Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из скважины
Похожие патенты | МПК / Метки | Текст | Заявка | Код ссылки
Текст
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯК ПАТЕНТУ Комитет Российской Федерации по патентам и товарным знакам(73) Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности(54) СПОСОБ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ИЗ СКВАЖИНЫ(57) Использование: в нефтедобывающей промышленности при физико-химических оюсобах очистки 119) КЦ 111) (51) ЕИ 7 00 Е 21 В 7 Щ подземного нефтедобывающего оборудования от органических отложений. Сущность изобретения: заначивают в полость насосно-компрессорных труб через полые штанги горячий газообразный агент. В момент выхода горячего газообразного агента в полость насосно-компрессорных труб в скважину через эатрубное пространство начинают эакачивать жидкий растворитель отложений. Ведут одновременную закачку горячего газообразного агента в полые штанги, а жидкого растворителя отложений в эатрубное пространство.5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 чИзобретение относится к нефтедобывающей промышленности конкретно к физико-химическим способам очистки подземного нефтедобывающего оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО).Известен способ удаления АСПО из скважины, включающий закачку жидкого растворителя в эатрубное пространство, заполнение им скважины и циркуляцию растворителя до удаления. АСПО, Способ предусматривает предварительный нагрев жидкого растворителя перед закачкой в скважину до 60-70 С.Недостаток этого способа - низкая эффективность в скважинах, в которых органические отложения сложены тугоплавкими компонентами: цереэинами, асфальтенами и смолами, Быстрое охлаждение растворителя при его закачке по затрубному пространству не позволяет оказывать теплового воздействия на АСПО в полости лифтовых труб,Известен способ удаления АСПО из скважины. оборудованной лифтоэыми трубами и штанговым насосом, включающий закачку горячего водяного пара в эатрубное%пространство, расплавление и отмыв отложений с поверхности оборудования и вынос загрязнений на поверхность.Существенным недостатком этого способа, снижающим его эффективность, является нерациональное использование тепла для удаления АСПО иэ полости насоснокомпрессорных труб (НКТ) и поверхности штанговой колонны, где формируется основной обьем органических загрязнений. Большие теплопотери из-за контакта водяного пара с поверхностью обсадной колонны на всем пути движения пара от устья до насоса (а это от 600 до 2500 м, в зависимости от конструкции сква:хины) не позволяют проникнуть через насос в полость НКТ горячему пару, Практика показывает, что температура пара снижается до 40-60 С уже на глубине 500-600 м, поэтому в полость НКТ вводят не горячий пар, а теплую воду. Естественно, последняя не может эффективно удалять АСПО с поверхности штанг и НКТ, т.к. не является растворителем. Кроме этого, в случае оборудования скважины колонной полых штанг (наружный диаметр их 42 мм, толщина стенки 3,5 мм) эффективность удаления АСПО из меньшей свободной полости НКТ еще более снижается.Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ удаления АСПО из скважины, включающий закачку горячего газообразного агента в полость насосно-компрессорных труб через полые штанги, расплавление и отмыв отложений с поверхности оборудования и вынос загрязнений на поверхность.Недостаток данного способа депарафиниэации НКТ - недостаточная эффективность удаления АСПО, обусловленная лишь тепловым воздействием на органические загрязнения. В качестве-отмывающей жидкости в известном способе используютскважинную жидкость, нагреваемую паром. Известно, что эта жидкость обладает малой растворяющей способностью по отношению к АСПО.Цель изобретения - повышение эффективности удаления 4 СПО за счет сочетания физико-химического и теплового воздействия при рациональном использовании тепла.Указанная цель достигается тем, что в описываемом способе удаления АСПО иэ скважины, включающем закачку горячего газообразного агента в полость НКТ через полые штанги, расплавление и отмыв отложений с поверхности оборудования и вынос загрязнений на поверхность, в момент выхода горячего газообразного агента в полость НКТ в скважину через затрубное пространство начинают закачивать жидкий растворитель отложений и ведут одновременную закачку горячего газообразного агента в полые штанги, а жидкого растворителя отложений в затрубное пространство до удаления АСПО. Закачка горячего газообразного агента и жидкого растворителя по предлагаемому способу сопровождается следующими физическими процессами.Горячий газообразный агент(например, перегретый водяной пар, горячие топочные газы и др. агенты) закачивают в полость колонны штанг. Тепло расходуется на нагрев металлической колонны штанг, жидкости (нефть), находящейся в полости НКТ и размягчения АСПО на поверхности штайн и труб. Как только горячий гаэ достигает низа колонны штанг (насоса) и прорывается в полость НКТ, на поверхности начинают закачку в затрубное пространство жидкого растворителя АСПО. Растворитель вытесняет скважинную жидкость из эатрубного пространства в полость НКТ, попадает туда сам, встречается с горячим газом и перемешивается с ним, Нагревающийся растворитель поднимается по колонне НКТ и растворяет, расплавленную массу АСПО. Обработку ведут при одновременной закачке горячего газа в полость штанг и жидкого растворителя в эатрубное пространство до полной очистки подземного оборудования от ИСПО. По 2001247следнее определяют анализом выходящей которые геолого-технические данные ад ос и из полости НКТ на поверхности. жины: искусственный забой - 1791 м, диа- сквСопоставительный анализ показывает, метр колонны в .169 мм, эксплуатационный что заявляемое техническое решение отли- горизонт - Д 1, диаметр НКТ - 73 мм, диачается от прототипа тем, что в момент выхо метр полых штанг - 43 мм, глубина спуска да горячего газообразного агента в полость насоса НГН- 1200 м, ин ервал перфораколонны КНТ в скважину через затрубное ции 1769-1771,5; 1772-1774; и 775-1782. Рвпространство начинают закачивать жидкий нее проведенные обработки скважины по растворитель отложений и ведут одновре- очистке лифта от АСПО:менную закачку горячего газообразного 10 1) удаление АСПО углеводородным расагента в полые штанги, а жидкого раствори- творителем(закачка 24 м дистиллята через теля отложений в затрубное пространство затрубноепространствоициркуляциячереэ до удаления органических отложений, Поэ- НКТ) дало следующий результат - уменьшетому данное техническое решение отвечает ние нагрузки на головку балансира 315 кг,15 дебит остался на прежнем уровне - 4,5Предлагаемый способ удаления АСПО м /сут. межочистной период увеличился на из скважины отличается от известных тех сут;нических решений в этой области техники 2) удаление АСПО закачкой пара через операцией совместной закачки горячего га- затрубное пространство в течение 10 ч. Резообразного агента в зону парафиноотло зультат - уменьшение нагрузки на головку жения (полость насосно-компрессорных балансира 102 кг, дебитостался на прежнем труб) и жидкого растворителя в эту зону, уровне - 4,2 м /сут, межочистной период Транспортирование тепла осуществляют по увеличился на 26 сут;каналу, расположенному непосредственно 3) дозирование через полые штанги инв зоне парафиноотложения. Горячий газо гибитора парафиноотложений СНПХобразный агент при таком способе транс- на прием насоса не решило проблему. Из-за портирования не только осуществляет отсутствия реагентов дозировка прекращепредварительный прогрев зоны парафино- на;отложений, но и нагревает (проникнув в по) закачка пара в полость штанг спулость НКТ) поступающий туда жидкий 30 щенных до интервала парафиноотложений, растворитель. Повышение температуры в течение 6 ч. Результат - уменьшение на 0растворителя на 10-15 С увеличивает рас- грузки на головку балансира 180 кг, ебит творяющуюспособностьжидкости в 2-4 ра- остался на прежнем уровне - 4,9 м /сут, за. Рациональное использование энергии межочистной период увеличился на 41 сут.горячего газообразного агента позволяет 35 Новый способ удаления АСПО из скваповысить температуру подаваемого в НКТ жины осуществлен следующим образом, растворителя с 20-25"С до 70-90 С. Гри за- Паропередвижную установку(ППУ) подклюкачке горячего растворителя по эатрубному чили к колонне полых штанг через гибкое пространству в полость НКТ (известный соединение. Закачали водяной пар с темпе- способудаленияАСПО изскважины)тепло ратурой 300-307 С при давлении 4,2-5,8 потери так велики, что уже через 400-600 м МПа. Через 20 мин (расчетное время доститемпература жидкости падает до темпера-жения пара до насоса) начали качать агрегатуры окружающей скважинной жидкости, том ЦАдистиллят в эатрубноеТаким образом, предварительная пода- пространство, Закачку пара в колонну ча горячего газообразного агента в.полость 45 штанг продолжали, одновременно закачали колонны штанг, а затем одновременная за- дистиллят в затрубное пространство. Через качка горячего агента и жидкого раствори-75 мин с начала закачки пара, он появился теля в скважинуусиливает как тепловое, так вместе с нефтью на устье из полости НКТ. и физико-химическое воздействие на АСПО Прокачали 24 м дистиллята через НКТ вме с получением сверхсуммарного эффекта, 50 сте с паром втечение 1,5 ч. Наблюдали инвыражающегося в полной очистке скважин- тенсивное вымывание органических ногооборудованияотзагряэненийзаболее отложений из полости НКТ (выкидной ликороткое техническое время при снижениинии). Давление при закачке растворителя затрат, экономии тепла и материалов. Вы- упалос 6 доОМПа. Приосветлениивыходяшеизложенное позволяет сделать вывод о 55 щего дистиллята обработку закончили. Обсоответствии технического решения крите- щее время обработки составило 3 ч. Расход рию "существенные отличия". пара в 4 раза меньше, чем при традицичнП р и м е р. Предлагаемый способ уда- ной обработке скважины. Скважина была ления АСПО из скважины испытан на скв, оставлена в покое на 8 ч, Затем пущена в М 5515 Ромашкинского месторождения. Не- эксплуатацию. Результаты обоаботки: на2001247 Составитель М. МусабировРедактор М, Самерханова Техред М.Моргентал Корректор Н.Ревская Тираж Подписное НПО "Поиск" Роспатента113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5 Заказ 3119 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагэрина, 101 груэка на головку балансира уменьшилась на 850 кг, дебит (в течение 3 мес) составлял 6-8,5 мз/сут, межочистной период составил 150 сут, т.е. увеличился в 3 раза, Аналогичные результаты были получены на двух других скважинах с применением газовой горелки (закачка в полость штанг горячего (350 С газа) и этилбенэольной фракции в .качестве растворителя АСПО.Таким образом предлагаемый способ удаления АСПО иэ скважины превосходит по эффективности известные способы, имеФормула изобретения СПОСОБ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИ- нОВых ОтлОжений иЗ скВАжины, включающий закачку горячего газообразного агента в полость насосно-компрессорных труб через полые штанги, расплавление и отмыв отложений с поверхности оборудования и вынос загрязнений на поверхность, отличающийся тем, что в момент выхода горячего газообразного агента в полость ет лучшие экономические показатели и обеспечивает высокий технический эффект.(56) Шерстнев Н.М., Гурвич Л.М. и др.5 Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988, с. 175-176,Акульшин А.и, и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - Учебное пособие для механизмов. М.: Недра. 1989, с.10 350-351.Авторское свидетельство СССРМ 107028, кл. Е 21 В 37/00. 1956. 15 насосно-компрессорных труб в сккину через затрубное пространство наимают эакачивать жидкий растворитель отложений и ведут одновременную закачку горя 20 чего газообразного агента в полые штанги, а жидкого растворителя отложений в затрубное пространство до удаления отложений,
СмотретьЗаявка
5028176, 21.02.1992
Мусабиров MX, Орлов ГА
Мусабиров Мунавир Хадеевич, Орлов Григорий Алексеевич
МПК / Метки
МПК: E21B 37/00, E21B 37/06
Метки: асфальтосмолопарафиновых, отложений, скважины, удаления
Опубликовано: 15.10.1993
Код ссылки
<a href="https://patents.su/4-2001247-sposob-udaleniya-asfaltosmoloparafinovykh-otlozhenijj-iz-skvazhiny.html" target="_blank" rel="follow" title="База патентов СССР">Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из скважины</a>