Способ предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛ ИСТИ ЧЕ С К ИХРЕСПУБЛИК 360 Я 2)5 С БРЕТЕНИЯ ОПИС АТЕНТУ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНВЕДОМСТВО СССР(56) Обзор зарубежной литературы, Серия.Нефтепромысловое дело, Сизая Химические методы борьбы с отложениями парафина, М., ВНИИОЭНГ, 1977, с.34.(54) СПОСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ(57) Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО в добывающих скважинах.Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет предотвращения образования стойкой эмульсии. типа вода в нефти и более полного растворения реагентов.Цель достигается тем, что в способе предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем закачку смеси реагентов, откачку продукции скважины производят с уровня подошвы продуктивного пласта, смешение реагентов с пластовой нефтью осуществляют в интервале перфорированных отверстий, а в качестве носителя реагентов используют товарную нефть,Суть способа предупреждения образования АСПО заключается в там, что фильт(АСПО) в добывающих скважинах. Повышение эффективности способа достигается эа счет предотвращения образования микроглобул воды в нефти, служащих центрами кристаллизации твердой Фазы и армирующим материалом АСПО, при этом смешение продукции скважины с реагентами происходит при забойной температуре и до контакта с водой, заполняющей обсадную колонну. Способ включает откачку продукции скважины с уровня подошвы пласта, смешение реагентов с нефтью производится в интервале перфорации, а в качестве носителя реагентов используется товарная нефть, 1 табл. рующаяся через перфорациокные отверстияиз продуктивного пласта нефть смешивает- фся в начале с товарной нефтью, находящей-ся в межтрубном пространстве скважинымежду обсадной колонной и колонной подьемных труб, и только затем сверху вниз по- СОступает во всасывающий патрубок насоса Од(хвостовика), находящегося на уровне подо- СОшвы продуктивного пласта. Товарная нефть ( Дявляется носителем смеси реагентов, в чис- Ой,ло которых входят ингибитор парафиноотложения и деэмульгатор. Происходитпоеное растворенне реагентов в нефтяной )фазе продукции скважины еще до охлажде- (Дния (выпадения кристаллов парафина) и досмешения с водой. (до образования обратной эмульсии воды в нефти). Процессу растворения способствует повышениезабойной температуры ( 40 С). Кроме того,товарная нефть на 2-5 тяжелее. пластовой(за счет удаления легких углеводородов), по этому пластовая нефть будет всплывать до выравнивания плотностей, т.е, до полного взаимнога растворения. При всех других известных способах предупреждения отложений.парафина фильтрующаяся из пласта нефть попадает сначала в воду, заполняющую скважину ат искусственного забоя до всасывающего патрубка насоса, Обычная глубина подвески насосов составляет 100".200 м, т.е, всасывающий патрубок насоса находится на глубине 800-1200 м от устья скважины. Наэтой же глубине осуществляется смешение ингибиторав отложений с нефтью, При средней глубине скважин 1800 и в обсадной колонне высота столба воды составит 600-1000 м. Первично вода попадает в скважину при промывке и глушении (техническая вода) и пополняется впоследствии из.пласта. Каждая капля нефти, попадающая из перфорацианных отверстий в полость скважины, при всплытии преодолевает этот столб воды. Время контакта при всплытии капель нефти с водой будет продолжаться от нескольких часов до суток, Зто обуславливает образование на поверхности капель нефти устойчивой пленки воды. При вхождении капли нефти из слоя воды в слой нефти пленка воды лопается, в результате чего образуются капельки воды михронных размеров, ааспределенных в абьеме нефти, Затем нефть попадает в насос, где процесс Образования стсйкой обратной эмульсии из микрокапель воды завершается. Опытным путем установлена, чта в продукции абвадненных скважин доля предельна диспергираванной воды составляет 2-10,1,. Кроме того, капли нефти при всплытии охлаждаются от 40 до 19-21"С, при этом происходит кристаллизация более половины (55%) парафина, находящегося в нефти. Возрастает вязкость нефти. Все зти факторы - образование стойкой эмульсии микрокапель воды в нефти, образование и рост кристаллов парафина совместно с асфальтенами и смолами, а также повышение вязкости способствуют. возникновению структуры в нефти еще до ее смешения с реагентами. Часть нефти, прилегающая к более холодной стенке подьемных труб, загустевает и прилипает к стенке трубы, В результате образуется неподвижный слой асфальтосмолопарафинистых отложений, где миракапли воды служат армирующим материалом. В этом слое происходит дальнейшее уплотнение отложений, которые со временем перекрывают все сечение падьемной трубы. Применение ингибиторов (замедлителей) выпадения отложений становится мало эффективным, т,к. нет реагентов, способных разрыхлить плотные отложения в условияхработы насоса,В предлагаемом способе предупреждения образования АСПО возникновение за 5 густевшего слоя нефти на стенках труб непроисходит, т,к. отсутствует столб воды в: скважине, в котором происходит охлаждение нефти и создаются условия для образования устойчивой эмульсии воды в нефти. В10 предлагаемом способе смешение пластавой нефти с реагентами происходит до контакта нефти с водой и до ее охлажденияниже температуры кристаллизации парафина, т.к, смешение происходит в интервале"5 перфорационных отверстий, т.е. выше уровня воды, Кроме того, в качестве носителясмеси реагентов используется товарнаянефть данного месторождения, полностьюсовместимая с пластавой нефтью и изна 20 чально содержащая деэмульгатор. В товарную нефть деэмульгатор вводится наустановках подготовки нефти. В этом отличие предлагаемого способа предупреждения отложений от известных, что конкретно25 выражается в откачке продукции скважиныс уровня подошвы нефтяного пласта, т.е.уровня, который расположен ниже нижнихперфарацианных отверстий. Как следствие,обеспечивается полное раствааение реаЗ 0 гентов в фильтрующейся из пласта нефти, вкоторой еще отсутствуют устойчивые микро-,капли воды и зародыши кристаллов парафина Этим техническим приемомпредотвращается образование плотных отЗб лажен 1 й при последующем снижении температуры и кристаллизации парафина.Таким образом, предлагаемый способ содержит новое. техническое свойство, которое проявляется в ликвидации условий0 образования устойчивых микрокапель водыв нефти, являющихся центрами кристаллизации парафина и, главное,служащих аамирующим материаломасфальтосмолапарафиновых отложений.4 б Эта новое техническое свойство не вытекает явным образом из условия переноса места откачки нефти, т.е. данный способсоответствует критерию "изобретательский.уровень". Усилению нового техническогоб 0 свойства служит изменение места введенияреагентов в фильтрующуюся нефть в интервал перфарацианных отверстий до ее контакта.с водой и до ее охлаждения нижетемпературы кристаллизации парафина,55 Контакт с водой и кристаллизация парафинапроисходят в присутствии реагентов, чтотакже мешает возникновению плотных отложений на стенках труб. Деэмульгатор препятствует образованию стойких эмульсий,снижает смачиваемость парафина асфаль 1838360то-смолистыми компонентами, ослабляя тем самым, взаимодействие между кристаллами, Таким образом, деэмульгатор, содержащийся в товарной нефти, выполняет новую функцию - тормозит рост кристаллов парафина и препятствует образованию плотных отложений. Рыхлые отложения смазываются потоком нефти. Использование в качестве носителя реагентов товарной нефти данного месторождения обеспечивает совместимость с пластовой нефтью и полное растворение реагентов до контакта с водой, Известно, что введение реагентов беэ разбавления и риводит к образованию сгустков (коагуляции), что снижает их эффективность и увеличивает расход. Эффективность реагентов, предварительно разбавленных в то-, варной нефти, увеличивается на 15 ф. Все это вместе взятое способствует эффектив,ному снижению асфальтосмолопарафинистых отложений, т.е, продлевает межремонтный пробег с 90 - 100 дней до 1.80-300 дней при использовании одних и тех же реагентов.Лабораторные испытания; Для определения эффективности ингибирующей способности реагентов, в частности депрокома, использовали стандартную методику так называемого "холодного" цилиндра,. Суть методики заключается в том, что подготовленную для испытания нефть с ингибитором наливают в стакан обьемом 400 мл и устанавливают его в термостат. Темпе- ратуру нефти во всех случаях поддерживали 20 С, что соответствует температуре нефти в стволе скважины на глубине подвески насоса. Дозировку депрокома о 1-й серии опытов осуществляли без предварительного разбавления и нагрева. Во второй серии опытов нефть до введения реагента подогревали до 38 С, что соответствует темпера. туре в скважине на забое; в интервале перфорациоиных отверстий. После введения депрокома нефть охлаждали ро температуры опыта, т,е, до 20 ОС. Другим отличием.являлось то, что депроком перед вводом в испытываемую нефть разбавляли сырой неф 1 ьюдо концентрации 1 мас.;. В третьей серии опытов отличие от второй состояло в том, что для разбавления депрокома использовали товарную нефть; содержащую деэмульгатор в количестве 50-80 г/т. Для создания заданных температурных условий температуру нефти в стакане (20 ОС) и температуру "холодного" цилиндра (10 ОС) поддерживали с помощью термостата. Кроме того, с помощью магнитной мешалки осуществляли перемешивание нефти с частотой вращения 1.80 об/мин, По истечении 30 мин цилиндр с осевшими не нем отложениями вынимали из нефти. Послестекания избытков нефти цилиндр взвешивали и определяли удельную плотность отложений в мг/см, Результаты испытанийприведены в таблице,Как видно из таблицы, наибольшее защитное действие депрокома без предварительного разбавления достигается приконцентрации 0,014 мас. ь, удельная плот 10 ность составляет 19,2 мг/см, Предварительное разбавление депрокома сыройнефтью до 1 усиливает защитные свойства реагента. Удельная плотность отложенийснижается до 14,0 мг/см при меньшей кон 15 центрации реагента в нефти - 0,010 масИспользование в ачестве носителя реагента товарной нефти, содержащей деэмульгатор в количестве 50-80 г/т, еще болееусиливает действие депрокома. Удельная20 плотность уменьшается до 12,1 мг/см (на15) при еще меньшем расходе реагента(0,008 мас, Ц),П р. и м е р. Для эксплуатации обвоуненных скважин с дебитом менее 40 м /сут,25 которые составляют основную массу осложненных образованием АСПО скважии, применяют штанговые глубинно-насосныеустановки, При этом сам насос спускается вискусственный забой на уровень подошвы30 продуктивного пласта или поднимается на. 100-200 м над этим уровнем за счет хвостовика, В этом случае полость скважины нижеуровня подошвы продуктивного пласта выполняет роль газового якоря на приеме на 35 соса. Это дополнительный эффект отприменения способа. Другим положительным эффектом является уменьшение против давления на продуктивный пласт за счетамены водяного столба на нефтяной. На 40", сосную устаНовку монтируют из существуюцего оборудования, используя вставнойнасос и трехступенчатую колонну штанг 3/4х 5/8 х 1/2 дюйма, изготовленной из легированной стали. Практически длина отдель 45 ных ступеней составила (для скважиныглубиной 1800 м); штанги 3/4"-568 м, штанги 5/Яф и и штанги 1/2 ф метра,Закачку реагентов производят при работающем насосе. В конкретном случае, введе 50.ние депрокома в виде 1 раствора атоварной нефти осуществляли посредствомпериодически повторяющейся закачки нефтяного раствора в межтрубное пространст.во. Объемы закачиваемого раствора55 составили 16 м. для Б дюймовой обсаднойколонны и 21 мз для 6 дюймовой колонны.Перед закачкой раствора депрокома проводят комплекс исследований технических характеристик, которые реально изменяютсяв последующий период эксплуатации. К ним1838360 Удельная плотность отложений, мг/см Корректор И, Шмакова оставитель Н. Лакомхред М.Моргентал Редакто Заказ 2903 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ ССС 113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5 венно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 Произ относятся: отбивка динамического уровня, замер дебита и обводненности нефти, определение вязкости, определение давлений в выкидной линии, замер силы тока на электродвигателе станка-качалки, снятие и расшифровка динамограмм. На скважину завозится необходимое количество раствора депрокома в нефти. К затрубному пространству работающей скважины подключается цементировочный агрегат. Закачка раствора производится на первой скорости агрегата для замены водяного столба на нефть до уровня подошвы продуктивного пласта. Периодичность закачки раствора в скважину определяется дебитом и обводненностью продукции скважины. Конкретно для каждой скважины периодичность устанавливается опытным путем. Скважина без закачки реагентов эапарафинивается за 10-20 сут работы, использование депрокома продлевает эксплуатацию без осложнений до 90 в 1 сут с одной заправкой глубинного дозатора. Применение предлагаемого способа предупреждения 5 асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет эксплуатировать скважину беэ подьема насосного оборудования до 300 сут,. 10 Формула изобретенияСпособ предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий закачку смеси реагентов, смешение реагентов с нефтью в зоне перфорации, о т л и ч а 15 ю щ и й с я тем, что дополнительно откачкунасосом продукции скважины производят с .уровня подошвы продуктивного пласта, а закачку смеси реагентов осуществляют на носителе, в качестве которого используют 20 товарную нефть.