Способ удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин

Изобретение может быть использовано в системе сбора и нефтедобычи для удаления парафиновых отложений. Технический результат - повышение эффективности способа путем интенсификации процесса удаления парафиновых отложений за счет частичного растворения их. В способе удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах НКТ нефтяных скважин, заключающемся в промывке их с использованием растворителя - сконденсированных легких углеводородов, полученных с помощью центробежных сил гидроциклона, с вводом его через затрубное пространство в указанные НКТ и циркуляцией при работающем “на себя” глубинном насосе, в указанный растворитель вводят поверхностно-активное вещество – дипроксамин-157М, промывку ведут при температуре, близкой к температуре плавления парафина, при расходе указанного растворителя 5-10 м³ на одну скважину.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления парафиновых отложений, преимущественно в насосно-компрессорных трубах.

Известны различные способы предупреждения образования и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (см. Люшин С.Ф., Рогулин В.А. Технико-экономическое обоснование применения способов борьбы с отложениями парафина (Труды БашНИПИнефть. - 1982. - Вып.64. - С.130-133) с использованием механических тепловых, химических и их различных сочетаний.

Недостаток - низкая эффективность применения известных способов.

Известен способ (см. Бабалян Г.А., Ахмадеев М.Х. Исследование процесса коалесценции капель в эмульсиях методом скоростной киносъемки. ДАН СССР, - 1968, т.179, №1. - С.123-125), заключающийся в использовании растворителей парафина сероуглерода и четыреххлористого углерода.

Недостаток - использование вышеназванных растворителей ограничено их высокой огнестойкостью и токсичностью, а хлорированные углеводороды отрицательно влияют на процесс нефтепереработки: “отравляют” катализаторы, ухудшают качество получаемых нефтепродуктов.

Наиболее близким аналогом является способ удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах нефтяных глубинно-насосных скважин, заключающийся в промывке их с использованием растворителя, в качестве которого используют сконденсированные легкие углеводороды, полученные с помощью центробежных сил гидроциклона, с последующим вводом их через затрубное пространство в насосно-компрессорные трубы скважины (см. авторское свидетельство СССР № 1832714, С09К 7/02, 10.06.1996).

Технический результат изобретения - повышение эффективности способа путем интенсификации процесса удаления парафиновых отложений за счет частичного растворения их.

В способе удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах НКТ нефтяных скважин, заключающемся в промывке их с использованием растворителя - сконденсированных легких углеводородов, полученных с помощью центробежных сил гидроциклона, с вводом его через затрубное пространство в указанные НКТ и циркуляцией при работающем “на себя” глубинном насосе, в указанный растворитель вводят поверхностно-активное вещество – дипроксамин-157М, промывку ведут при температуре, близкой к температуре плавления парафина, при расходе указанного растворителя 5-10 м³ на одну скважину.

Известно, что асфальтосмолопарафиновые отложения образуются в основное на стенках насосно-компрессорных труб и при движении нефти до установок подготовки происходит процесс их отложения, поэтому были проведены опыты, цель которых - наблюдения за отмывкой АСПО с металлической поверхности и растворение их при перемешивании. Эксперименты проводили с двумя образцами:

1) отмыв с металлической пластинки;

2) растворение шариков, изготовленных из АСПО различных месторождений.

Один образец готовили так. Хорошо промытую и обезжиренную металлическую пластинку покрывали слоем АСПО, предварительно расплавленных в стаканчике. Затем пластинку выдерживали в течение 4 часов и взвешивали с точностью до 4-го знака. Другой образец - шарик из АСПО массой около 3 г, насажанный на медное кольцо.

Образцы помещали в мерный стеклянный термостатирующий стакан с легкими углеводородами либо с композицией, состоящей из легких углеводородов и поверхностно-активных веществ различного типа. Через определенные промежутки времени качественно (визуально) и количественно (взвешиванием образцов) определяли степень удаления АСПО. По этим данным оценивали эффективность отмывки отложений с пластины либо растворения и разрушения шариков из АСПО. Основой для проведения лабораторных исследований по растворению и разрушению АСПО сконденсированными легкими углеводородами, полученными с помощью поля центробежных сил гидроциклона, послужило то, что углеводородный растворитель, хорошо смачивая отложения парафина, частично растворяли их. Для снижения поверхностного натяжения раствора и диспергирования кристаллов парафина в состав легких углеводородов вводится ПАВ, например, дипроксамин - 157М.

Общеизвестно, что решающее звено в кристаллообразовании - появление центров кристаллизации. Поэтому для ингибирования этого процесса используют депрессаторы, видоизменяющие и диспергирующие кристаллы парафина, замедляющие процесс кристаллизации парафина. Для предотвращения парафинизации на центрах кристаллизации и улучшения процесса отмывки их исследовалось влияние добавки депрессатора ЕСА 4242 (США).

Для лабораторных исследований растворения парафиновых отложений в легких углеводородах использовали не чистый парафин, а АСПО, отобранные на месторождениях в различных регионах страны. К примеру, в АСПО Самотлорского и Туймазинского месторождений содержится относительно большое количество твердых парафинов с высокой температурой плавления. А тугоплавкие парафины труднорастворимы в легких углеводородах, поэтому требуется повышение температуры этих растворителей.

Растворение парафинов затрудняется также высоким содержанием в отложениях асфальтенов, так как необходима их первоначальная отмывка.

Легкие углеводороды, отобранные с помощью поля центробежных сил гидроциклона на УКПН-2, имеют следующий массовый углеводородный состав, %: C₁ - 0; С₂ - 0,95; С₃ - 10,15; iC₄ - 4,73; nC₄ - 19,8; iC₅ - 15,22, nC₅ - 10,38; nC_6+Σ - 38,07.

Исследования показали, что АСПО Туймазинского месторождения отмываются и растворяются легче, чем АСПО Самотлорского месторождения. Повышения температуры обработки до 323К влияют на растворимость парафинов незначительно, поэтому температура обработки должна быть близкой к температуре плавления парафинов.

Дальнейшие испытания способа были проведены в натурных условиях.

В НГДУ "Октябрьскнефть" были проведены промышленные испытания по промывке скважин с целью удаления АСПО.

Эксперименты проводили на скважинах, период парафинизации которых после тепловой обработки составлял от 10 до 30 суток.

В НКТ глубинно-насосных скважин через затрубное пространство закачивали легкие углеводороды, полученные с помощью гидроциклонной установки. Циркуляция проводилась на каждой скважине в течение 2 суток при работающем "на себя" глубинном насосе.

Расход легких углеводородов составил 5 - 10 м³ на одну скважину. Было обработано 30 скважин. Продолжительность эффекта после одной обработки скважин колебалось от 30 суток до 200 суток.

Использование предлагаемого способа позволит с высокой эффективностью применять легкие углеводороды для борьбы с АСПО в системе сбора и добычи нефти и, с другой стороны, позволит разрушать бронирующие оболочки капель эмульсии, а значит, интенсифицировать процесс подготовки нефти.

Способ удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах НКТ нефтяных скважин, заключающийся в промывке их с использованием растворителя - сконденсированных легких углеводородов, полученных с помощью центробежных сил гидроциклона, с вводом его через затрубное пространство в указанные НКТ и циркуляцией при работающем “на себя” глубинном насосе, отличающийся тем, что в указанный растворитель вводят поверхностно-активное вещество – дипроксамин-157М, промывку ведут при температуре, близкой к температуре плавления парафина при расходе указанного растворителя 5-10 м³ на одну скважину.