. Рациональное использование энергии межочистной период увеличился на 41 сут. горячего газообразного агента позволяет 35 Новый способ удаления АСПО из скваповысить температуру подаваемого в НКТ жины осуществлен следующим образом, растворителя с 20-25"С до 70-900С. При за- Паропередвижную установку(ППУ) подклюкачке горячего растворителя по эатрубному чили к колонне полых штанг через гибкое пространству в полость НКТ (известный соединение. Закачали водяной пар с темпеспособ удаления АСПО изскважины)тепло- 40 ратурой 300-307 С при давлении 4,2-5,8 потери так велики, что уже через 400-600 м МПа. Через 20 мин {расчетное время доститемпература жидкости падает до темпера- жения пара до насоса) начали качать агрегатуры окружающей скважинной жидкости. том ЦА-320 дистиллят в эатрубное

Таким образом, предварительная пода- пространство. Закачку пара в колонну ча горячего газообразного агента в.полость 45 штанг продолжали, одновременно закачали колонны штанг, а затем одновременная за- дистиллят в затрубное пространство. Через качка горячего агента и жидкого раствори- 75 мин с начала закачки пара, îí floRBHëcÿ теля в скважинуусиливает как тепловое, так вместе с нефтью на устье из полости НКТ. и физико-химическое воздействие на АСПО Прокачали 24 м дистиллята через НКТ вме с получением сверхсуммарного эффекта, 50 сте с паром в течение 1,5 ч. Наблюдали инвыражающегося в полной очистке скважин- . тенсивное вымывание органических ного оборудования отзагряэненийза более отложений из полости НКТ (выкидной ликороткое техническое время при снижении нии). Давление при закачке растворителя затрат. экономии тепла и материалов. Вы- упало с бдо ОМПа. При осветлении выходяшеизложенное позволяет сделать вывод о 55 щего дистиллята обработку закончили. Обсоответствии технического решения крите- щее время обработки составило 3 ч. Расход рию "существенные отличия". пара в 4 раза меньше, чем при традиц нПример. Предлагаемый способ уда- ной обработке скважины. Скважина была ления АСПО из скважины испытан на скв, оставлена в покое на 8 ч, Затем пущена в

М5515 Ромашкинского месторождения. Не- эксплуатацию. Результаты обоаботки: на2001247

Составитель M. Мусабиров

Редактор M. Самерханова Техред М.Моргентал Корректор Н.Ревская

Тираж Подписное

НПО "Поиск" Роспатента

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

Заказ 3119

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 груэка на головку балансира уменьшилась на 850 кг, дебит (в течение 3 мес) составлял

6-8,5 м /сут, межочистной период составил

150 сут, т.е. увеличился в 3 раза. Аналогичные результаты были получены на двух других скважинах с применением газовой горелки (эакачка в полость штанг горячего (350 С газа) и этилбенэольной фракции в .качестве растворителя АСПО.

Таким образом предлагаемый способ удаления АСПО иэ скважины превосходит по эффективности известные способы, имеФормула изобретения

СПОСОБ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИнОВых ОтлОжений из скВАжины, включающий закачку горячего газообразного агента в полость насосно-компрессорных труб через полые штанги, расплавление и отмыв отложений с поверхности оборудования и вынос загрязнений на поверхность, отличающийся тем, что в момент выхода горячего газообразного агента в полость ет лучшие экономические показатели и обеспечивает высокий технический эффект. (56) Шерстнев Н.М.. Гурвич Л.М. и др.

5 Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. M.: Недра, 1988, с. 175-176.

Акульшин А.и. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. — Учебное пособие для механизмов. М.: Недра. 1989. с.

10 350-351.

Авторское свидетельство СССР

N. 107028, кл. Е 21 В 37/00. 1956.

15 насосно-компрессорных труб в ск..кину через затрубное пространство на имают эакачивать жидкий растворитель отложений и ведут одновременную закачку горя20 чего газообразного агента в полые штанги, а жидкого растворителя отложений в затрубное пространство до удаления отложений.