Способ предотвращения парафиновых отложений в нефтяных и газоконденсатных скважинах

 

Использование: для борьбы с парафиноотложениями химическими способами методом введения ингибиторов, присадок. Сущность изобретения: определяют участок активного парафиноотложения, осуществляют подбор химической добавки и очистному агенту в концентрации, необходимой для данного участка, и вводят очисткой агент с присадкой посредством дополнительно установленной в насосно-компрессорных трубах с калиброванным отверстием.

Изобретение относится к химическим способам борьбы с парафиноотложениями в процессе добычи легких и низковязких нефтей и газоконденсатов и касается методом введения химических добавок (депрессорных присадок или ингибиторов парафиноотложений), предупреждающих застывание добываемого продукта или отложение парафинов в скважинах.

Известен способ предотвращения парафиноотложений в нефтяных скважинах, оборудованных штанговыми насосами путем введения присадки внутрь насосно-компрессорных труб (НКТ) с помощью специальной емкости и дозирующего устройства, установленных на поршне глубинного насоса [1] Для газоконденсатных скважин, работающих за счет энергии пласта или при газлифтном способе эксплуатации, этот метод неприменим.

Более близким к предлагаемому является известный для нефтяных скважин способ предотвращения парафиноотложений путем закачки раствора присадки в затрубное пространство, который попадает в добываемый продукт через открытый конец обсадной колонны и начало НКТ внутрь ее и движется вместе с потоком нефти от забоя скважины к устью [2] Способ подачи присадок внутрь НКТ через затрубное пространство будет эффективен только тогда, когда соотношение концентрацией молекул присадки и различных сортов молекул (смол, асфальтенов, парафинов) в добываемом продукте в процессе движения потока от забоя к устью будет оставаться неизменным. Это может быть только тогда, когда молекулы присадки и добываемого продукта движутся от места их смешивания до устья скважины с одинаковой скоростью, равной средней скорости общего потока. Это, как правило, имеет место в нефтях со средней и большой вязкостью и молекулярной массой. В скважинах с такими нефтями способ введения присадок через затрубное пространство поэтому, как правило, дает желаемый эффект депрессии температуры застывания и уменьшения парафиноотложений.

Однако такой способ неэффективен в случае различия состава добываемого продукта в разных по глубине слоях. Такая ситуация может возникнуть в малодебитных или временно остановленных скважинах, из которых добывают легкие нефти или газоконденсаты, вязкость которых мала.

Цель изобретения повышение эффективности действия депрессорных присадок и ингибиторов парафиноотложений путем совершенствования методов введения их в скважины с учетом неоднородности по глубине слоев газоконденсата и легких нефтей.

В способе предотвращения парфиноотложений в нефтяных и газоконденсатных скважинах, включающем отбор проб добываемого продукта, измерение параметров, определяющих условия парафиноотложения, подбор соответствующей химической добавки и введение ее в добываемый продукт, отбор проб осуществляют из различных по глубине слоев добываемого продукта по параметрам, определяющим условия парафиноотложения, устанавливают местонахождение слоя, потенциально опасного для запарафинивания скважины, после чего к пробам, взятым из потенциально опасного слоя, подбирают соответствующую химическую добавку и вводят ее в указанный слой.

При малых скоростях потока добываемого продукта и малой его вязкости скорость всплывания или осаждения различных дисперсных частиц (в частности, парафинов), присутствующих в нем, может оказаться больше средней скорости потока. В этих случаях содержание парафинов в добываемом продукте станет различным в верхних и нижних участках скважины, поэтому присадка и ее концентрация, подобранные для устьевой пробы, могут оказаться неэффективными для тех слоев нефти или газоконденсата, которые образовались в нижней части скважины в области забоя. Следовательно, вводить присадку в газоконденсатные скважины и скважины, добывающие легкие низковязкие нефти, в отличие от нефтяных скважин, добывающих высоковязкие нефти, надо не на забой скважины и не на уровень окончания обсадных труб, где концентрация парафинов мала, а в тот участок внутренней (насосно-компрессорной, лифтовой) трубы скважины, на котором концентрация, структура и молекулярный вес парафинов в добываемом продукте таковы, что в процессе своего движения к устью и понижения температуры потока из него начнут выпадать парафины в пределах скважины, даже без учета дополнительного обогащения всех слоев движущегося потока добываемого продукта парафинами по мере их подъема от забоя к устью. Учет дополнительного обогащения движущихся слоев продукта парафинами приведет к тому, что кристаллизация парафинов будет происходить на участках ниже устья с температурами, большими устьевой.

В этом случае концентрация присадки, вводимой в слои, расположенные выше граничного и более близкие к устью, должна быть увеличена.

Таким образом, общим для известных и предлагаемого химических способов предотвращения парафиноотложений является этап подбора присадок к добываемому продукту. Он состоит в следующем: депрессорные присадки или ингибиторы парафиноотложений перед их промышленным применением предварительно апробируют эмпирически в лабораторных условиях на пробах нефтей тех скважин, в которых их собираются использовать. Для этого в одну и ту же отобранную пробу нефти, разделенную на несколько частей, в лабораторных условиях вводят апробируемую депрессорную присадку или ингибитор парафиноотложений в нескольких концентрациях при нескольких температурах и сравнивают температуру застывания, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига и вязкости в исходной пробе нефти и в пробе с присадкой или ингибитором при нескольких темпах охлаждения сразу после введения присадки и через различные интервалы времени (час, сутки, неделю, месяц).

Та присадка, которая в наибольшей мере понизила температуру застывания, статическое и динамическое напряжение сдвига, вязкость и действие которой в пробе сохранилось наиболее длительное время, признается наиболее эффективной (технически) и рекомендуется для промыслового использования при тех концентрациях, тех температурах введения и тех скоростях охлаждения проб, при которых она оказывается наиболее эффективной в лабораторных условиях.

На промысле измеряют температуру нефти на том участке скважины, куда предполагается подавать присадку, а также скорости охлаждения нефти при движении ее по стволу скважины от места ввода присадки до устья скважины.

Если температура нефти в месте ввода присадки равна или выше той, при которой присадка начинает работать, то присадку можно вводить. Если температура на участке ввода ниже той, при которой присадка начинает действовать, то вводить ее бессмысленно.

Если скорость потока нефти такова, что скорость охлаждения нефти от места ввода до участка скважины с той температурой, при которой из нефти начинают выпадать парафины, меньше или равна той, при которой присадка еще действует, то ее можно вводить. Если же скорость охлаждения нефти в скважине больше той, при которой присадка уже не действует, то надо подбирать другую присадку.

Из-за малой вязкости газоконденсатов при температурах выше температуры начала кристаллизации парафинов относительное содержание в газоконденсате легких и тяжелых фракций и парафинов различной молекулярной массы будет различно на разных глубинах скважины. Более тяжелые парафины выпадут в осадок, а более легкие всплывут на устье скважины. В середине скважины должно быть наименьшее количество парафинов.

Таким образом, в тех случаях, когда скорость потока газоконденсата или легкой нефти меньше скорости всплывания или осаждения парафинов, вводить присадку на забой скважины или на уровне конца обсадной колонны становится бессмысленно, поскольку состав газоконденсата или легких нефтей в этих участках скважины будет резко отличаться от того, который имеет место на тех участках, где начинается кристаллизация парафинов. Следовательно, вводить присадку в газоконденсатные скважины или скважины, добывающие легкие нефти, в отличие от нефтяных, добывающих высоковязкую нефть, надо не на забой скважины и не на уровне окончания обсадных колонн, а только в том участке скважины, куда всплывут парафины и где они начинают кристаллизироваться.

Основные отличия существующих и предлагаемого химического способов предотвращения остановок скважин вследствие их запарафинивания или застывания в них добываемого продукта связаны с необходимостью учета различия состава добываемого продукта на разных участках скважины по высоте и состоят в следующем.

Исследуют температуры начала кристаллизации парафинов и температуры застывания не одной пробы, взятой на устье, в середине или на забое скважины, а по крайней мере всех трех или большего количества проб, взятых из разных слоев добываемого продукта с разных глубин скважины, и находят некоторый граничный слой, выше которого расположен слой, где кристаллизация парафинов или застывание добываемого продукта происходят при температурах равных или больше температуры на устье скважины, т.е. такой слой, который является потенциально опасным для запарафинивания скважины.

Присадку и ее концентрацию подбирают не к произвольно взятой пробе (с устья, середины или забоя скважины), а к пробе, взятой из потенциально опасного слоя.

Присадка, подобранная к пробам из потенциально опасного для запарафинивания скважины слоя добываемого продукта, вводится в нужном количестве внутрь насосно-компрессорной (лифтовой) трубы не через затрубное пространство в слой на уровне конца обсадной колонны или НКТ, а через третью трубу, опущенную внутрь НКТ через устье скважины в потенциально опасный слой через систему калиброванных отверстий, расположенных на разном расстоянии от заглушенного конца третьей трубы.

Если кристаллизация парафинов при устьевой температуре t_упроисходит в пробе, взятой с глубины отбора h_отб, равной 500 м, и в пробах, взятых с глубины h_отб > 500 м, кристаллизация парафинов начинается при температурах t_и < t_у, то к пробе, взятой с глубины h_отб 500 м, надо подбирать присадку и ее концентрацию, а к пробам из вышележащих слоев в случае, если кристаллизация в них начинается при t > tу, надо подбирать только концентрацию присадки, уже подобранной для пробы с глубины 500 м. Вводить подобранную присадку в необходимом количестве нужно будет на глубину 500 м, а при необходимости и в вышележащие слои, в количестве большем, чем в слой на глубине 500 м, через отверстия большего, чем на глубине 500 м, диаметра или большего, чем на глубине 500 м, количества.

Известные способы введения химических добавок разработаны для потоков добываемого продукта однородного состава и не учитывают возможной неоднородности состава продукта по высоте скважины.

Формула изобретения

СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИНАХ, включающее определение участка активного парафиноотложения и введение рабочего очистного агента в указанный участок, отличающийся тем, что осуществляют подбор химической добавки к очистному агенту в концентрации, необходимой для предварительно определенного участка активного парафиноотложения, и вводят очистной агент в указанный участок посредством дополнительно установленной в насосно-компрессорных трубах трубы с калиброванным отверстием.