Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды. Технический результат - увеличение межочистного периода скважины. 2 пр.

 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности. Способ применяется для очистки глубинно-насосного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений.

Известен способ удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин (заявка РФ на изобретение №2003131526, E21B 37/06, 2005) заключающийся в получении растворителя на основе сконденсированных легких углеводородов, их вводе в насосно-компрессорные трубы скважины и осуществлении циркуляции при работающем «на себя» глубинном насосе. Обработка скважины данным растворителем не может обеспечивать длительную и надежную защиту скважины от новых отложений, что указывает на низкую эффективность предлагаемого способа.

Известен также способ ремонта скважины по патенту РФ на изобретение №2455463, E21B 37/06, 2011. В течение 3-6 часов проводят циркуляцию моющей композиции, в качестве которой используют смесь растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений, реагента и технической воды, после чего вымывают продукты реакции из скважины водой. Для закачки моющей композиции и технической воды может быть использована гибкая труба. К недостаткам данного способа можно отнести необходимость промывания скважины водой для удаления продуктов реакции, что влечет за собой усложнение технологического процесса и необходимость использования дополнительного оборудования.

В качестве наиболее близкого аналога заявляемого изобретения выбран способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений по патенту РФ №2132450, E21B 37/00, 1999. Способ состоит в подаче реагента-ингибитора в затрубное пространство в количестве 0,5-2% от объема откачиваемой нефти, находящейся в НКТ и затрубном пространстве, и циркуляции реагента-ингибитора по замкнутому кольцу - насосные трубы - выкидная линия. Недостаток способа заключается в сложности определения необходимого для промывки объема реагента-ингибитора, что отрицательно влияет на эффективность очистки.

Технической задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности очистки.

Технический результат заключается в увеличении межочистного периода скважины.

Технический результат достигается за счет того, что способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, характеризуется тем, что в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.

Технический результат обеспечивается за счет того, что объем моющей композиции, подаваемой в затрубное пространство скважины, составляет не менее 10 и не более 50 процентов от объема, внутри которого происходит циркуляция моющей жидкости (далее объем циркуляции). Объема моющей композиции, составляющего менее 10% от объема циркуляции, недостаточно для отмыва сильно запарафиненных поверхностей. При композиции, залитой в объеме, составляющем более 50% от объема циркуляции, промывка становится неэффективной. Данное процентное содержание определено экспериментальным путем и является достаточным для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений даже при очень интенсивном их осаждении на стенках оборудования. Поэтому объем моющей композиции, подаваемый в пределах от 10 до 50 процентов от одного объема циркуляции, оказывает максимально эффективное воздействие на запарафиненную поверхность и позволяет увеличить межочистной период.

Закачиваемая в скважину моющая композиция совершает два цикла отмыва, т.е. дважды проходит через все пространство циркуляции и затем поступает в выкидную линию. При первом цикле происходит разжижение АСПО, отмыв большей части поверхности. Затем моющая композиция вновь подается в затрубное пространство, осуществляется вторичный отмыв запарафиненной поверхности. Асфальтосмолопарафиновые массы, отмытые ранее, создают дополнительное динамическое воздействие, помогая удалить остатки отложений, происходит эффективный отмыв поверхности и вынос продуктов отмыва из скважины. Применение большего количества циклов нецелесообразно, т.к., пройдя два цикла циркуляции, данная моющая композиция вбирает в себя максимально возможное количество АСПО, обеспечивает высокую степень очистки.

Входящий в состав моющей композиции в количестве 8-80% углеводородный растворитель обладает высокой растворяющей способностью АСПО. В качестве углеводородного растворителя используется смесь предельных углеводородов, преимущественно гексана, гептана, октана и ароматических углеводородов, например толуола, этилбензола, изопропилбензола, диэтилбензола. 8-80% углеводородного

растворителя является достаточным количеством для разжижения и эмульгирования АСПО. Поэтому второй составляющей композиции является пресная вода. Углеводородный растворитель и вода - несмешиваемые жидкости, при закачке их в скважину без каких-либо еще добавок они не смогут образовать единую моющую композицию и, как следствие, не смогут оказать достаточно эффективное воздействие на отмываемую поверхность. С помощью использования в составе моющей композиции активирующей добавки (1-4%), состоящей из поверхностно-активных веществ (ПАВ), добиваются смешения углеводородного растворителя с водой и создания однородной эмульсии. При таком процентном содержании достигают необходимой вязкости композиции, при которой она обладает высокими отмывающими свойствами, составляющей от 1 до 100 мПа·с. В качестве ПАВ используется смесь поверхностно-активных веществ сульфонатного типа и неионогенных поверхностно-активных веществ. С помощью ПАВ диспергируют отмываемую массу, получая заключенные в тонкую пленку частицы размером меньше 1 мм, которые не слипаются впоследствии и не образуют новые отложения. Благодаря ПАВ обеспечивают процесс ингибирования, при котором на отмытой поверхности образуется защитная пленка, которая предотвращает дальнейшее отложение АСПО, и значительно увеличивает межочистной период.

Заявляемый способ осуществляется следующим образом.

Исходя из объема циркуляции, в котором будет проводиться очистка оборудования от АСПО, рассчитывают необходимый объем моющей композиции. Объем циркуляции складывается из суммы объема затрубного пространства и объема колонны НКТ. Моющую композицию подают в объеме 10-50% от объема одного цикла в затрубное пространство скважины. При необходимости, поверх моющей композиции подают продавочную жидкость, в качестве которой используют нефть или воду. Закрывают линейную задвижку устьевой арматуры, открывают затрубную задвижку в линию и запускают скважину в работу по циркуляции, обеспечивая, таким образом, движение отмывающей жидкости по поверхности глубинно-насосного оборудования. Жидкость попадает на прием погружного насоса, проходит через колонну НКТ, устьевую арматуру и вновь поступает на прием насоса. Таким образом, циркуляция происходит по замкнутому циклу: затрубное пространство - прием насоса - колонна НКТ - устье - затрубное пространство. В процессе циркуляции моющая композиция совершает два цикла отмыва, затем открывают линейную задвижку и продукты отмыва выносятся из скважины. В процессе циркуляции происходит отмыв запарафиненной поверхности углеводородным растворителем, разжижение и диспергирование отмытой массы поверхностно-активными веществами и последующий вынос продуктов реакции из

скважины. В качестве моющей композиции используют композицию углеводородную НПС-Р1 по ТУ 2122-006-60701571-2013. НПС-Р1 содержит углеводородный растворитель 8-80 мас. %, активирующую добавку - 1-4 мас. % и воду - остальное.

В состав углеводородного растворителя входят предельные углеводороды в количестве 90-100 мас. % и ароматические углеводороды в количестве 0-10 мас. % от количества углеводородного растворителя.

Предельные углеводороды могут быть выбраны из ряда: гексан, гептан, октан без регламентированного содержания конкретного вещества из ряда. Ароматические углеводороды могут быть выбраны из ряда: бензол, толуол, ксилол, этилбензол, изопропилбензол, диэтилбензол без регламентированного содержания конкретного вещества из ряда.

Активирующая добавка состоит из поверхностно-активных веществ (ПАВ), в состав которых входят следующие вещества в масс. % от количества ПАВ:

- метанол или изопропиловый спирт 1-2,

- 2-метоксиэтанол 0,2-0,7,

- метилдиэтаноламин 0,2-0,4,

- этиленгликоль 0-0,3.

Пример 1:

Очистка действующей эксплуатационной скважины с продавкой. Для очистки скважины с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, толщиной стенки эксплуатационной колонны 7,3 мм, диаметром НКТ 73 мм, толщиной стенки НКТ 5,5 мм длиной скважины 2000 м и длиной колонны НКТ 1800 м расчетный объем моющей композиции составляет 5,43 м3, объем продавочной жидкости - 25,72 м3. Объем цикла, состоящий из суммы объемов затрубного и трубного пространств от устья до насоса, составляет 31,2 м3. Скважина эксплуатируется насосом ЭЦН-30. При работающем электроцентробежном насосе в затрубное пространство скважины закачивают моющую композицию НПС-Р1 в объеме 5,43 м3 и продавочную жидкость в объеме 25,72 м3. Продавку осуществляют на максимальной скорости работы насоса, при которой давление в затрубном пространстве не превышает 8 МПа. Закрывают линейную задвижку, открывают затрубную задвижку в линию, обеспечивают двукратную прокачку композиции по всему объему циркуляции. Время прокачки составляет 4,5 часа, оно рассчитывается исходя из дебита скважины, с использованием насоса ЭЦН-30 этот объем составляет 30 м3/сут и объем моющей композиции - 5,43 м3. После прокачки открывают линейную задвижку, закрывают затрубную задвижку в линию. Отмытые массы асфальтосмолопарафиновых отложений выносятся из скважины.

Пример 2:

Очистка действующей эксплуатационной колонны без продавки. Для очистки скважины с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм, толщиной стенки эксплуатационной колонны 7 мм, диаметром НКТ 73 мм, толщиной стенки НКТ 5,5 мм, длиной скважины 1700 м и длиной колонны НКТ 1500 м. Скважина эксплуатируется штанговым вставным глубинным насосом НВ-32, расположенным на глубине 1500 м и подвешенным на штангу диаметром 22 м. Дебит скважины 5 м3/сут. Динамический уровень 1300 м. Расчетный объем моющей композиции составляет 3,96 м3. Объем цикла, состоящий из суммы объемов затрубного и трубного пространств от устья до насоса, составляет 18,2 м3. При работающем штанговом насосе в затрубное пространство скважины закачивают моющую композицию в объеме 3,96 м3. Закачку композиции осуществляют на максимальной скорости работы насоса, при которой давление в затрубном пространстве не превышает 8 МПа. Закрывают линейную задвижку, открывают затрубную задвижку в линию, обеспечивают двукратную прокачку композиции по всему объему циркуляции, для чего оставляют погружной насос в работе на 28,5 часов. После чего открывают линейную задвижку, закрывают затрубную задвижку в линию. Отмытые массы асфальтосмолопарафиновых отложений выносятся из скважины.

Таким образом, заявляемый способ позволяет увеличить межочистной период скважины и повысить эффективность очистки скважинного оборудования от АСПО.

Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, отличающийся тем, что в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области добычи нефти с использованием добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Технический результат - повышение эффективности работы добывающей скважины.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к системе подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности. Система содержит емкость хранения химического реагента, насос-дозатор, объект дозирования, установленные в нем контрольно-измерительные приборы, гидростатический датчик давления, установленный в емкости хранения, блок управления.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к осуществлению подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) при добыче. Методика включает отбор проб АСПО с параллельным отбором проб продукции скважин, сравнительную оценку растворяющей способности растворителей.

Изобретение относится к добыче нефти при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка включает основной и дополнительный приводы, пакер, установленный между верхним и нижним продуктивными пластами, основную, сообщенную с подпакерным пространством скважины, и дополнительную, сообщенную с надпакерным пространством скважины, колонны лифтовых труб со штанговыми насосами, закрепленными на устье скважины двухствольной арматурой, параллельный якорь, установленный на обеих колоннах лифтовых труб и выполненный с возможностью фиксации их относительно друг друга.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтегазовых месторождений и может быть использовано для интенсификации дебитов и повышения нефтеотдачи. Устройство включает алюминиевый корпус в виде тонкостенного цилиндрического стакана с зауженной горловиной.

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.
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.

Изобретение относится к гелю для обработки скважин, способу получения геля для обработки скважин, способу получения восстановленного геля и способу обработки скважины.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для бурения в осложненных условиях.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при глушении скважин. Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащая хлорид кальция, хлорид магния и ингибитор коррозии, содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия, дополнительно - ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - повышение скорости проходки долота в карбонатных породах, сокращение времени бурения скважин, уменьшение коррозии бурильной колонны и поверхности оборудования.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки - очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. Наибольшее применение может найти на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на глинистых и безглинистых утяжеленных буровых растворах, в том числе содержащих соединения бария, например сульфат бария, или других тяжелых металлов, а также на месторождениях и залежах с аномально высоким пластовым давлением - АВПД и сверхглубоких скважинах.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас. % до примерно 70 мас. % в расчете на массу перлита и гидравлического цемента и где гидравлический цемент присутствует в количестве от примерно 30 мас. % до примерно 50 мас. % в расчете на массу перлита и гидравлического цемента. Изобретение также относится к композиции для ускорения роста прочности цементирующей композиции. 3 п. и 22 з.п. ф-лы, 9 табл., 9 пр.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50 от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды. Технический результат - увеличение межочистного периода скважины. 2 пр.

Наверх