Способ защиты скважинного оборудования от отложения асфальтосмолопарафиновых веществ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при защите скважинного оборудования (насосно-компрессорных труб, скважинных насосов, насосных штанг и др.) от отложения асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ). Обеспечивает повышение эффективности защиты скважинного оборудования от отложений АСПВ путем повышения коэффициента успешности магнитной обработки (МО) добываемой скважинной жидкости и уменьшение количества скважин с отрицательным результатом после магнитной обработки добываемой скважинной жидкости. Сущность изобретения: по способу спускают магнитоактиватор в скважину. Устанавливают его в эксплуатационной колонне насосно-компрессорных труб на глубине ниже зоны отложения асфальтосмолопарафиновых веществ. Обрабатывают добываемую скважинную жидкость магнитным полем высокой напряженности и переменной полярности. Согласно изобретению предварительно до спуска магнитоактиватора в скважину последовательно определяют в нефти данной скважины содержание асфальтенов m_A, смол m_C и парафинов m_П, бензольных смол m_бс и спиртобензольных смол m_сбс, время последействия магнитной обработки нефти t_пд и время подъема скважинной жидкости от точки установки магнитоактиватора до устья скважины t_п. При одновременном выполнении условий:

,

,

,

m_А+m_бс<10%

осуществляют спуск магнитоактиватора в скважину и магнитную обработку добываемой скважинной жидкости. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при защите скважинного оборудования (насосно-компрессорных труб, скважинных насосов, насосных штанг и др.) от отложения асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ).

Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) на скважинном оборудовании существенным образом уменьшают дебит нефти, а также межочистные и межремонтные периоды скважин. Существующие способы защиты скважинного оборудования от отложения АСПВ имеют значительные недостатки: требуют больших затрат или имеют небольшой коэффициент успешности применения (0,4-0,5).

Известен способ защиты скважинного оборудования, осложненного отложениями АСПВ, путем закачки в затрубное пространство скважины ингибиторов отложения АСПВ. (Выбор реагентов для борьбы с отложениями в добыче нефти по результатам лабораторного тестирования. Е.Ф.Смолянец и др. Нефтепромысловое дело. №8-10. 1995. с.74-78).

Недостатками этого способа являются большие эксплуатационные расходы, связанные с высокой стоимостью ингибиторов и необходимостью снабжения каждой скважины специальным дозировочным оборудованием. Кроме этого, в последнее время уменьшаются не только поставки реагентов, но их ассортимент.

Известен способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий обработку добываемой жидкости магнитным полем до и после интервала разгазирования низкомолекулярных компонентов попутного нефтяного газа, при этом магнитные устройства в НКТ спускают на глубину, соответствующую нижней и верхней границам этого интеревала. (Патент RU №2170812, Е 21 В 37/00, 37/06, 2001).

Недостатком его является недостаточно эффективная магнитная обработка.

Известен способ защиты скважинного оборудования от отложения АСПВ, включающий спуск скважинного магнитоактиватора (MAC) в скважину, установку его в эксплуатационной колонне насосно-компрессорных труб на глубине ниже зоны отложения АСПВ, обработку пластовых флюидов (добываемой скважинной жидкости) магнитным полем высокой напряженности и переменной полярности. (Опыт применения магнитной обработки перекачиваемых жидкостей в НГДУ "Стрежевойнефть" ОАО "Томскнефть" ВНК. А.Л.Бушковский и др. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - №5. - 2000. - с.51-54)

Недостатком данного способа защиты скважинного оборудования от отложений АСПВ является низкий коэффициент успешности применения (0,4-0,5) магнитоактиваторов. Как показали производственные испытания большой партии (более 30 шт.) скважинных магнитоактиваторов на промыслах ОАО "Томскнефть" почти в 50% случаев магнитная обработка дала отрицательный результат.

Задача заявленного изобретения - создать эффективный способ защиты скважинного оборудования от отложений АСПВ.

Технический результат - повышение эффективности защиты скважинного оборудования от отложений АСПВ путем повышения коэффициента успешности магнитной обработки (МО) добываемой скважинной жидкости и уменьшение количества скважин с отрицательным результатом после магнитной обработки добываемой скважинной жидкости.

Поставленная задача решается тем, что в способе защиты скважинного оборудования от отложения асфальтосмолопарафиновых веществ, включающий спуск магнитоактиватора в скважину, установку его в эксплуатационной колонне насосно-компрессорных труб на глубине ниже зоны отложения АСПВ, обработку добываемой скважинной жидкости магнитным полем высокой напряженности и переменной полярности, предварительно до спуска магнитоактиватора в скважину выполняют последовательно анализ нефти из скважины, в которой планируют магнитную обработку, на содержание асфальтенов m_А, смол m_C и парафинов m_П, и при выполнении условия

m_П/(m_А+m_C)<1

определяют время последействия магнитной обработки нефти t_пд и время подъема скважинной жидкости от точки установки магнитоактиватора до устья скважины t_п, и в случае выполнения условия

t_пд>2t_п

определяют содержание бензольных m_бс и спиртобензольных m_сбс смол в нефти и вычисляют величину их отношения

m_бс/m_сбс,

определяют долю суммарного содержания асфальтенов и бензольных смол в нефти m_A+m_бс

и только при одновременном выполнении условий:

,

осуществляют спуск магнитоактиватора в скважину и магнитную обработку.

Сущность предложения заключается в том, что решение о спуске магнитоактиватора в скважину принимают после проверки выполнения условий, от которых зависит результат магнитной обработки скважинной жидкости, что существенным образом позволит уменьшить количество отрицательных результатов. Так, невыполнение первого условия (1) после магнитной обработки приводит к увеличению вязкости нефти и к незначительному увеличению ингибирующей способности (1-5%). Основное влияние при этом оказывают парафины, они и увеличивают вязкость нефти после магнитной обработки.

Невыполнение второго условия (2), когда время последействия t_пд магнитной обработки меньше удвоенного времени подъема скважинной жидкости от точки установки магнитоактиватора до устья скважины 2t_п приводит к уменьшению коэффициента успешности магнитной обработки до 0,1-0,5, что делает экономически нецелесообразным применение магнитоактиваторов.

Необходимость выполнения третьего условия (m_бс/m_сбс<1) связано с тем, что спиртобензольные смолы содержат полярные молекулы, которые подвергаются воздействию магнитного поля. При этом увеличивается время последействия (релаксации) магнитной обработки и уменьшается отложение парафина. Если содержание бензольных смол больше спиртобензольных, то магнитная обработка неполярных бензольных молекул ведет к взаимодействию ассоциатов с образованием новых более крупных структур и увеличению отложения АСПВ.

Эксперименты показывают, что выполнение только трех первых условий является недостаточным. Если сумма содержания асфальтенов и бензольных смол более 10% коэффициент ингибирования S_и при МО становится отрицательным. Объясняется это тем, что асфальтены - это концентрат парамагнитных молекул (Унгер Ф.Г. и др. Фундаментальные аспекты химии нефти. Природа смол и асфальтенов. Новосибирск: Наука, 1995, 192 с.). Повышение содержания асфальтенов и парамагнитных углеводородов при магнитной обработке способствует образованию дополнительных парамагнитных центров, т.е. приводит к увеличению количества нефтяных отложений АСПВ.

Выполнение всех четырех условий дает положительный эффект магнитной обработки. При этом наилучший эффект получается при условии, когда время подъема скважинной жидкости минимальное.

Способ реализуется следующим образом. До спуска магнитоактиватора в скважину выполняют исследование группового состава высокомолекулярных компонентов нефти - парафинов m_П, асфальтенов m_A, бензольных m_бс и спиртобензольных m_сбс смол.

Определение массовой доли асфальтенов, содержащихся в нефти, осуществляют при выделении асфальтенов "холодным" способом Гольде, смолистых веществ - с помощью хромотографического (адсорбционного) метода, а парафиновых углеводородов (парафинов) методом комплексообразования с карбамидом (Абрютина Н.Н. и др. Современные методы исследования нефтей: Справочно-методическое пособие. Л.: Недра, 1984, 431 с.).

Определяют время подъема скважинной жидкости от точки установки магнитоактиватора до устья скважины t_П по формуле

t_П=Н_П·S/θ,

где Н_п - высота подъема скважинной жидкости от точки установки магнитоактиватора до устья скважины, м;

S - площадь проходного сечения НКТ, м²;

θ - дебит скважины, м³/с.

Как показывает расчет, при применении штанговых насосов, изменении дебита скважины от 5 до 40 м³/сут и высоте подъема 1200 м, время подъема скважинной жидкости изменяется от 16 до 2 часов.

Время последействия магнитной обработки t_пд нефти определяют в лабораторных условиях по восстановлению реологических свойств нефти (например, вязкости) после магнитной обработки (Лоскутова Ю.В. и др. Влияние постоянного магнитного поля на структурно-механические свойства парафиновых нефтей. Нефтехимия, 2004, т.44, №1, с.63-67).

Для этого используют лабораторный магнитоактиватор, например МАЖ, который по основным техническим характеристикам (величине магнитной индукции в зазоре, времени магнитной обработки, количеству переполюсовок) аналогичен промысловым магнитоактиваторам, применяемым при добыче нефти.

Реолгические характеристики нефти до и после магнитной обработки определяют при помощи ротационного вискозиметра Реотест 2.1 или капиллярных вискозиметров ВПЖ в течение 72 ч.

Для ориентировочной оценки величины t_пд использованы литературные данные (Лоскутова Ю.В. и др. Влияние постоянного магнитного поля на структурно-механические свойства парафиновых нефтей. Нефтехимия, 2004. т.44, №1. с.63-67). Известно, что время последействия МО высокопарафинистых нефтей (m_П>15%) не превышает 1 часа, парафинистых и высоковязких нефтей или с большим содержанием асфальтенов и смол время последействия изменяется от 2 до 72 часов. Так как минимальное время последействия должно быть не менее четырех часов (2t_п), то необходимо выполнить экспериментальную оценку t_пд нефти каждой скважины, где предлагается осуществить МО.

Степень ингибирования нефти S_и определяют по методу "холодного стержня" (Бакиров А.И. и др. Химические методы в добыче нефти. М.: Наука, 1987, с.117-118), а именно по формуле:

где W_o - выход осадка для исходной нефти, г;

W₁ - выход осадка для нефти после МО, г;

S_И - степень ингибирования, %.

Последовательность выполнения операций при реализации способа. Определяют содержание АСПВ добываемой жидкости нефтяной скважины, в которой планируют осуществить магнитную обработку. Определяют отношение m_П/(m_A+m_C) и в случае, если оно будет меньше единицы, проверяют выполнение других условий. Если указанное отношение будет больше 1, дальше нефть не проверяют и магнитоактиватор в эту скважину не спускают. Определяют время последействие t_пд магнитной обработки нефти. Оценку осуществляют по времени полного восстановления реологических свойств нефти, например, по восстановлению кинематической вязкости нефти после магнитной обработки.

По формуле (1) определяют время подъема скважинной жидкости от точки установки магнитоактиватора до устья скважины t_п и выполнение условия t_пд>2t_п. Выполнение этого условия обеспечивает по меньшей мере на 50% сохранность результатов магнитной обработки (ингибирующей способности) при подъеме скважинной жидкости до устья скважины. Если это условие выполняется, проверяют последовательно выполнение условий m_бс/m_сбс<1 и m_A+m_бс<10%. И только при выполнении всех четырех условий принимают решение о спуске магнитоактиватора в скважину.

В таблице приведены результаты анализов нефтей месторождений Западной Сибири, различающиеся по содержанию асфальтенов, бензольных смол и спиртобензольных смол, парафинов и условиям выполнимости МО.

Как вытекает из приведенных данных, МО высокопарафинистых нефтей (поз.1-4) не дает положительного результата, т.к. ингибирующая способность S_и увеличивается незначительно (1-7%), при этом увеличивается вязкость нефти, а отношение m_П/(m_A+m_C)>1.

Следующая группа нефтей (поз.5-7) обеспечивает выполнение двух первых условий, однако третье условие не выполняется, т.к. содержание бензольных смол m_бс больше спиртобензольных m_сбс, что приводит при МО к увеличению вязкости нефти и отрицательному результату по ингибирующей способности S_и.

Следующая группа нефтей (поз.8-10) обеспечивает выполнение трех первых условий, однако четвертое условие не выполняется, т.к. суммарное содержание асфальтенов и бензольных смол больше 10%, а это приводит к отрицательной ингибирующей способности МО, причиной которой является большое количество парамагнитных центров (из-за высокого содержания асфальтенов).

Для последней группы нефтей (поз.11-15) выполняются все четыре условия. Ингибирующая способность достигает 80%. Однако в некоторых случаях (поз.11-13) магнитоактиваторы могут быть использованы только в тех скважинах, где дебит 40 м³/сут и более (время подъема скважинной жидкости не более двух часов). Так как максимальное время подъема скважинной жидкости около 16 часов, то время последействия должно быть при этом 32 часа и более.

Таким образом, предварительная проверка заявленных условий до спуска магнитоактиватора в скважину существенно повышает коэффициент успешности применения МО добываемой скважинной жидкости и эффективность защиты скважинного оборудования от отложения АСПВ.

Способ защиты скважинного оборудования от отложения асфальтосмолопарафиновых веществ, включающий спуск магнитоактиватора в скважину, установку его в эксплуатационной колонне насосно-компрессорных труб на глубине ниже зоны отложения асфальтосмолопарафиновых веществ, обработку добываемой скважинной жидкости магнитным полем высокой напряженности и переменной полярности, отличающийся тем, что предварительно до спуска магнитоактиватора в скважину последовательно определяют в нефти данной скважины содержание асфальтенов m_A, смол m_C и парафинов m_П и при выполнении условия

m_П/(m_А+m_С)<1

определяют время последействия магнитной обработки нефти t_пд и время подъема добываемой скважинной жидкости от точки установки магнитоактиватора до устья скважины t_П и в случае выполнения условия:

t_пд>2t_п

определяют в нефти этой скважины содержание бензольных смол m_бс и спиртобензольных смол m_сбс и при одновременном выполнении условий:

m_А+m_бс<10%,

осуществляют спуск магнитоактиватора в скважину и магнитную обработку добываемой скважинной жидкости.