Способ предотвращения отложений асфальтеносмолопарафиновых веществ в скважине при штанговом способе добычи пластовой жидкости путем ее омагничивания

Изобретение относится к технологии предотвращения отложений асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) на нефтепромысловом оборудовании. Способ включает спуск в скважину магнитного аппарата (МА) проточного типа, содержащего ферромагнитную трубу с рабочим каналом, установленный на ее внешней поверхности магнитный блок, по меньшей мере, из двух намагниченных постоянных кольцевых магнитов, образующих пару, главные поверхности которых обращены внутрь трубы, и диамагнитный кожух, охватывающий герметично магнитный блок, и проведение магнитной обработки потока пластовой жидкости, протекающей по рабочему каналу МА в постоянном магнитном поле. Перед спуском МА в скважину выполняют лабораторные исследования по определению в добываемой пластовой жидкости содержания смол, асфальтенов, парафинов, механических примесей и воды, определяют дебит скважины и плотность добываемой пластовой жидкости и при значении дебита 3-40 м3/сут и плотности пластовой жидкости в диапазоне от 840 кг/м3 до 1000 кг/м3 используют для обработки пластовой жидкости МА с соответствующей напряженностью магнитного поля в рабочем канале, исходя из состава АСПВ в добываемой пластовой жидкости и обводненности. Например, при массовом содержании в пластовой жидкости смол 3-5%, асфальтенов 1-3%, парафинов - более 6%, механических примесей 0-3, обводненности 0-5% используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м. Повышается эффективность предотвращения отложений АСПВ в скважинах при широком диапазоне содержания смол, асфальтенов и воды в добываемой пластовой жидкости. 3 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к технологии предотвращения отложений асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) на нефтепромысловом оборудовании.

При штанговом способе добычи нефти скважинное оборудование может включать в себя обсадную колонну скважины; насосно-компрессорную трубу в обсадной колонне, по которой отбирают нефть; колонну насосных штанг, расположенную по центральной оси в скважинной насосно-компрессорной трубе и скомпонованную из секций насосных штанг, соединенных для создания необходимой механической связи между устьевым полированным сальниковым штоком и глубинным насосом; плунжер насоса, содержащий подвижный шариковый клапан и соединенный напрямую с колонной насосных штанг для подъема жидкости в насосно-компрессорной трубе; и цилиндр насоса, представляющий собой стационарный цилиндр глубинного насоса и содержащий неподвижный шариковый клапан для всасывания жидкости в цилиндр во время хода вверх.

В некоторых случаях эксплуатации со штанговыми насосами используют магниты из редкоземельных металлов для помощи в предотвращении или задержке осаждения твердых частиц, которые могут исключить приток жидкости в скважину и вывести ее из строя. Воздействие магнитного поля сможет задержать или исключить осаждение парафинов, асфальтенов и т.п., твердых частиц из природной нефти при ее охлаждении, указанное осаждение имеет тенденцию обуславливать потери на трение, которые могут вызывать напряжение в компонентах колонны насосных штанг или останавливать скважину. Вот почему борьба с отложениями АСПВ позволит обеспечить безаварийную работу скважины.

Из уровня техники известен ряд способов предотвращения отложений путем магнитной обработки текучих жидкостей.

Из патента РФ №2237023 известен способ магнитной обработки и осветления водных растворов, состоящий в последовательном прохождении текучей жидкости через магнитные поля с разной величиной магнитной индукции, при этом на начальном этапе поток жидкости подвергают воздействию магнитного поля с величиной магнитной индукции в пределах 0,1-0,2 Тл в течение 0,6-1,2 с, обеспечивая поляризацию для агрегации, коагуляции нерастворимых частиц, а на конечном этапе поток жидкости подвергают воздействию магнитного поля с величиной магнитной индукции в пределах 0,3-0,8 Тл в течение 0,3-0,5 с для предотвращения ассоциации противоионов.

Также известен способ предотвращения выпадения карбонатных и других осадков с использованием в применяемых устройствах с магнитной системой чередующейся полярности и величиной магнитной индукции 0,06-0,10 Тл (Заявка ФРГ №4107512; «Новое устройство для магнитной обработки воды». Prodfinish - 1990-93, п. 1 - с. 28 - Великобритания).

Недостатком указанных известных способов является низкая эффективность предотвращения образования карбонатных и других отложений.

Из патента РФ №2172299 известен способ предотвращения накипи в трубопроводах путем магнитной обработки жидкости, которую предлагается обрабатывать импульсным электромагнитным полем с длительностью импульсов 0,1-100 мкс с мгновенной мощностью импульсов 50-5000 Вт и частотой тока 50 Гц - 30 кГц, причем используют форму импульсов, в том числе, и с отрицательным фронтом. Способ обеспечивает снижение образования накипи в трубопроводах, улучшает качество воды и продлевает срок службы трубопроводов.

Однако указанный способ невозможно использовать при обработке водонефтяной эмульсии (ВНЭ) в скважине, особенно, при штанговом способе добычи нефти, т.к. электромагнит нельзя уставить ниже штангового глубинного насоса, т.е. на хвостовик колонны насосно-компрессорных труб. Кроме того, электромагнитное поле, создаваемое указанным устройством, максимально эффективно воздействует на кристаллическую решетку молекул веществ, образующихся в водных растворах. Для нефтяных флюидов, в основной массе своей состоящих из органических молекул с различными по величине цепочками, требуются магнитные поля особой конфигурации с более высокими по напряженности величинами.

Также известен способ предотвращения выпадения отложений в скважине при эксплуатации скважин штанговыми насосами при добыче нефти из подземных коллекторов, в котором применяют процесс магнитной обработки текучих сред (Патент РФ №2447262). Указанный известный способ включает следующие этапы:

а) использование, по меньшей мере, одной согласованной пары магнитов (противоположной полярности из редкоземельных металлов, при этом каждый упомянутый магнит имеет радиально внутреннюю и внешнюю изогнутые поверхности, проходящие вдоль оси в продольном направлении и заканчивающееся в поперечном направлении с образованием плоских поверхностей, соединяющих упомянутые внутреннюю и внешнюю изогнутые поверхности, причем каждый упомянутый магнит является диаметрально заряженным и имеет внутреннюю и внешнюю изогнутые поверхности, имеющие одинаковую полярность, и пару плоских поверхностей, имеющих полярность, противоположную полярности изогнутых поверхностей;

б) соединение, по меньшей мере, одной пары магнитов их противоположно заряженными плоскими поверхностями;

в) прохождение текучей среды мимо соединенных магнитов, которая таким образом подвергается воздействию магнитного поля.

Каждый магнит является диаметрально заряженным и имеет внутреннюю и внешнюю изогнутые поверхности, имеющие одинаковую полярность, и пару плоских поверхностей, имеющих одинаковую полярность, но противоположную полярности изогнутых поверхностей. Пара магнитов соединена посредством совмещения плоских поверхностей. При этом магниты образуют полый цилиндр. Текучая среда проходит внутри или снаружи цилиндра.

Обычно данные магниты с намагничиванием вдоль продольной осевой линии могут представлять собой прямоугольные или цилиндрические магниты, размещенные на внешней поверхности эксплуатационной насосно-компрессорной трубы для воздействия на текучую среду в насосно-компрессорной трубе магнитным полем. Каждый магнит диаметрально заряжен, причем внутренняя и внешняя поверхности имеют одинаковую полярность. Пара плоских поверхностей каждого магнита имеет одинаковую полярность, и данная полярность противоположна полярности изогнутых поверхностей. По меньшей мере, одну пару противоположно заряженных магнитов обычно соединяют с размещением их плоских противоположно заряженных поверхностей в контакте магнитным полем.

В случае системы эксплуатации скважины штанговым насосом диаметрально заряженные согласованные комплекты магнитов противоположной полярности можно соединять вокруг участка уменьшенного диаметра штанги насоса, который иногда называют стержнем насосной штанги или корпусом штанги. Проходящий мимо поток нефти или другой текучей среды подвергается воздействию магнитного поля высокой напряженности.

Недостатком указанного известного способа является, во-первых, невозможность создания управляемого перепада напряженностей магнитного поля вдоль рабочего канала; во-вторых, применяемое при реализации известного способа магнитное устройство работает с жидкостями однотипными по составу, что не позволяет охватить все разнообразие типов скважинной жидкости различных по компонентному составу и обводненности.

В настоящее время широко известен ряд магнитных аппаратов, которые устанавливают в скважине, и которые, воздействуя на ВНЭ магнитным полем, способствуют предотвращению отложений на скважинном оборудовании.

Известен способ предотвращения отложений АСПВ путем магнитной обработки скважинной жидкости при способе добычи с использованием штангового глубинного насоса и ряда устройств для магнитной обработки жидкости проточного типа, установленных внутри НКТ скважины и имеющих в своем составе ферромагнитную трубу, по рабочему каналу которой протекает поток добываемой жидкости, поверх которой вплотную размещен магнитный блок, состоящий, по меньшей мере, из двух постоянных кольцевых магнита, образующих пару (они могут быть выполнены как из сплошного кольцевого магнита, так и составлены из магнитных прямоугольных, квадратных и др. подобных стержней, пластин, установленных в замкнутое кольцо). Указанные магниты охвачены герметично диамагнитным кожухом (Патент РФ №39133, Патент РФ №2127708, Патент РФ №2242433).

При протекании по рабочему каналу указанной трубы скважинной жидкости и обеспечивается ее омагничивание. Эти конструктивные признаки МА составляют основу всех указанных устройств, используемых для магнитной обработки жидкости в известных способах. Их отличие друг от друга заключается лишь в дополнительном введении в конструкцию элементов, например, в виде ферромагнитных колец, установленных с одного торца без зазора у кольцевых магнитов, различным расстоянием между ними, в виде шунтов, которыми зашунтированы внешние полюса по меньшей мере двух кольцевых магнитов, в виде спирали, установленной в трубу, и прочее. Но все способы предотвращения отложений АСПВ путем магнитной обработки скважинной жидкости, реализуемые с помощью указанных устройств с одинаковой основой, могут быть выбраны в качестве прототипа для предлагаемого способа, так как по совокупности признаков их основы и принципу омагничивания являются наиболее близкими к предлагаемому способу. В качестве прототипа заявляемого способа выбирается способ, описанный в Патенте РФ №2127708.

Также следует указать, что при штанговом способе добычи омагничивание пластовой жидкости указанным известным способом-прототипом, а именно, с использованием указанных магнитных устройств, является наиболее предпочтительным, особенно при среднем дебите скважины (от 3 до 40 м3/сут), т.к. при низком дебите скважины (до 3 м3/сут) скорость омагничивания нефти мала, в результате чего работа МА становится не эффективной, при высоком дебите скважины (более 40 м3/сут) время стабилизации омагниченной жидкости превышает время движения жидкости по стволу скважины.

Недостатком указанного известного способа омагничивания пластовой жидкости является непостоянная эффективность предотвращения отложений АСПВ в скважинах различных по дебиту.

Технический результат, достигаемый предлагаемым способом, заключается в повышении степени предотвращения отложений АСПВ в скважинах, характеризующихся средним дебитом, при широком диапазоне содержания смол, асфальтенов и воды в добываемой пластовой жидкости, магнитными устройствами, не требующими модернизации существующего скважинного оборудования.

Поставленный технический результат обеспечивается за счет следующего.

Благодаря тому, что при реализации предлагаемого способа используют МА проточного типа, содержащего ферромагнитную трубу с рабочим каналом, установленный на ее внешней поверхности магнитный блок, по меньшей мере, из двух радиально намагниченных постоянных кольцевых магнитов, образующих пару, главные поверхности которых обращены внутрь трубы, и кожух, охватывающий герметично магнитный блок, обеспечивается его полная совместимость с существующим скважинным оборудованием, в том числе, с системой штанговой добычи.

Благодаря тому, что при реализации предлагаемого способа в рекомендуемом МА указанной конструкции для омагничивания скважинной жидкости появилась возможность создать различную степень напряженности внутри рабочего канала, в значит - появилась возможность повысить эффективность предотвращения отложений АСПВ для пластовой жидкости с содержанием смол, асфальтенов и воды в широком диапазоне. Но это стало возможным в скважинах составляющих основную долю осложненного фонда добычи нефти, а именно, в скважинах с дебитом 3-40 м3/сутки. При более низком или более высоком дебите эффективность предотвращения отложений АСПО в скважине предлагаемым способом снижается. При более высоких скоростях течения жидкости по стволу скважины (т.е. при более высоком дебите более 40 м3/сут.) происходит перенос эффекта от воздействия магнитным полем на скважинный флюид из шахты скважины в область выкидной линии. Сама же скважина остается не защищенной от отложений АСПВ в результате того, что для приобретения однонаправленной ориентации в потоке жидкости молекулярных структур необходимо время после момента воздействия магнитным полем на флюид.

При замедлении скорости течения жидкости по стволу скважины (т.е. при дебите менее 3 м3/сут.) происходит снижение эффективности магнитной обработки, так как существует известная зависимость, при стремлении скорости потока любой жидкости к нулю степень воздействия магнитным полем на эту жидкость также стремится нулю.

Максимальная эффективность от магнитной обработки предлагаемым способом наблюдается при дебите скважины по жидкости от 10 до 30 м3 /сутки.

Причем экспертным путем было установлено, что указанный эффект проявляется со средними и тяжелыми по типу нефтями с плотностью 840-1000 кг/м3.

Причем, как оказалось, именно для таких средних и тяжелых нефтей и при таком заявленном дебите 3-40 м3/сут., предлагаемые при реализации нового способа диапазоны напряженности магнитного поля в рабочем канале, позволяют повысить эффективность предотвращения АСПО при определенном содержании в пластовой жидкости смол, асфальтенов и воды (обводненности).

Кроме того, в преимущественном варианте реализации предлагаемого способа рекомендуется устанавливать МА на определенную глубину, исходя из следующего:

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м или 15001-20000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1000 м.

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 20001-25000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1200 м.

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1400 м.

Рекомендуемая глубина установки МА обусловлена тем, что чем сильнее степень воздействия производится на флюид, тем длительнее время его релаксации в исходное состояние.

Таким образом, предлагаемый способ может быть применен при штанговой технологии добычи нефти в скважинах с дебитом 3-40 м3/сут. с обеспечением существенного повышения степени предотвращения отложений АСПВ.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

1. Производят выбор скважины, в которой использован штанговый способ добычи, с дебитом 3-40 м3/сутки и плотностью добываемой пластовой жидкости 840-1000 кг/м3.

2. Производят отбор пластовой жидкости из указанной скважины и выполняют лабораторные исследования по установлению плотности пластовой жидкости, а также по определению в ней содержания смол, асфальтенов, парафинов, механических примесей и воды.

3. Берут магнитный аппарат проточного типа, конструктивную основу которого составляет ферромагнитная труба с рабочим каналом, установленный на ее внешней поверхности магнитный блок, по меньшей мере, из двух радиально намагниченных постоянных кольцевых магнитов, образующих пару, главные поверхности которых обращены внутрь трубы, и диамагнитный кожух, охватывающий герметично магнитный блок. В качестве такого магнитного аппарата может быть использован, например, МА, описанный в патентах РФ №2127708, №2242433.

В зависимости от установленного ранее состава пластовой жидкости, выбирают магнитный аппарат таким образом, чтобы в его рабочем канале обеспечивался определенный требуемый диапазон напряженности магнитного поля, исходя из следующего:

- при массовом содержании в пластовой жидкости смол 3-5%, асфальтенов 1-3%, парафинов - более 6% механических примесей 0-3%, обводненности 0-5%, используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м,

при массовом содержании в пластовой жидкости смол 5,1-10%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3%, обводненности 5,1-20%, используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 15001-20000 А/м,

- при массовом содержании в пластовой жидкости смол 10,1-18%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3%, обводненности 20,1-40%, используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 20001- 25000 А/м,

- а при массовом содержании в пластовой жидкости смол 18,1-28%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3%, обводненности 20,1-40%, используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м.

Например, напряженность магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м будет достигнута в случае использования МА с наличием кольцевых магнитов общей массой 1500 г., установленных парой на расстоянии 100-150 мм.

Напряженность магнитного поля в рабочем канале 15001-20000 А/м будет достигнута в случае использования МА с наличием трех кольцевых магнитов общей массой 2500 г., установленных на переменном расстоянии 0-250 мм друг от друга.

Напряженность магнитного поля в рабочем канале 20001-25000 А/м будет достигнута в случае использования МА с наличием четырех кольцевых магнитов общей массой 3500 г., установленных на переменном расстоянии 0-250 мм друг от друга.

Напряженность магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м будет достигнута в случае использования МА с наличием шести кольцевых магнитов общей массой 4500 г., установленных на переменном расстоянии 0-250 мм друг от друга.

4. Указанный магнитный аппарат с требуемой напряженностью магнитного поля в рабочем канале устанавливают в скважине, как отрезок стандартной насосно-компрессорной трубы (НКТ) на хвостовике используемой колоны НКТ.

Причем в преимущественном варианте рекомендуется придерживаться следующей глубины установки МА, исходя из следующего:

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м или с напряженностью 15001-20000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1000 м.

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 20001-25000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1200 м.

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1400 м.

5. При работе штанговой глубинной установки происходит следующее. Проходя через сетку фильтра, скважинная жидкость попадает во внутрь хвостовика колонны насосно-компрессорных труб, далее, протекая вверх по НКТ, жидкость попадет в рабочий канал магнитного аппарата, где под действием постоянного магнитного поля происходит ее омагничивание. При дальнейшем протекании флюида вверх происходит перераспределение межмолекулярных связей, разрушенных под действием физического поля, при этом внутренняя поверхность НКТ и внешняя поверхность молекул флюида приобретают отрицательный заряд, возникают силы взаимного отталкивания, что не позволяет веществам в жидкости образовывать комплексы и осаждаться на поверхности глубинно-насосного оборудования, расположенного выше по стволу скважины. С течением времени, индивидуальным для каждой конкретной скважины, под действием турбулентных потоков и других сил, возникающих при движении жидкости, происходит разрушение созданного направленного электромагнитного поля молекул и возвращение флюида скважины в исходное состояние с хаотичными молекулярными связями. Время релаксации в исходное состояние флюида скважины называют «магнитной памятью нефти», от длительности которого зависит степень защищенности самой скважины от осаждения АСПВ на стенках глубинно-насосного оборудования.

Для доказательства существенности признаков предлагаемого способа были проведены лабораторные испытания на пластовых флюидах 104 скважин Пермского края. При этом выявлялась зависимость эффективности предотвращения отложений АСПВ при магнитной обработке в зависимости от компонентного состава нефти и основных показателей работы скважины (дебита скважины и плотности пластового флюида).

За положительный результат принимались значения, когда кривая «магнитной памяти нефти» за первые 8 часов после применения физического воздействия оставалась положительной. За отсутствие эффекта принимались значения, когда кривая «магнитной памяти нефти» за первые 8 часов после омагничивания находилась около нулевой отметки, т.е. не отличалась от неомагниченной, или стремилась к нулю за более короткий период времени.

Исследования проводились параллельно на четырех моделях магнитного аппарата с различной напряженностью магнитного поля в рабочем канале: 10000-15000 А/м, 15001-20000 А/м, 20001-25000 А/м, 25001-30000 А/м. За основную была взята модель с напряженностью магнитного поля 20001-25000 А/м. Для изучения изменения «магнитной памяти нефти» после воздействия физическим полем на скважинный флюид в лабораторных условиях было исследовано 104 пробы нефти. Рассматривались степень омагничивания нефти в зависимости от напряженности магнитного поля при физическом воздействии и время сохранения измененного состояния нефтяного флюида. Результаты сравнивались с основным компонентным составом нефти, то есть с содержанием в нефти смол, асфальтенов и парафинов. Дополнительно анализировалось влияние механических примесей и температура плавления выделенного из нефти парафина.

Лабораторный анализ состава пластовых флюидов из указанных скважин проводили способом ускоренного определения асфальто-смолистых веществ и парафина в нефти путем комплексообразования с тетрахлоридом титана (Методика «ПермНИПИнефть» Μ 01-12-81 «Методика выполнения измерений асфальтенов, смол и парафина в нефти и нефтепродуктах»).

В основе метода определения АСПВ и парафина в нефти лежит способность высокомолекулярных соединений, содержащих гетероатомы - серу, азот, кислород, образовывать достаточно устойчивые комплексы с тетрахлоридом титана. Систематический ход анализа сырой нефти на содержание в ней АСПВ и парафина предусматривает поэтапное определение асфальтенов, силикагелевых смол и кристаллического парафина в одной навеске нефти.

В основе определения асфальтенов лежит известный способ осаждения их из нефти петролейным эфиром или гексаном с последующим отделением, очисткой и взвешиванием осадка. После определения асфальтенов из деасфальтированного раствора нефти высаживают смолы с помощью тетрахлорида титана. Затем из деасфальтированного и обесмоленного раствора нефти высаживают кристаллический парафин.

К механическим примесям относятся вещества, не растворяющиеся в органических соединениях (например, в горячем бензоле) и образующие твердый осадок при проведении лабораторного анализа на основной компонентный состав.

Процент обводненности нефти определяют с помощью ее центрифугирования.

Данные по зависимости эффективности магнитной обработки исследуемых флюидов от их состава и напряженности магнитного поля в рабочем канале МА приведены в таблице 1.

Данные, приведенные в таблице 1, показывают следующее:

- при дебите скважины менее 3 м3/сут (опыты 1-4) кривая релаксации («магнитной памяти») нефти практически не превышает нулевой уровень или чуть выше его, то есть не отличается от неомагниченной нефти при любых напряженностях магнитного поля;

- при плотности пластовой жидкости менее 840 кг/м3 эффективность магнитной обработки низкая (опыты 7-8);

- при плотности пластовой жидкости более 1000 кг/м3 кривая релаксации нефти колеблется вдоль нулевой отметки (опыты 9-11);

- при массовом содержании в пластовой жидкости смол 3-5%, асфальтенов 1-3%, парафинов - более 6% механических примесей 0-3% и обводненности 0-5% эффективность от применения магнитной обработки возрастает при использовании МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м (опыты 5 и13);

при массовом содержании в пластовой жидкости смол 5,1-10%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3% и обводненности 5,1-20% эффективность от применения магнитной обработки возрастает при использовании МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 15001-20000 А/м (опыты 6, 14, 18, 22, 26);

- при массовом содержании в пластовой жидкости смол 10,1-18%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3% и обводненности 20,1-40% эффективность от применения магнитной обработки возрастает при использовании МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 20001- 25000 А/м (опыты 19, 23, 27);

- при массовом содержании в пластовой жидкости смол 18,1-28%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3% и обводненности 20,1-40% эффективность от применения магнитной обработки возрастает при использовании МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м (опыты 12, 24, 28);

- при отклонении от заявленных пределов компонентов АСПВ и дебита и обводненности нефти эффективность от применения магнитной обработки резко снижается (опыты 1-4; 7-11; 15-17; 20-21; 25).

Указанные выше результаты также доказываются данными, приведенными на рисунках, где на рис. 1 показаны изменения эффекта магнитной обработки в зависимости от типа нефти при различных напряженностях магнитного поля: а) 10000-15000 А/м; б) 15001-20000 А/м; на рис. 2 показаны изменения эффекта магнитной обработки в зависимости от типа нефти при различных напряженностях магнитного поля: в) 20001-25000 А/м; г) 25001-30000 А/м; на рис. 3 - зависимость эффекта магнитной обработки от комплексного содержания смол и асфальтенов при напряженности магнитного поля 20001-25000 А/м.

Данные, приведенные на рис. 1а, 1б, 2в, 2г показывают, что, как правило, для омагничивания нефти более легкого типа требуются магнитные поля более низких напряженностей, для омагничивания тяжелых нефтей и эмульсий имеют значения магнитные поля более высоких напряженностей.

Данные, приведенные на рис. 2 показывают, что при напряженности магнитного поля 20001-25000 А/м базового магнитного аппарата тем лучше поддаются магнитной обработке нефти, чем выше их комплексное содержания смол и асфальтенов.

1. Способ предотвращения отложений асфальтеносмолопарафиновых веществ в скважине при штанговом способе добычи пластовой жидкости путем ее омагничивания, включающий спуск в скважину магнитного аппарата (МА) проточного типа, содержащего ферромагнитную трубу с рабочим каналом, установленный на ее внешней поверхности магнитный блок, по меньшей мере, из двух намагниченных постоянных кольцевых магнитов, образующих пару, главные поверхности которых обращены внутрь трубы, и диамагнитный кожух, охватывающий герметично магнитный блок, и проведение магнитной обработки потока пластовой жидкости, протекающей по рабочему каналу МА в постоянном магнитном поле, отличающийся тем, что перед спуском МА в скважину выполняют лабораторные исследования по определению в добываемой пластовой жидкости содержания смол, асфальтенов, парафинов, механических примесей и воды, определяют дебит скважины и плотность добываемой пластовой жидкости и при значении дебита 3-40 м3/сут и плотности пластовой жидкости в диапазоне от 840 кг/м3 до 1000 кг/м3 используют для обработки пластовой жидкости МА, исходя из следующего: при массовом содержании в пластовой жидкости смол 3-5%, асфальтенов 1-3%, парафинов - более 6%, механических примесей 0-3, обводненности 0-5% используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м, при массовом содержании в пластовой жидкости смол 5,1-10%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3%, обводненности 5,1-20% используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 15001-20000 А/м, при массовом содержании в пластовой жидкости смол 10,1-18%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3%, обводненности 20,1-40% используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 20001-25000 А/м, а при массовом содержании в пластовой жидкости смол 18,1-28%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3%, обводненности 20,1-40% используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м или 15001-20000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1000 м.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 20001-25000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1200 м.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1400 м.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области электронагрева индукционными токами и может быть использовано в устройствах для ликвидации и предотвращения формирования гидратопарафиновых и асфальтосмолистых образований в нефтегазовых скважинах и трубопроводах, а также для подогрева вязких продуктов.

Группа изобретений относится к удалению отложений на внутренних и наружных стенках труб. Установка (1) для обработки текучей среды содержит по меньшей мере один охлаждающий трубопровод (2), средства охлаждения, предназначенные для охлаждения текучей среды по меньшей мере в одном охлаждающем трубопроводе (2) на участке охлаждения до температуры, равной или близкой к температуре (Тмор) среды вокруг охлаждающего трубопровода (2), и по меньшей мере одну тележку (9), расположенную на внешнем периметре по меньшей мере одного охлаждающего трубопровода (2) или вблизи него.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности скважин, работающих с накоплением жидкостных и песчаных пробок на забое.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для промывки приема и полости электроцентробежных насосов от твердых взвешенных частиц песка, асфальтосмолистых веществ и солей.

Изобретение относится к области капитального и текущего ремонта эксплутационных скважин и может быть использовано в эксплуатации скважин для поддержания в них теплового режима предотвращения образования и ликвидации в них гидратных, гидратопарафиновых и ледяных пробок.

Изобретение относится к клапанным устройствам для скважин, оборудованных глубинными насосами, и может быть применено для пропуска промывочной жидкости из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в затрубное пространство для размыва гидратных пробок.

Изобретение предназначено для проведения работ по очистке и промывке ствола скважины. Устройство для декольматации скважин состоит из корпуса с цилиндрическим осевым каналом, переходника для связи с гибкой трубой, стакана, дренажной трубки с радиальными отверстиями, насадкой и кольцевым выступом, пружины, стопорной гайки, механизма привода с тангенциальными каналами.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и применяется для нормализации забоя при капитальном и текущем ремонте скважины, в частности при спущенном забойном двигателе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин. Состав полисахаридной жидкости для промывки скважин или промысловых трубопроводов или глушения скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением в призабойной зоне пласта и стволах скважин с целью сохранения дебита скважин в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод.

Группа изобретений относится к дезинфекции и обеззараживанию жидких или газообразных сред с помощью бактерицидного ультрафиолетового излучения и температуры в диапазоне от низкой до умеренной.
Изобретение относится к медицине, а именно к стоматологии, и может быть использовано для улучшения трофических процессов десны и увеличения сроков ремиссии у пациентов с хроническим генерализованным пародонтитом средней степени.

Изобретение относится к конструкции аппарата получения особо чистой дистиллированной воды, используемой в медицинской, фармацевтической, биотехнической, электронной, химической и других отраслях промышленности.

Группа изобретений может быть использована в технологии переработки алюмосиликатного сырья с получением алюмокремниевого гибридного реагента для применения в системах водоочистки и водоподготовки.

Изобретение относится к способу получения композиционного сорбента с магнитными свойствами, который может быть использован для очистки промышленных сточных вод. Способ включает подготовку взвеси магнетита, путем диспергирования магнетита Fe3O4 в 1-5% растворе поливинилового спирта и перемешивании при 80°С в течение 20 минут с получением взвеси магнетита в поливиниловом спирте, добавление в полученную взвесь отходов кофе в массовом отношении 1:2-6, перемешивание при 80°С в течение одного часа, фильтрацию образовавшейся взвеси и сушку полученного композита при 105°С до постоянной массы с последующим измельчением.

Фильтр // 2660875
Изобретение относится к устройствам для разделения нефтеводяных эмульсий и может быть использовано для очистки судовых нефтесодержащих вод и других нефтесодержащих стоков.
Изобретение может быть использовано в коммунальном хозяйстве при утилизации осадка бытовых сточных вод путем сжигания совместно с другими, не утилизируемыми отходами.

Изобретение относится к комбинированным способам обработки и обеззараживания воды с применением нескольких химических компонентов и физических воздействий для получения чистой воды в замкнутом контуре и предназначено для очистки воды плавательных и купальных бассейнов.

Изобретение относится к устройству для электролиза водно-солевых растворов, содержащему корпус, диафрагменный электрохимический реактор, разделенный мелкопористой диафрагмой на анодную и катодную камеры, снабженному входным и выходными патрубками.

Изобретение относится к области энергетики, нефтехимии и может быть использовано в системах питания котельных установок, в теплофикационных системах, системах разделения жидких и газовых фаз, а также в других отраслях народного хозяйства (например, в пищевой, молочной, нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности).

Изобретение относится к области водоподготовки и может быть использовано для приготовления питьевой воды из природных источников пресной воды. Способ приготовления питьевой воды из природных пресных источников включает прокачивание очищаемой воды через гидродинамический излучатель в режиме кавитации, в который подают газовую фазу, и последующее фильтрование очищаемой воды. С использованием тестовой установки осуществляют предварительный экспериментальный подбор оптимальных параметров промышленной установки: производительности, напора насосов, гидравлических размеров элементов оборудования; состава окислительной газовой фазы. Проверяют необходимость применения реагентов: коагулянтов, флокулянтов и консервантов. Осуществляют подачу воды после гидродинамического излучателя (кавитатора) в колонну завершения реакций. Обеспечивают непрерывность процесса получения питьевой воды постоянной подачей очищаемой воды в блок ультрафильтрации в режиме фильтрации при обтекании ультрафильтрационной мембраны турбулентным потоком с критерием Рейнольдса 2000≤Re≤4000 или в режиме фильтрации с очисткой ультрафильтрационной мембраны от задержанного на ней осадка турбулентным импульсным потоком обтекания ультрафильтрационной мембраны с критерием Рейнольдса 6000≤Re≤10000. Переключение гидродинамических режимов и слив загрязненного остатка в канализацию осуществляют по команде контроллера состояния блока ультрафильтрации, электрически связанного с регулятором гидродинамического режима в блоке ультрафильтрации. Проверяют качество и количество очищенной воды, сливаемой в накопительную емкость, контроллером качества очищаемой воды, электрически связанным с блоком реагентов и автоматическими насосами-дозаторами. Изобретение обеспечивает оперативное, энергоэффективное и экологичное приготовление качественной питьевой воды для различных требуемых объемов потребления с использованием местных природных источников воды без или с минимальным применением химических реагентов. 1 ил., 4 табл.

Изобретение относится к технологии предотвращения отложений асфальтеносмолопарафиновых веществ на нефтепромысловом оборудовании. Способ включает спуск в скважину магнитного аппарата проточного типа, содержащего ферромагнитную трубу с рабочим каналом, установленный на ее внешней поверхности магнитный блок, по меньшей мере, из двух намагниченных постоянных кольцевых магнитов, образующих пару, главные поверхности которых обращены внутрь трубы, и диамагнитный кожух, охватывающий герметично магнитный блок, и проведение магнитной обработки потока пластовой жидкости, протекающей по рабочему каналу МА в постоянном магнитном поле. Перед спуском МА в скважину выполняют лабораторные исследования по определению в добываемой пластовой жидкости содержания смол, асфальтенов, парафинов, механических примесей и воды, определяют дебит скважины и плотность добываемой пластовой жидкости и при значении дебита 3-40 м3сут и плотности пластовой жидкости в диапазоне от 840 кгм3 до 1000 кгм3 используют для обработки пластовой жидкости МА с соответствующей напряженностью магнитного поля в рабочем канале, исходя из состава АСПВ в добываемой пластовой жидкости и обводненности. Например, при массовом содержании в пластовой жидкости смол 3-5, асфальтенов 1-3, парафинов - более 6, механических примесей 0-3, обводненности 0-5 используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 Ам. Повышается эффективность предотвращения отложений АСПВ в скважинах при широком диапазоне содержания смол, асфальтенов и воды в добываемой пластовой жидкости. 3 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Наверх