Способ оценки и подбора эффективных растворителей отложений парафинового типа


 


Владельцы патента RU 2542017:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Сибирского отделения Российской академии наук (RU)

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.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выборе эффективных растворителей для удаления отложений парафина, образующихся в призабойной зоне пласта, а также на поверхностях технологического оборудования, используемого при добыче, транспортировке и хранении нефти. Техническим результатом изобретения является повышение точности оценки эффективности реагентов для удаления парафиновых отложений, которая учитывает их температуры плавления после обработки различными углеводородными растворителями.

Уровень техники

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам оценки эффективности растворителей для удаления отложений парафина химическими методами.

Проблема борьбы с формированием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на нефтяных промыслах мира решается, главным образом, применением тепловых и химических методов. Однако необходимость систематического проведения тепловых обработок для удаления АСПО на большом числе скважин приводит к значительным материальным затратам. Поэтому пока считаются наиболее перспективными, универсальными и рентабельными химические методы. Сущность химических методов удаления отложений заключается в предварительном их разрушении или растворении с последующим удалением. Методы направленного подбора и оценки эффективностей растворителей АСПО достаточно хорошо изучены и изложены в (1. Каменщиков Ф.А. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений растворителями. - М. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». Ижевский институт компьютерных исследований, 2008. - 384 с.; 2. В.Н. Глущенко, М.А. Силин, Ю.Г. Герин. Нефтепромысловая химия: Изд. В 5-ти т. - Т.5. - Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. - М.: Интерконтакт Наука, 2009. - 475 с.). В приведенных работах установлено, что основным критерием для выбора растворителя отложений является тип АСПО. В зависимости от того, какие компоненты содержатся в АСПО в высоких концентрациях, АСПО могут быть парафинового, асфальтенового и смешанного типов. Считается, что эффективными растворителями парафинового АСПО являются низкокипящие алифатические углеводороды (УВ), такие как пентан, гексан и гептан (3. Исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых коллекторов / В.В. Рагулин, Е.Ф. Смолянец, А.Г. Михайлов и др. // Нефтепромысловое дело, 2001. - №5. - С.33-36.), а для удаления АСПО асфальтенового типа используют растворители на основе ароматических УВ (4. Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин / Н.И. Хисамутдинов, Г.З. Ибрагимов, Н.И. Кобяков и др. // Обзор. Информация, сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 52 с.). Однако, используя реагенты, подобранные только исходя из типа АСПО, на промыслах не всегда удается добиться положительных результатов. Мы считаем, что одной из основных причиной неудач является то, что подбор и оценка эффективности реагентов для удаления отложений парафина осуществляется без учета изменения их температуры плавления после обработки различными реагентами, тогда как растворимость парафина напрямую зависит от его температуры плавления. Чем выше температура плавления парафина, тем его растворимость будет ниже.

Исходя из вышесказанного техническим результатом изобретения является повышение точности оценки эффективности и целесообразности применения различных реагентов для удаления парафиновых отложений, которое учитывает не только тип отложений, но и их температуры плавления после обработки различными растворителями.

Данное изобретение принимаем за прототип.

Осуществление изобретения

Осуществляется поставленная задача за счет того, что в способе оценки и подбора эффективных растворителей отложений парафинового типа, включающем отбор из нефтяного оборудования образцов АСПО, определение группового состава и типа АСПО, в том случае, если АСПО - парафинового типа, появляется дополнительная процедура, а именно: определение температур плавления парафина до и после их обработки реагентами. Таким образом, последовательность процедур в способе оценки и подбора эффективных растворителей отложений парафинового типа выглядит следующим образом: отбор из нефтяного оборудования образцов АСПО, определение группового состава и типа АСПО, предварительное взвешивание пустых бюксов, приготовление в этих бюксах 10% растворов нефтяного парафина, где в качестве растворителей выступают различные УВ и их композиции, доведение до постоянного веса в сушильном шкафу бюксов с содержимым, и в том случае, если АСПО - парафинового типа, то производится дополнительно определение температур плавления парафина до и после обработки реагентами, сравнение данных испытаний разных растворителей и по полученным температурам плавления оценивают эффективность растворителей.

Достоверная лабораторная оценка эффективности растворителей АСПО необходима для правильного выбора растворителя и повышения эффективности промывки нефтепромыслового оборудования от парафиновых отложений. Существующие способы подбора и оценки эффективности растворителей АСПО недостоверны, т.к. их выбор осуществляется только на основе типа АСПО, без учета изменения температур плавления парафина, а, следовательно, без учета растворимости парафинов, входящих в состав АСПО. В предложенном изобретении решается задача повышения точности оценки эффективности растворителей АСПО парафинового типа.

Задача решается следующим образом.

Из нефтепромыслового оборудования проводят отбор проб АСПО. Адсорбционным методом по Маркуссону определяют их групповой состав и тип отложений (5. Рыбак М.С. Анализ нефти и нефтепродуктов. - М.: ГНТИНГТЛ, 1962. - 888 с.). В случае, если отложения относятся к парафиновому типу, то в предварительно взвешенных бюксах готовят 10% растворы нефтяного парафина марки В2 ГОСТ 23683-89 в различных реагентах. Выбор этого нефтяного парафина основан на том, что он является высокоочищенным, не содержит воды и механических примесей, которые могут исказить экспериментальные результаты. Доводят до постоянного веса бюксы с содержимым в сушильном шкафу. Затем, определяют температуры плавления чистого парафина и парафина после обработки различными УВ методом дифференциальной сканирующей калориметрии на приборе фирмы «NETZSCH» с точностью ±0,1°C. Сравнивают данные испытаний по разным растворителям и по полученным температурам плавления оценивают эффективность растворителей парафина.

Особенностью предложенного способа является определение эффективного растворителя АСПО исходя не только из типа отложений, но и с учетом изменения температур плавления нефтяного парафина, до и после обработок различными УВ. В результате этого при подборе эффективного растворителя парафиновых отложений исключаются погрешности, связанные с выбором реагента только по типу отложений, эффективный растворитель подбирается на основе растворимости парафинов, являющихся составной частью АСПО парафинового типа.

Таким образом, при проведении оценки эффективности растворителя АСПО по данной методике производится учет изменений температур плавления нефтяного парафина, до и после обработки различными реагентами. Следовательно, подбор растворителя осуществляется на основе изменения растворимости парафина в различных УВ, что предопределяет точное определение и оценку эффективности применения растворителей для удаления АСПО парафинового типа.

Пример конкретного выполнения

По предложенному способу подбирают и оценивают эффективный растворитель для АСПО Иреляхского месторождения ГНМ РС(Я) (образцы отобраны с поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ)). Адсорбционным методом по Маркуссону установлено, что исследуемое АСПО относится к парафиновому типу (6. Иванова И.К., Шиц Е.Ю. Использование газового конденсата для борьбы с органическими отложениями в условиях аномально низких пластовых температур // Нефтяное хозяйство, 2009. - №12. - С.99-101), поэтому дальнейшие исследования проводятся на нефтяном парафине марки В2 (ГОСТ 23683-89). В качестве потенциально эффективного растворителя АСПО Иреляхского месторождения по типу отложений выбран н-гексан - низкокипящий алифатический УВ, который считается эффективным при удалении отложений парафинового типа, и модельный композиционный алифатико-ароматический растворитель, состоящий из н-гексана и бензола в соотношении 1:1 (ГБС). В предварительно взвешенных бюксах готовят 10% растворы парафина в гексане и ГБС. Доводят до постоянного веса бюксы с содержимым в сушильном шкафу. Затем, температуры плавления парафина и его моделей измеряют на ДСК фирмы «NETZSCH», на предварительно подобранном и апробированном оптимальном для съемки термограмм режиме - процесс плавления записывают в интервале 20-100°C, скорость нагрева составляет 0,5 К/мин, скорость охлаждения - 0,3 К/мин, точность измерений ±0,1°C. Проводятся не менее трех параллельных измерений. Результаты исследований отражены в табл.1 и на фиг.1.

Из фиг.1 видно, что нефтяной парафин марки В2 состоит из двух фракций с температурами плавления 39,4 и 54,3°C. Установлено, что обработка смесью н-гексана и бензола приводит к снижению температуры плавления парафинов по сравнению с чистым парафином до 35,7 и 53,6°C для каждой фракции, т.е. температура плавления парафина после обработки ГБС уменьшается на 3,7 и 0,7°C соответственно. В результате обработки н-гексаном, как потенциально эффективным растворителем парафиновых отложений, установлена тенденция увеличения температур плавления до 40,1 и 55,4°C соответственно, следовательно, температура плавления увеличивается на 0,7 и 1,1°C для каждой фракции. Растворимость парафина будет высокой в том реагенте, где его температура плавления будет минимальной, следовательно, для удаления АСПО парафинового типа следует использовать алифатико-ароматические реагенты, поскольку температура плавления нефтяного парафина после обработки такими растворителями понижается, следовательно, его растворимость в таких композиционных реагентах будет повышенной по сравнению с алифатическими растворителями.

Таким образом, опираясь на проведенные испытания, можно заключить, что техническим результатом изобретения является повышение точности определения и оценки эффективности растворителей АСПО парафинового типа, которая учитывает температуры плавления парафинов до и после обработки различными реагентами, что приведет к понижению эксплуатационных затрат и повышению эффективности растворителей, используемых для удаления АСПО парафинового типа при добыче, транспортировке и хранении нефти.

Таблица 1
Диапазоны температур плавления парафинов до и после обработки различными реагентами
Модель t, °C
максимальная минимальная
Парафин 54,3 39,4
Парафин + Гексан 55,4 40,1
Парафин + Гексан + Бензол 53,6 35,7

Способ оценки и подбора эффективных растворителей отложений парафинового типа, включающий отбор из нефтяного оборудования образцов асфальтосмолопарафиновых отложений, определение группового состава и типа отложений, процедуру предварительного взвешивания пустых бюксов, приготовления в этих бюксах 10% растворов нефтяного парафина, где в качестве растворителей выступают различные углеводороды и их композиции, процедуру доведения до постоянного веса в сушильном шкафу бюксов с содержимым, оценку эффективности растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений, отличающийся тем, что в случае, если отложения относятся к парафиновому типу, то дальнейшие исследования проводятся с использованием нефтяного парафина марки В2 и включают дополнительно процедуру определения температуры плавления чистого парафина и парафина после обработки различными углеводородами методом дифференциальной сканирующей калориметрии.



 

Похожие патенты:
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.

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.

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.

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.

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.

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.

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, 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.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам регулируемой подачи реагентов в скважину и наземному оборудованию. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью. В качестве устройства для подачи реагента, выполненного в виде контейнера, состоящего из секций и вторичных регулируемых дозирующих механизмов. В каждой секции контейнера расположены один или несколько картриджей с реагентом. Картридж с торцов закрыт заглушками с регулируемыми первичными дозирующими механизмами или с одного торца глухой заглушкой, а со второго - заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами. Картриджи закреплены посредством фиксирующих механизмов. Регулируемые вторичные дозирующее механизмы расположены в той части секций контейнера, которая образуется между регулируемыми первичными дозирующими механизмами и глухой заглушкой секции контейнера или концом секции контейнера или другим картриджем. Повышается удобство дозирования, обеспечивается технологичность устройства, исключаются потери реагента в процессе транспортировки. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной скважины и, в частности, к восстановлению обводненной скважины, верхняя часть которой расположена в заглинизированном низкотемпературном терригенном коллекторе вблизи многолетнемерзлых пород. Технический результат - повышение эффективности восстановления обводненной скважины за счет приобщения к эксплуатации верхней ее части. По способу ликвидируют нижнюю обводнившуюся часть эксплуатационной колонны. Для этого извлекают из скважины лифтовую колонну. В эксплуатационной колонне устанавливают ликвидационный цементный мост. Осуществляют перфорацию верхней необводнившейся части эксплуатационной колонны в интервале низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, расположенных ниже многолетнемерзлых пород. Спускают в интервал перфорации колонну насосно-компрессорных труб. Осуществляют последовательное закачивание в призабойную зону заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений ацетона в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины. Затем закачивают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины. Продавливают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в заглинизированные низкопроницаемые низкотемпературные терригенные отложения газовым конденсатом с кратковременной технологической выстойкой на период отслаивания глинистой составляющей от частиц горной породы. Осуществляют удаление и вынос из скважины на поверхность смеси, состоящей из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми составляющими горной породы. Затем осуществляют освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например азота. Осуществляют отработку и ввод скважины в эксплуатацию с оставлением в скважине ранее спущенных насосно-компрессорных труб. 3 пр., 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к погружным устройствам для дозированной подачи ингибитора, и может быть использовано для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов на нефтедобывающем оборудовании. Устройство содержит цилиндрический корпус с двумя сообщающимися камерами, в одну из который закачен газ под давлением, а вторая выполнена с дозировочным отверстием и заполнена ингибитором. Камеры разделены перегородкой, перпендикулярной оси корпуса, и связаны друг с другом через устройство для понижения давления, вмонтированное в перегородку и снабженное трубкой. Один конец трубки погружен в ингибитор. Повышается надежность работы устройства, обеспечивается длительное равномерное поступление ингибитора в пластовую жидкость. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для добычи высокопарафинистой нефти. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб со скважинным насосом и силовым кабелем, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом для подачи химического реагента, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, размещенные на устье скважины емкость для химического реагента и насос-дозатор, соединенный с капиллярным трубопроводом линией нагнетания, силовой кабель, введенный в скважину через устройство ввода, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, и соединенный со станцией управления скважинного насоса. На колонне насосно-компрессорных труб размещены протекторы, а снизу колонна насосно-компрессорных труб оснащена стационарным электронагревателем с регулируемой мощностью, подсоединенным с помощью удлинителя к силовому кабелю скважинного насоса. Линия нагнетания введена в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры, на устье скважины силовой кабель дополнительно соединен со станцией управления нагревателем. Колонна насосно-компрессорных труб выше насоса снабжена муфтой с радиальным отверстием, к которому подсоединен нижний конец капиллярного трубопровода. Повышается надежность и эффективность работы, снижается металлоемкость, расширяются функциональные возможности. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. Технический результат - обеспечение повышения эффективности очистки скважин с невысокой температурой, длительное время накапливавших асфальтосмолопарафиновые отложения. В способе ремонта скважины, включающем циркуляцию моющей композиции в скважине, циркуляцию моющей композиции выполняют непрерывно в течение 1-3 ч при расходе 4-6 л/с с перепуском моющей композиции в емкость, заполненную частично с возможностью увеличения уровня моющей композиции в ней при начальном объеме моющей композиции, превышающем расчетный обрабатываемый объем скважины на 0,5-2%, контролируют уровень моющей композиции в емкости, при уменьшении его снижают расход циркуляции, при увеличении - увеличивают расход циркуляции, проводят вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины и промывку забоя водой в объеме 1,5-2,0 объемов скважины, при этом в качестве моющей композиции используют смесь, содержащую, об.ч.: растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений РС-1210 - 100-400, реагент ИТПС-04-А -15-40, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 - 600-900. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений содержит углеводородные растворители и дополнительно включает диметилформамид и газоконденсат, а в качестве углеводородных растворителей содержит толуол и нефрас C2 80-120 при следующем соотношении компонентов, объемных %: нефрас C2 80-120 - 5-15; толуол - 25-35; диметилформамид - 3-7; газоконденсат - остальное. Соотношение компонентов обеспечивает высокую эффективность растворения присутствующих в АСПО составляющих, а именно - асфальтенов, смол и парафинов до 84%. 3 табл.
Наверх