Способ удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из внутрискважинного оборудования

 

Изобретение относится к области нефтедобычи. Способ осуществляют следующим образом: производят закачку в скважину пачки водного буфера в объеме не менее 0,5 м³, затем закачку в затрубное пространство скважины состава-растворителя, в качестве которого используют состав, содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит, поверхностно-активное вещество-деэмульгатор и регулятор рН при следующем соотношении ингредиентов, об. %: алифатические углевдороды 36-78; ароматические углеводороды 20-60; полярный неэлектролит 0,5-4; поверхностно-активное вещество-деэмульгатор 0,01-1,0, регулятор рН остальное, который закачивают в скважину в объеме, равном объему НКТ от устья скважины до приема насоса, и далее осуществляют продувку этого состава-растворителя продавочной жидкостью до устья скважины при работающем погружном насосе. Технический результат - повышение эффективности процессе удаления АСПО с поверхности всего внутрискважинного оборудования при одновременном сокращении расхода состава-растворителя и увеличении межочистного периода работы скважины. 3 з.п.ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам обработки скважин с целью удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) с поверхности внутрискважинного оборудования.

Известен способ обработки скважины углеводородным растворителем СНПХ-7р-2, заключающийся в его закачке в затрубное пространство скважины в объеме, равном объему колонны (см. Оценка технологии применения удалителя асфальтосмолопарафиновых отложений. С. Н. Головко, Ю. В. Шамрай и др. РНТС "Нефтепромысловое дело", М. , ВНИИОЭНГ, 1983 г., N 9, с. 16). В указанном известном способе закачку осуществляют при минимальной скорости закачивающего агрегата и работающем погружном насосе до появления растворителя на устье скважины.

Растворитель СНПХ-7р-2 представляет собой смесь легкой пиролизной смолы с гексановой фракцией.

Недостаток данного известного способа заключается в потере активности растворителя за счет смешения его головной порции со скважинной нефтью, повышенном расходе растворителя (до 15 м³), возможности образования стойких водонефтяных эмульсий при смешении растворителя с пластовой водой в нефтесборном коллекторе, что вызывает рост давления и осложнения на установках подготовки нефти. Все это снижает эффективность удаления АСПО из внутрискважинного оборудования.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ удаления АСПО из внутрискважинного оборудования, который осуществляют путем закачки в затрубное пространство работающей скважины состава-растворителя СНПХ-7р-2 на основе смеси алифатических и ароматических углеводородов, и последующей продавки этого состава-растворителя продавочной жидкостью под прием насоса в насосно-компрессорные трубы (см. Оценка технологии применения удалителя асфальтосмолопарафиновых отложений. С.Н.Головко, Ю. В. Шамрай и др. РНТС "Нефтепромысловое дело", М., ВНИИОЭНГ, 1983 г., N 9, с.16-17).

Недостатки данного известного способа заключаются в следующем.

1. При закачке состава-растворителя происходит его смешивание со скважинной нефтью, что снижает его растворяющую активность в отношении АСПО.

2. Повышенном расходе состава-растворителя.

3. Возможности образования стойких водонефтяных эмульсий, что приводит к росту давления в нефтесборных коллекторах, усложняет процесс подготовки нефти и повышает вероятность переотложения АСПО на поверхности оборудования.

4. Из-за продавки головной порции состава-растворителя только до глубины подвески насоса имеет место естественное замещение этого растворителя на скважинную жидкость или продавочную воду, т.е. всплывание (вследствие разности плотностей), в результате чего насос не будет увлекать состав-растворитель в насосно-компрессорные трубы (НКТ).

5. Данный способ не обеспечивает удлинение межочистного периода (МОП) работы скважины, поскольку при его осуществлении поверхность внутрискважинного оборудования сохраняет гидрофобный характер и на ней беспрепятственно отлагается АСПО из состава добываемой нефти.

Вышеперечисленные недостатки сообщают указанному известному способу низкую эффективность в отношении как удаления, так и предотвращения АСПО на всей поверхности внутрискважинного оборудования.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности удаления АСПО с поверхности всего внутрискважинного оборудования при одновременном сокращении расхода состава-растворителя и увеличения межочистного периода работы скважины.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе удаления АСПО из внутрискважинного оборудования, включающем закачку в затрубное пространство работающей скважины состава-растворителя на основе смеси алифатических и ароматических углеводородов и последующую продавку этого состава-растворителя продавочной жидкостью в насосно-компрессорные трубы, новым является то, что перед закачкой в затрубное пространство скважины состава-растворителя производят закачку в скважину пачки водного буфера в объеме не менее 0,5 м³, в качестве состава-растворителя на основе смеси алифатических и ароматических углеводородов, используют состав, содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит, поверхностно-активное вещество-деэмульгатор и регулятор pH при следующем соотношении ингредиентов, об.%: Алифатические углеводороды - 36 - 78 Ароматические углеводороды - 20 - 60 Полярный неэлектролит - 0,5 - 4,0 Поверхностно-активное вещество-деэмульгатор - 0,01-1,0 Регулятор pH - Остальное который закачивают в скважину в объеме, равном объему НКТ от устья скважины до приема насоса, а продавку этого состава- растворителя продавочной жидкостью осуществляют до устья скважины при работающем погружном насосе.

В качестве водного буфера и продавочной жидкости используют 0,01-0,1 об. %-ный водный раствор ПАВ-деэмульгатора.

Кроме того, в предлагаемом способе объем продавочной жидкости составляет не менее объема затрубного пространства скважины от устья до приема насоса.

При резком росте давления закачки состава-растворителя выше 10 МПа на интенсивно запарафиненных объектах эксплуатации из-за опасности его компрессирования и взрыва производят закачку водного буфера в затрубное пространство скважины до падения давления и вновь переходят на закачку состава-растворителя.

Достижение поставленной цели изобретения объясняется следующим.

Закачка водного буфера с ПАВ-деэмульгатором позволяет предотвратить смешивание головной порции состава-растворителя с нефтью, содержащейся в затрубном пространстве скважины, что сохраняет его активность в отношении растворения АСПО. Кроме того, исключается вероятность образования стойкой водонефтяной эмульсии водного буфера с нефтью, наличие которой вызывает резкий рост давления закачки состава-растворителя и удлиняет процесс очистки скважины от АСПО.

Выбор объема продавочного водного раствора ПАВ диктуется из условий полного вытеснения состава-растворителя, насыщенного АСПО, из ствола скважины в выкидную линию. Помимо этого, прохождение такого раствора по очищенной металлической поверхности труб сообщает им гидрофильный характер за счет адсорбции ПАВ. При последующей работе скважины и постепенной подпитке данной жидкости из затрубного пространства внутренняя поверхность является предпочтительно водосмачиваемой, что предотвращает контакт ее с нефтью и отложение на ней АСПО.

Как неожиданно оказалось, использование в предлагаемом способе в совокупности с указанными операциями особого вида состава-растворителя обеспечивает повышение эффективности удаления АСПО.

Соотношение ароматических - алифатических углеводородов в составе-растворителе обусловлены достижением его максимальной растворяющей способности в отношении АСПО практически любого состава: от преимущественно парафиновой основы до асфальтеносмолистой.

Функция полярного неэлектролита заключается в стабилизации углеводородного раствора водорастворимого ПАВ-деэмульгатора, в облегчении процесса диффузии ПАВ из объема растворителя в АСПО, а также в растворении полярных компонентов АСПО.

Функция ПАВ-деэмульгатора заключается в обеспечении расклинивающего (диспергирующего) эффекта по отношению к АСПО, что увеличивает их доступную для растворения площадь, а также исключения образования стойких водонефтяных эмульсий при смешивании с пластовой водой или нефтью в скважине.

А кроме того, в этих условиях усиливается расклинивающее влияние состава-растворителя на пленку нефти, в результате чего ПАВ в более короткое время достигает твердой поверхности, адсорбируется на ней, гидрофилизирует ее и таким образом, препятствует отложению на этой твердой поверхности высокомолекулярных асфальтенов, смол, а затем уже парафинов.

Выбор конкретного регулятора pH в составе-растворителе обусловлен тем, что он воздействует на неорганические вещества и кислоты, которые служат каркасом АСПО, нарушая при этом структуру АСПО и обеспечивая доступ состава ко всему объему отложений.

Благодаря осуществлению совокупности операций предлагаемого способа обеспечивается в промысловых условиях наряду с повышением эффективности удаления АСПО во внутрискважинном оборудовании еще и увеличение межочистного периода работы скважины.

При реализации предлагаемого способа осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности: - производят выбор скважины, где идет процесс отложения АСПО; - закачивают в затрубное пространство работающей скважины пачку водного буфера, обычно в объеме 0,5-1,0 м³, представляющего собой 0,01-0,1 об.%-ный раствор ПАВ-деэмульгатора в пресной, пластовой или сточной воде; - затем вслед за водным буфером закачивают в затрубное пространство скважины состав-растворитель, содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит, ПАВ-деэмульгатор и регулятор pH, в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб от устья скважины до приема насоса;
- далее осуществляют продавку этого состава-растворителя продавочной жидкостью в НКТ до устья скважины, причем в качестве продавочной жидкости используют водный раствор ПАВ-деэмульгатора 0,01-0,1 об.%-ной концентрации в объеме, составляющем не менее объема затрубного пространства скважины от устья до приема насоса.

При резком росте давления закачки состава-растворителя выше 10 МПа на интенсивно запарафиненных объектах эксплуатации из-за опасности его компрессирования и взрыва производят закачку водного буфера в затрубное пространство скважины до падения давления и вновь переходят на закачку растворителя.

Заявляемый способ был опробован на скважинах одного НГДУ Пермского Прикамья.

Пример осуществления предлагаемого способа в промысловых условиях.

Для испытаний была выбрана скважина, имеющая следующие геолого-технические характеристики:
Эксплуатационный горизонт - Яснополянский
Диаметр эксплуатационной колонны, мм - 146
Диаметр НКТ, мм - 73
Глубина подвески насоса, м - 928
Тип насоса - HH-43
Дебит по жидкости, т/сут - 13
Обводненность продукции скважины, % - 60
Пластовое давление, МПа - 14
Динамический уровень жидкости, м - 120
Тип наземного оборудования - Станок-качалка
Во время предыдущих ремонтов было выяснено, что указанная скважина подвержена отложению АСПО. Межочистной период (МОП) для нее составлял 1 месяц. К концу МОП наблюдалось отставание штанг при работе станка-качалки, что увеличивало нагрузку на головку балансира и снижало скорость ходов полированного штока станка- качалки. Такое положение могло привести к обрыву штанг и снижению производительности скважины.

При осуществлении предлагаемого способа в затрубное пространство скважины при работающем насосе и при давлении 5-9 МПа сначала закачали 1 м³ водного буфера, представляющего собой 0,1 об.%-ный раствор Синтерола-П. Затем при этом же давлении в затрубное пространство закачали 4 м³ состава-растворителя, состоящего из ингредиентов в об.% : гексановая фракция - 28, смесь нефтепродуктов отработанных - 30, смола пиролизная - 40, эфирная фракция - 1,5, Синтерол-П - 0,25 и 30%-ный раствор гидроокиси натрия - остальное. Затем закачали 13 м³ продавочной жидкости при давлении 3-4 МПа. Весь объем работ занял 2 часа.

Последующее снятие тензограммы свидетельствовало о полной ликвидации отставания штанг, снижении нагрузки на головку балансира и увеличении двойных ходов полированного штока в минуту с 2,8 до 5,3. Данная скважина работает без отставания уже три месяца, т. е. межочистной период ее работы (МОП) возрос в три раза.

В лабораторных условиях были проведены испытания состава-растворителя, который предлагается использовать при осуществлении заявляемого способа.

Для получения состава-растворителя в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
Алифатические углеводороды: гексановая фракция (ГФ) по ТУ 38.10383-83; широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.0014636-065; смесь нефтепродуктов отработанных (СНО) по ГОСТ 21046-86; газовый конденсат (ГК) или их смесь между собой.

Ароматические углеводороды: бензол (ГОСТ 9572-93), толуол (ГОСТ 14710-78), этилбензол (ГОСТ 9385-77), или их фракции, или смола пиролизная гидрированная (СПГ) (ТУ 38.402-62-136-95), или сольвент нефтяной (ГОСТ 10214-78), или их смеси.

Полярный неэлектролит: алифатические спирты фр. C₁ - C₆ (ГОСТ 9536-79); эфирная фракция (ТУ 38.402-62-136-95); метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ) (ТУ 38.103704-90), ацетон и др.

ПАВ-деэмульгатор: использовали водорастворимые коллоидные ПАВ, совместимые с минерализованными водами, обладающие гидрофилизирующими свойствами и вмещающие адсорбционно-активные к металлической поверхности группы: нитрогруппы, сульфогруппы, фосфогруппы, например: Синтерол-П (ТУ 2428-010-04643756-95), Синтал-ВР, Синтал-ВРК (ТУ 2483-001-24084384-97), дипроксамин 157-65М (ТУ 38.40129928-80) и др.

Регулятор pH: соляная кислота (ТУ 6-01-04689381-85-92), уксусная кислота (ГОСТ 6968-76), гидроксид натрия (ГОСТ 4328-77), аммиак (ГОСТ 4867-78) и др. Регуляторы pH используют в виде водных растворов, а именно: раствор соляной кислоты 5-20%-ной концентрации (предпочтительно 10%-ный раствор); раствор NaOH 10-40%-ной концентрации (предпочтительно 20%-ный раствор); раствор CH₃COOH 10-30%-ной концентрации (предпочтительно 20%-ный раствор); 25%-ный раствор аммиака (товарная форма).

Пример приготовления состава-растворителя в лабораторных условиях.

Пример. В химический цилиндр емкостью 100 см³ последовательно вливают 1 см³ эфирной фракции, 0,5 см³ Синтерола-П, 1 см³ 10%-ного водного раствора НС1 и тщательно перемешивают путем взбалтывания до полного совмещения ингредиентов. Затем прибавляют 60 см³ бензола и доводят до метки 100 см³ дополнительным прибавлением гексановой фракции. Потом цилиндр закрывают притертой пробкой и перемешивают путем взбалтывания 2-3 раза. Получают состав со следующим соотношением ингредиентов, об. %: полярный неэлектролит - эфирная фракция 1; ПАВ-деэмульгатор Синтерол-П 0,5; регулятор pH 10%-ный водный раствор HCl 1; бензол 60; гексановая фракция 37,5.

Аналогичным образом готовили другие составы с различным соотношением ингредиентов.

Данные о содержании ингредиентов в составе-растворителе приведены в табл. 1.

Данные о свойствах приведены в табл. 2.

Данные о составе АСПО приведены в табл. 3.

Способность обогащенного АСПО состава-растворителя к образованию водонефтяных эмульсий оценивали следующим образом.

В составе-растворителе растворяли 30 г/л АСПО (имитировали процесс прохождения состава-растворителя по запарафиненным участкам), разбавляли с нефтью данной скважины в объемном соотношении 1:1 (такая нефть может оказаться в работающей скважине) и подвергали перемешиванию на лабораторном гомогенизаторе при скорости 3·10³ мин^-1 в течение 3 мин (процесс прохождения во внутрискважинном оборудовании). 100 см³ полученной смеси смешивали со 100 см³ пластовой воды, перемешивали, термостатировали при 20^oC в течение 15 мин и визуально оценивали процент отделившейся водной фазы. Полученные результаты показали, что состав-растворитель, используемый в предлагаемом способе, не образует водонефтяных эмульсий.

Приведенные результаты свидетельствуют о том, что предлагаемый способ является более эффективным, чем известные, так как сокращает расходы состава-растворителя в 1,2-3,2 раза, увеличивает межочистной период работы скважины не менее чем в 3 раза, повышает производительность работы скважины в 1,8 раза.

Формула изобретения

1. Способ удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из внутрискважинного оборудования путем закачки в затрубное пространство работающей скважины состава-растворителя на основе смеси алифатических и ароматических углеводородов и последующей продавки этого состава-растворителя продавочной жидкостью в насосно-компрессорные трубы, отличающийся тем, что перед закачкой в затрубное пространство скважины состава-растворителя производят закачку в скважину пачки водного буфера в объеме не менее 0,5 м³, в качестве состава-растворителя на основе смеси алифатических и ароматических углеводородов используют состав, содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектрилит, поверхностно-активное вещество - деэмульгатор и регулятор рН при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
Алифатические углеводороды - 35 - 78
Ароматические углеводороды - 20 - 60
Полярный неэлектролит - 0,5 - 4,0
Поверхностно-активное вещество-деэмульгатор - 0,01 - 1,0
Регулятор рН - Остальное
который закачивают в скважину в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб от устья скважины до приема насоса, а продавку этого состава-растворителя продавочной жидкостью осуществляют до устья скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водного буфера и продавочной жидкости используют 0,01 - 0,1 об.%-ный водный раствор ПАВ-деэмульгатора.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем продавочной жидкости составляет не менее объема затрубного пространства скважины от устья до приема насоса.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при росте давления закачки состава-растворителя выше 10 МПа производят закачку водного буфера до падения давления и затем вновь переходят на закачку состава-растворителя.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3