Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений



Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений
Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений

 


Владельцы патента RU 2531957:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений. Колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, к первой затрубной задвижке монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью.Насосным агрегатом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство растворитель, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну. Отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают реагент из нагнетательной линии в затрубное пространство скважины. Оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 6 ч, закрывают задвижку на нефтепроводе и обвязывают первую затрубную задвижку с автоцистерной с растворителем. Промывают ствол скважины по замкнутому кругу в три цикла. Открывают вторую трубную задвижку, открывают задвижку на нефтепроводе и отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, промывают ствол скважины от растворителя технологической жидкостью, вытесняя его в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод. Повышается эффективность очистки, сокращается длительность процесса, повышается культура производства. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений при ремонте и эксплуатации скважин.

Известен способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений (патент RU №2085706, МПК E21B 37/06, опубл. 27.07.1997, бюл. №21), включающий спуск в скважину колонны труб, закачку в скважину газа или газожидкостной смеси, эжектирование нагнетаемой в скважину продукции флюидом высокого давления, подаваемым на высоконапорное сопло эжектора, при этом в призабойную зону обрабатываемой скважины последовательно закачивают оторочки реагентов, взаимодействующих между собой и/или пластом и пластовой продукцией с выделением тепла и/или газов, выдерживают скважину до завершения реагирования, после чего поток продуктов реагирования из призабойной зоны пласта направляют через колонну подъемных труб, устьевую обвязку и сепараторы в камеру низкого давления эжектора, а образующуюся в эжекторе смесь направляют в затрубное пространство обрабатываемой скважины, при этом периодически определяют разность давлений на устье скважины в затрубном и трубном пространствах и после ее стабилизации во времени прекращают подачу флюида высокого давления на высоконапорное сопло эжектора.

Недостатки способа:

- во-первых, сложный технологический процесс реализации способа, связанный с применением эжектора и сепараторов, а также привлечением компрессора для нагнетания газа или газобустерной установки для образования газожидкостной смеси;

- во-вторых, длительность реализации способа, связанная с приготовлением и последовательной закачкой оторочки нескольких реагентов;

- в-третьих, высокая стоимость реализации способа;

- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии при демонтаже насосного агрегата.

Наиболее близким по технической сущности является способ промывки скважины (патент RU №2429341, МПК E21B 37/06, опубл. 20.09.2011, бюл. №27), включающий промывку водным раствором смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6, при этом в смеси соотношение неонолов АФ9-12 и АФ9-6 устанавливают 1:(4,5-5,5) соответственно, водный раствор смеси неонолов используют 4,5-5,5%-ной концентрации, предварительно из скважины извлекают образцы асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и выделяют образцы с ненарушенной структурой, образцы наплавляют на металлические пластины, погружают в упомянутый раствор и методом спектрофотометрии определяют время набухания образцов до равновесного состояния и время образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами АСПО, а перед промывкой в скважине организуют ванну упомянутого раствора, продолжительность ванны минимально принимают равной времени набухания образцов до равновесного состояния, а максимально - в течение времени образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами АСПО.

Недостатки способа:

- во-первых, длительный технологический процесс реализации способа, связанный с отбором образцов АСПО и проведением анализа этих образцов методом спектрофотометрии, установкой в скважине ванны из водного раствора смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6;

- во-вторых, малая эффективность очистки скважины от АСПО, связанная с тем, что АСПО не растворяются, а вымываются потоком моющей жидкости после набухания АСПО в результате технологической выдержки, при этом в процессе промывки скважины происходит частичное осаждение продуктов АСПО на забой скважины;

- в-третьих, высокая стоимость неонола АФ9-12 и АФ9-6 и необходимость их смешивания;

- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии насосного агрегата.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности очистки скважины от АСПО за счет повышения качества очистки ствола скважины, а также сокращение длительности технологического процесса реализации способа и снижение себестоимости реализации способа за счет исключения подготовительных работ, связанных с отбором образцов АСПО из скважины, и смешивания дорогостоящих химических реагентов, повышение культуры производства за счет исключения загрязнения территории скважины растворителем.

Поставленные технические задачи решаются способом очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений, включающим спуск колонны труб в скважину, закачку в призабойную зону обрабатываемой скважины химического реагента, выдержку скважины до завершения реагирования, вымывание продуктов реагирования из призабойной зоны пласта.

Новым является то, что колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, затем к первой затрубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, причем в качестве реагента применяют растворитель парафинов нефтяной, насосным агрегатом из автоцистерны с реагентом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство скважины растворитель в объеме затрубного пространства скважины от устья до низа колонны труб, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну, отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают реагент из нагнетательной линии в затрубное пространство скважины, разбирают обвязку насосного агрегата и автоцистерн и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 6 ч, закрывают задвижку на нефтепроводе и обвязывают первую затрубную задвижку с автоцистерной с растворителем, к трубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию, обвязанную с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, подают растворитель насосным агрегатом через нагнетательную линию в колонну труб и промывают ствол скважины по замкнутому кругу в три цикла, после чего закрывают первую затрубную задвижку, обвязывают вторую затрубную задвижку с нефтепроводом и открывают ее, открывают задвижку на нефтепроводе и отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме скважины, промывают ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод.

На фиг.1 и 2 изображены схемы реализации предлагаемого способа.

Способ обработки призабойной зоны скважины реализуют следующим образом.

Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) включает спуск колонны труб 1 (см. фиг.1) в скважину 2 на глубину Н от 1 до 10 м от забоя 3.

К первой затрубной задвижке 4 скважины 2 монтируют нагнетательную линию 5 и обвязывают ее с насосным агрегатом 6 и автоцистернами с реагентом 7 и технологической жидкостью 8.

В качестве реагента применяют растворитель парафинов нефтяной, выпускаемый по ТУ 0251-062-00151638-2006.

Растворитель парафинов нефтяной представляет собой бензиновую фракцию, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти. Его моющее действие основано на избирательном растворении смолопарафиновой составляющей отложений, при этом остальные компоненты диспергируются и выносятся на поверхность потоком нефти или промывочной жидкости при промывке. Кроме того, растворитель парафинов нефтяной не требует времени для приготовления (смешивания с другими компонентами) на устье скважины перед закачкой в скважину 2.

Сравнительно низкая стоимость растворителя парафинов в сравнении со стоимостью неонола АФ9-12 и АФ9-6 без их смешивания позволяет снизить затраты на реализацию способа.

В качестве технологической жидкости применяют, например, пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,2% по объему поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, выпускаемого по ТУ 2481-007-48482528-99.

Предлагаемый способ позволяет сократить продолжительность очистки скважины от АСПО, так как в процессе его осуществления исключаются технологические операции, связанные с отбором образцов АСПО и проведением анализа этих образцов методом спектрофотометрии, установкой в скважине ванны из водного раствора смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6, что упрощает его реализацию.

Насосным агрегатом 6 из автоцистерны с реагентом 7 по нагнетательной линии 5 закачивают в затрубное пространство 9 скважины 2 растворитель в объеме затрубного пространства 9 скважины 2 от устья до низа колонны труб 1, например, в объеме 22 м3, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб 1 в нефтепровод 10 при открытых трубной задвижке 11 и задвижке 12 на нефтепроводе 10, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну 13.

Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну 13 скважины 2 составляет 9,0 МПа, тогда давление закачки реагента 7 из автоцистерны насосным агрегатом 6 при заполнении затрубного пространства 9 скважины 2 не должно превышать давления 9,0 МПа, что контролируется по показаниям манометра, установленного на насосном агрегате 6.

Отсоединяют от насосного агрегата 6 автоцистерну с реагентом 7 и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью 8.

Насосным агрегатом 6 подают технологическую жидкость 8 в нагнетательную линию 5 в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель из нагнетательной линии 5 в затрубное пространство 9 скважины 2.

Прокачка нагнетательной линии 5 технологической жидкостью исключает загрязнение территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии 5 при ее демонтаже, автоцистерны с растворителем 7 и повышает культуру производства при реализации способа.

Разбирают обвязку насосного агрегата 6 и автоцистерн с реагентом 7 и технологической жидкостью 8 и оставляют скважину 2 на технологическую выдержку в течение 6 ч.

Закрывают задвижку 12 на нефтепроводе 10 и обвязывают затрубную задвижку 4 с автоцистерной с растворителем 7 (см. фиг.2).

К трубной задвижке 11 скважины монтируют нагнетательную линию 5, обвязанную с насосным агрегатом 6 и автоцистернами с реагентом 7 и технологической жидкостью 8. Подают растворитель насосным агрегатом 6 через нагнетательную линию 5 в колонну труб 1 и промывают ствол скважины 2 по замкнутому кругу в три цикла.

Промывка растворителем ствола скважины 2 по замкнутому кругу в три цикла позволяет постепенно с каждым циклом очистить ствол скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений, что повышает эффективность реализации способа.

Затем закрывают первую затрубную задвижку 4, обвязывают вторую затрубную задвижку 14 с нефтепроводом 10 и открывают ее, также открывают задвижку 12 на нефтепроводе 10 и отсоединяют от насосного агрегата 6 автоцистерну с реагентом 7 и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью 8.

Насосным агрегатом 6 подают технологическую жидкость в нагнетательную линию 5 в объеме скважины, равном 22 м3, промывают ствол скважины 2 от растворителя, вытесняя его в нефтепровод 10 и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод.

Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну 1 скважины 2 составляет 9,0 МПа, а на нефтепровод 4,0 МПа, тогда давление закачки растворителя 7 из автоцистерны насосным агрегатом 6 при заполнении затрубного пространства 9 скважины 2 не должно превышать давления 4,0 МПа, что контролируется по показаниям манометра, установленного на насосном агрегате 6 и нефтепроводе.

Предлагаемый способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет

- повысить эффективность очистки скважины от АСПО;

- сократить длительность технологического процесса реализации способа и снизить себестоимость реализации способа;

- повысить культуру производства за счет исключения загрязнения территории скважины растворителем.

Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий спуск колонны труб в скважину, закачку в призабойную зону обрабатываемой скважины химического реагента, выдержку скважины до завершения реагирования, вымывание продуктов реагирования из призабойной зоны пласта, отличающийся тем, что колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, затем к первой затрубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, причем в качестве реагента применяют растворитель парафинов нефтяной, насосным агрегатом из автоцистерны с реагентом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство скважины растворитель в объеме затрубного пространства скважины от устья до низа колонны труб, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну, отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают реагент из нагнетательной линии в затрубное пространство скважины, разбирают обвязку насосного агрегата и автоцистерн и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 6 ч, закрывают задвижку на нефтепроводе, и обвязывают первую затрубную задвижку с автоцистерной с растворителем, к трубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию, обвязанную с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, подают растворитель насосным агрегатом через нагнетательную линию в колонну труб и промывают ствол скважины по замкнутому кругу в три цикла, после чего закрывают первую затрубную задвижку, обвязывают вторую затрубную задвижку с нефтепроводом и открывают ее, открывают задвижку на нефтепроводе и отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме скважины, промывают ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения коррозии и отложений на оборудовании. Устройство содержит установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания в виде жесткого шланга, соединенную с помощью устройства ввода, выполненного в устьевой арматуре с капиллярным трубопроводом, проходящим по наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и насосного агрегата, на нижнем конце которого размещены подвесное устройство, распылитель и центратор.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

Изобретение относится к устройствам для подачи химических реагентов в скважинную жидкость.Устройство содержит соединенные по торцам с помощью муфт цилиндрические контейнеры с реагентом, камеры смешения и фильтры-дозаторы, расположенные в муфтах, имеющих, по крайней мере, по одному ряду входных и выходных отверстий.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности эксплуатации скважинных глубинных электроцентробежных насосов, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений на рабочих органах насоса.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к устройствам для подачи химических реагентов в скважину. Устройство содержит цилиндрический корпус с заглушкой и отверстиями в верхней части, заполненный ниже уровня отверстий реагентом с образованием свободной полости.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями при добыче парафинистой нефти. Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины включает создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов, вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может использоваться при защите от внутренней коррозии трубопроводов системы сбора нефти с высокой обводненностью на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением. Устройство содержит колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб. Глубинный насос снизу оснащен хвостовиком, спущенным ниже интервала перфорации. Устьевая арматура оснащена двумя нагнетательными линиями, сообщенными с межколонным пространством скважины. Первая линия оснащена штуцером, задвижкой и обвязана с насосным агрегатом на устье скважины. Устройство оснащено манифольдной линией с задвижкой, гидравлически связывающей выкидную линию скважины со второй линией, оснащенной задвижной за манифольдной линией. В первом положении двухпозиционный переключатель потока жидкости обеспечивает подачу химического реагента от первой нагнетательной линии в межколонное пространство скважины. Во втором положении переключатель соединяет выкидную линию с отбираемой из скважины жидкостью через манифольдную линию со второй нагнетательной линией. Повышается надежность, упрощается конструкция. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для очистки скважин. На устье монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, которое обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом. Одновременно запускают в работу паропередвижную установку и насосный агрегат, заполняют эксплуатационную колонну и спущенную в нее колонну насосно-компрессорных труб растворителем, подогретым в теплообменном устройстве до температуры 75-80°C. Температуру растворителя на выходе из теплообменного устройства поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата, подающего растворитель из автоцистерны, при постоянных значениях температуры и расхода пара, создаваемых паропередвижной установкой на ее выходе. Процесс заполнения растворителем производят с одновременным вытеснением в нефтепровод скважинной жидкости. По окончании заполнения растворителем прекращают подачу пара в теплообменное устройство, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель в скважину. Оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 4 ч, после чего запускают в работу глубинный насос в режиме циркуляции, запускают скважину в эксплуатацию и откачивают отработанный растворитель в нефтепровод. Повышается эффективность и надежность обработки, сокращается продолжительность, повышается культура производства. 1 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. При этом основной ствол бурят с заданным зенитным углом, обсаживают его эксплуатационной колонной, в которой предварительно вырезано окно в алюминиевой оболочке для бурения и заканчивания бокового ствола меньшего диаметра. Продуктивные участки стволов бурят пологими и оснащают фильтрами соответствующих диаметров. Производят одновременный спуск сдвоенной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб на основной и боковой горизонты, изолируя их между собой пакером выше кровли нижнего продуктивного горизонта, и осуществляют раздельную эксплуатацию горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб. При эксплуатации скважины осуществляют подачу метанола в автоматическом режиме с установленным расходом в трубное пространство основного ствола и затрубное пространство бокового ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовых месторождений, залежи которых гидродинамически не связаны между собой. 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей. Промывочная текучая среда для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения, и дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий сферические частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон и плотность, варьирующую от 0,8 до 1,3 г/см3, причем дисперсный компонент составляет 1-10% по объему от текучей среды. Способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает стадию, в которой нагнетают указанную выше текучую среду над стенкой буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере, в области отложений. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты. В способе производят закачку в скважину кислотного технологического состава, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции. До закачки в скважину кислотного технологического состава после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины перед освоением в буровой раствор, содержащий высокомолекулярные соединения и кольматант, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта, по циркуляции вводят смесь неионогенного поверхностно-активного вещества с сульфаминовой кислотой при массовом соотношении 0,003-0,005:1 в количестве 1-3 мас.%. Затем после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав и выдерживают последний на реакции не менее четырех часов. В качестве кислотного технологического состава используют состав, содержащий, мас.%: перекисное соединение 0,5-3,0; сульфаминовую кислоту 5,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,005-0,02; минерализованную воду остальное. Плотность указанного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выборе эффективных растворителей для удаления отложений парафина. Способ включает отбор из нефтяного оборудования образцов отложений, определение группового состава и типа отложений, процедуру предварительного смешивания пустых бюксов, приготовления в этих бюксах 10% растворов нефтяного парафина, где в качестве растворителей выступают различные углеводороды и их композиции, доведение до постоянно веса в сушильном шкафу бюксов с содержимым. Исследования проводят с использованием нефтяного парафина марки В2, дополнительно определяют температуру плавления чистого парафина и парафина после обработки различными углеводородами методом дифференциальной сканирующей калориметрии и оценивают эффективность растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений. Повышается точность оценки эффективности реагентов для удаления парафиновых отложений. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное. Изобретение обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность состава по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям различного типа, а также снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне. 4 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения отложений солей на нефтепромысловом оборудовании. Регулировку расхода реагента осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом. В процессе спуска в скважину насоса на колонне труб нижний конец капиллярного трубопровода оснащают распылителем с регулируемым обратным клапаном. Капиллярный трубопровод состоит из одной капиллярной трубки с двухслойной проволочной оплеткой. Колонну труб спускают так, чтобы распылитель находился напротив подошвы пласта. После спуска в скважину запускают насос в работу и начинают добычу продукции. На устье осуществляют отбор пробы добываемой продукции, производят анализ пробы на содержание ионов кальция в попутно добываемой воде. В зависимости от результата анализа по капиллярному трубопроводу в призабойную зону пласта дозируют реагенты, в качестве которых применяют соответствующие ингибиторы солеотложений с соответствующим расходом. Периодически производят отбор пробы добываемой продукции на устье и ее анализ. При содержании ионов кальция в попутно добываемой воде свыше 100 мг/л расход ингибитора, дозируемого в капиллярный трубопровод, повышают на 10-20% от первоначального значения до достижения содержания ионов кальция в попутно добываемой воде ниже 100 мг/л. Повышается эффективность предотвращения отложений. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности ингибирования. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 табл., 10 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для предупреждения отложения солей на нефтепогружном оборудовании. Контейнер содержит по крайней мере один цилиндрический корпус с перфорациями, снабженный верхней крышкой с отверстием, нижней крышкой и заполненный порошкообразным реагентом ниже уровня перфораций с образованием свободной полости. Перфорации расположены окружными рядами, распределенными по всей длине корпуса. Перфорации во всех рядах за исключением ближнего к верхней крышке ряда перекрыты растворимыми пробками. Повышается равномерность дозирования реагента. 3 ил.
Наверх