RU2129651C1

RU2129651C1 - Method for removing asphaltenoresinparaffin deposition from equipment in wells

Info

Publication number: RU2129651C1
Application number: RU98116996A
Authority: RU
Inventors: В.Ф. Лесничий; В.П. Баженов; Виктор Николаевич Глущенко; В.М. Шуверов; Н.И. Кобяков; Л.М. Шипигузов; Р.С. Рахимкулов; Ю.Г. Герин; А.И. Антропов; В.Г. Рябов
Original assignee: Товарищество с ограниченной ответственностью "ФЛЭК"
Priority date: 1998-09-08
Filing date: 1998-09-08
Publication date: 1999-04-27

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: method is realized as follows. Injected into well is proportion of water buffer in amount of not less than 0.5 cu.m. Then injected into annular space of well is solving compound which contains following components: aliphatic and aromatic hydrocarbons, polar non-electrolyte, surface-active substance - demulsifier, and ph regulator. Components are taken in following proportions, vol.%: aliphatic hydrocarbons, 36-78; aromatic hydrocarbons, 20-60; polar non-electrolyte, 0.5-4; surface-active substance - demulsifier, 0.01-1.0; pH regulator, the balance. Compound is injected into well in amount which is equal to cubical volume of pump-compressor pipes in space from well head to pump inlet. Then, this solving compound is pressure-forced by displacing liquid up to well head with immersed pump being running. Application of aforesaid method enhances efficiency in removing asphaltenoresinparaffin depositions from surface of all equipment found in well together with saving solving compound and prolonging operating period of well between cleaning procedures. EFFECT: higher efficiency. 3 cl, 3 tbl

Description

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам обработки скважин с целью удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) с поверхности внутрискважинного оборудования. The invention relates to the field of oil production, in particular to methods for treating wells to remove asphalt, tar and paraffin deposits (paraffin deposits) from the surface of downhole equipment.

Известен способ обработки скважины углеводородным растворителем СНПХ-7р-2, заключающийся в его закачке в затрубное пространство скважины в объеме, равном объему колонны (см. Оценка технологии применения удалителя асфальтосмолопарафиновых отложений. С. Н. Головко, Ю. В. Шамрай и др. РНТС "Нефтепромысловое дело", М. , ВНИИОЭНГ, 1983 г., N 9, с. 16). В указанном известном способе закачку осуществляют при минимальной скорости закачивающего агрегата и работающем погружном насосе до появления растворителя на устье скважины. A known method of treating a well with a hydrocarbon solvent SNPCH-7r-2, which consists in pumping it into the annulus of the well in an amount equal to the volume of the column (see Assessment of the technology for using the asphalt-resin-paraffin deposit remover. S. N. Golovko, Yu. V. Shamray and others. RNTS "Oilfield business", M., VNIIOENG, 1983, N 9, p. 16). In the aforementioned known method, the injection is carried out at a minimum speed of the injection unit and the submersible pump is operating until the solvent appears at the wellhead.

Растворитель СНПХ-7р-2 представляет собой смесь легкой пиролизной смолы с гексановой фракцией. Solvent SNPCH-7r-2 is a mixture of light pyrolysis resin with hexane fraction.

Недостаток данного известного способа заключается в потере активности растворителя за счет смешения его головной порции со скважинной нефтью, повышенном расходе растворителя (до 15 м³), возможности образования стойких водонефтяных эмульсий при смешении растворителя с пластовой водой в нефтесборном коллекторе, что вызывает рост давления и осложнения на установках подготовки нефти. Все это снижает эффективность удаления АСПО из внутрискважинного оборудования.The disadvantage of this known method is the loss of activity of the solvent by mixing its head portion with well oil, increased solvent consumption (up to 15 m ³ ), the possibility of the formation of persistent water-oil emulsions when the solvent is mixed with produced water in the oil reservoir, which causes an increase in pressure and complications at oil treatment plants. All this reduces the effectiveness of removing paraffin from downhole equipment.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ удаления АСПО из внутрискважинного оборудования, который осуществляют путем закачки в затрубное пространство работающей скважины состава-растворителя СНПХ-7р-2 на основе смеси алифатических и ароматических углеводородов, и последующей продавки этого состава-растворителя продавочной жидкостью под прием насоса в насосно-компрессорные трубы (см. Оценка технологии применения удалителя асфальтосмолопарафиновых отложений. С.Н.Головко, Ю. В. Шамрай и др. РНТС "Нефтепромысловое дело", М., ВНИИОЭНГ, 1983 г., N 9, с.16-17). The closest in technical essence to the proposed solution is a method for removing paraffin from downhole equipment, which is carried out by injection into the annulus of a working well of a solvent composition SNPCH-7r-2 based on a mixture of aliphatic and aromatic hydrocarbons, and then selling this solvent composition with a selling liquid for receiving the pump into the tubing (see. Evaluation of the technology for using the asphalt-resin-paraffin deposit remover. S.N. Golovko, Yu. V. Shamray and other RNTS " eftepromyslovoe case ", M., VNIIOENG, 1983, N 9, s.16-17).

Недостатки данного известного способа заключаются в следующем. The disadvantages of this known method are as follows.

1. При закачке состава-растворителя происходит его смешивание со скважинной нефтью, что снижает его растворяющую активность в отношении АСПО. 1. When injecting the composition of the solvent, it is mixed with well oil, which reduces its solvent activity in relation to paraffin.

2. Повышенном расходе состава-растворителя. 2. The increased consumption of the composition of the solvent.

3. Возможности образования стойких водонефтяных эмульсий, что приводит к росту давления в нефтесборных коллекторах, усложняет процесс подготовки нефти и повышает вероятность переотложения АСПО на поверхности оборудования. 3. The possibility of the formation of persistent oil-water emulsions, which leads to an increase in pressure in oil reservoirs, complicates the process of oil preparation and increases the likelihood of re-deposition of paraffin deposits on the equipment surface.

4. Из-за продавки головной порции состава-растворителя только до глубины подвески насоса имеет место естественное замещение этого растворителя на скважинную жидкость или продавочную воду, т.е. всплывание (вследствие разности плотностей), в результате чего насос не будет увлекать состав-растворитель в насосно-компрессорные трубы (НКТ). 4. Due to the delivery of the head portion of the solvent composition only to the depth of the pump suspension, there is a natural substitution of this solvent for well fluid or forcing water, i.e. floating up (due to the difference in densities), as a result of which the pump will not entrain the solvent composition into the tubing.

5. Данный способ не обеспечивает удлинение межочистного периода (МОП) работы скважины, поскольку при его осуществлении поверхность внутрискважинного оборудования сохраняет гидрофобный характер и на ней беспрепятственно отлагается АСПО из состава добываемой нефти. 5. This method does not provide an extension of the inter-treatment period (MOS) of the well’s operation, since when it is implemented, the surface of the downhole equipment remains hydrophobic in nature and the sedimentary paraffin deposits from the produced oil are unhindered.

Вышеперечисленные недостатки сообщают указанному известному способу низкую эффективность в отношении как удаления, так и предотвращения АСПО на всей поверхности внутрискважинного оборудования. The above disadvantages give the specified known method low efficiency in relation to both the removal and prevention of paraffin deposits on the entire surface of the downhole equipment.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности удаления АСПО с поверхности всего внутрискважинного оборудования при одновременном сокращении расхода состава-растворителя и увеличения межочистного периода работы скважины. The aim of the present invention is to increase the efficiency of removal of paraffin from the surface of all downhole equipment while reducing the consumption of the composition of the solvent and increase the inter-treatment period of the well.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе удаления АСПО из внутрискважинного оборудования, включающем закачку в затрубное пространство работающей скважины состава-растворителя на основе смеси алифатических и ароматических углеводородов и последующую продавку этого состава-растворителя продавочной жидкостью в насосно-компрессорные трубы, новым является то, что перед закачкой в затрубное пространство скважины состава-растворителя производят закачку в скважину пачки водного буфера в объеме не менее 0,5 м³, в качестве состава-растворителя на основе смеси алифатических и ароматических углеводородов, используют состав, содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит, поверхностно-активное вещество-деэмульгатор и регулятор pH при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
Алифатические углеводороды - 36 - 78
Ароматические углеводороды - 20 - 60
Полярный неэлектролит - 0,5 - 4,0
Поверхностно-активное вещество-деэмульгатор - 0,01-1,0
Регулятор pH - Остальное
который закачивают в скважину в объеме, равном объему НКТ от устья скважины до приема насоса, а продавку этого состава- растворителя продавочной жидкостью осуществляют до устья скважины при работающем погружном насосе.This goal is achieved by the fact that in the known method of removing paraffin from downhole equipment, which includes injecting a solvent composition into the annulus of a working well based on a mixture of aliphatic and aromatic hydrocarbons and then selling this solvent composition to the tubing with squeezing liquid, the new one is that before injection into the well annulus composition-solvent to produce injection wellbore pack aqueous buffer in a volume of at least 0.5 m ³ as while remaining the solvent based on a mixture of aliphatic and aromatic hydrocarbons, using a composition comprising aliphatic and aromatic hydrocarbons, polar neelektrolit, surfactant, pH regulator and a demulsifier with the following ratio of ingredients,% vol.:
Aliphatic hydrocarbons - 36 - 78
Aromatic hydrocarbons - 20-60
Polar non-electrolyte - 0.5 - 4.0
Surfactant-demulsifier - 0.01-1.0
PH Regulator - Else
which is pumped into the well in an amount equal to the volume of the tubing from the wellhead to the pump intake, and the sale of this solvent composition by the squeezing fluid is carried out to the wellhead with the submersible pump running.

В качестве водного буфера и продавочной жидкости используют 0,01-0,1 об. %-ный водный раствор ПАВ-деэмульгатора. 0.01-0.1 vol.% Are used as an aqueous buffer and squeezing liquid. % aqueous solution of a surfactant demulsifier.

Кроме того, в предлагаемом способе объем продавочной жидкости составляет не менее объема затрубного пространства скважины от устья до приема насоса. In addition, in the proposed method, the volume of the displacement fluid is not less than the volume of the annulus of the well from the wellhead to the intake of the pump.

При резком росте давления закачки состава-растворителя выше 10 МПа на интенсивно запарафиненных объектах эксплуатации из-за опасности его компрессирования и взрыва производят закачку водного буфера в затрубное пространство скважины до падения давления и вновь переходят на закачку состава-растворителя. With a sharp increase in the injection pressure of the solvent composition above 10 MPa at intensely paraffinized objects of operation, because of the danger of compression and explosion, the water buffer is pumped into the annulus of the well until the pressure drops and again they are transferred to the injection of the solvent composition.

Достижение поставленной цели изобретения объясняется следующим. The achievement of the objectives of the invention is explained by the following.

Закачка водного буфера с ПАВ-деэмульгатором позволяет предотвратить смешивание головной порции состава-растворителя с нефтью, содержащейся в затрубном пространстве скважины, что сохраняет его активность в отношении растворения АСПО. Кроме того, исключается вероятность образования стойкой водонефтяной эмульсии водного буфера с нефтью, наличие которой вызывает резкий рост давления закачки состава-растворителя и удлиняет процесс очистки скважины от АСПО. The injection of a water buffer with a surfactant demulsifier prevents the mixing of the head portion of the solvent composition with the oil contained in the annulus of the well, which preserves its activity in relation to the dissolution of paraffin deposits. In addition, the possibility of the formation of a persistent oil-water emulsion of a water buffer with oil is excluded, the presence of which causes a sharp increase in the injection pressure of the solvent composition and lengthens the process of cleaning the well from ASPO.

Выбор объема продавочного водного раствора ПАВ диктуется из условий полного вытеснения состава-растворителя, насыщенного АСПО, из ствола скважины в выкидную линию. Помимо этого, прохождение такого раствора по очищенной металлической поверхности труб сообщает им гидрофильный характер за счет адсорбции ПАВ. При последующей работе скважины и постепенной подпитке данной жидкости из затрубного пространства внутренняя поверхность является предпочтительно водосмачиваемой, что предотвращает контакт ее с нефтью и отложение на ней АСПО. The choice of volume of a squeezing aqueous solution of surfactant is dictated from the conditions of complete displacement of the solvent composition saturated with paraffin, from the wellbore to the flow line. In addition, the passage of such a solution along the cleaned metal surface of the pipes gives them a hydrophilic character due to the adsorption of surfactants. During subsequent operation of the well and the gradual replenishment of this fluid from the annulus, the inner surface is preferably wettable, which prevents its contact with oil and the deposition of paraffin deposits on it.

Как неожиданно оказалось, использование в предлагаемом способе в совокупности с указанными операциями особого вида состава-растворителя обеспечивает повышение эффективности удаления АСПО. As it turned out unexpectedly, the use in the proposed method in combination with the indicated operations of a special type of composition-solvent provides an increase in the removal efficiency of paraffin deposits.

Соотношение ароматических - алифатических углеводородов в составе-растворителе обусловлены достижением его максимальной растворяющей способности в отношении АСПО практически любого состава: от преимущественно парафиновой основы до асфальтеносмолистой. The ratio of aromatic - aliphatic hydrocarbons in the solvent composition is due to the achievement of its maximum dissolving ability with respect to the ARPD of almost any composition: from a predominantly paraffinic base to asphalt-resinous.

Функция полярного неэлектролита заключается в стабилизации углеводородного раствора водорастворимого ПАВ-деэмульгатора, в облегчении процесса диффузии ПАВ из объема растворителя в АСПО, а также в растворении полярных компонентов АСПО. The function of the polar nonelectrolyte is to stabilize the hydrocarbon solution of the water-soluble surfactant demulsifier, to facilitate the diffusion of the surfactant from the solvent volume in the ARPD, and also to dissolve the polar components of the ARPD.

Функция ПАВ-деэмульгатора заключается в обеспечении расклинивающего (диспергирующего) эффекта по отношению к АСПО, что увеличивает их доступную для растворения площадь, а также исключения образования стойких водонефтяных эмульсий при смешивании с пластовой водой или нефтью в скважине. The function of a surfactant demulsifier is to provide a wedging (dispersing) effect in relation to the ARPD, which increases their area available for dissolution, as well as eliminating the formation of persistent water-oil emulsions when mixed with produced water or oil in a well.

А кроме того, в этих условиях усиливается расклинивающее влияние состава-растворителя на пленку нефти, в результате чего ПАВ в более короткое время достигает твердой поверхности, адсорбируется на ней, гидрофилизирует ее и таким образом, препятствует отложению на этой твердой поверхности высокомолекулярных асфальтенов, смол, а затем уже парафинов. And besides, under these conditions, the proppant effect of the solvent composition on the oil film is enhanced, as a result of which the surfactant in a shorter time reaches a solid surface, adsorbed on it, hydrophilizes it and thus prevents the deposition of high molecular weight asphaltenes, resins on this solid surface, and then paraffins.

Выбор конкретного регулятора pH в составе-растворителе обусловлен тем, что он воздействует на неорганические вещества и кислоты, которые служат каркасом АСПО, нарушая при этом структуру АСПО и обеспечивая доступ состава ко всему объему отложений. The choice of a specific pH regulator in the solvent composition is due to the fact that it acts on the inorganic substances and acids that serve as the ARPD framework, disrupting the structure of the ARPD and providing the composition with access to the entire volume of deposits.

Благодаря осуществлению совокупности операций предлагаемого способа обеспечивается в промысловых условиях наряду с повышением эффективности удаления АСПО во внутрискважинном оборудовании еще и увеличение межочистного периода работы скважины. Due to the implementation of the totality of operations of the proposed method is provided in the field, along with an increase in the effectiveness of the removal of paraffin deposits in downhole equipment is also an increase in the inter-treatment period of the well.

При реализации предлагаемого способа осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности:
- производят выбор скважины, где идет процесс отложения АСПО;
- закачивают в затрубное пространство работающей скважины пачку водного буфера, обычно в объеме 0,5-1,0 м³, представляющего собой 0,01-0,1 об.%-ный раствор ПАВ-деэмульгатора в пресной, пластовой или сточной воде;
- затем вслед за водным буфером закачивают в затрубное пространство скважины состав-растворитель, содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит, ПАВ-деэмульгатор и регулятор pH, в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб от устья скважины до приема насоса;
- далее осуществляют продавку этого состава-растворителя продавочной жидкостью в НКТ до устья скважины, причем в качестве продавочной жидкости используют водный раствор ПАВ-деэмульгатора 0,01-0,1 об.%-ной концентрации в объеме, составляющем не менее объема затрубного пространства скважины от устья до приема насоса.When implementing the proposed method, the following operations are carried out in the following sequence:
- make a choice of the well, where the deposition of paraffin deposits;
- a pack of water buffer is pumped into the annulus of a working well, usually in a volume of 0.5-1.0 m ³ , which is 0.01-0.1 vol.% solution of a surfactant demulsifier in fresh, produced or waste water;
- then, after the water buffer, the solvent composition containing aliphatic and aromatic hydrocarbons, polar nonelectrolyte, surfactant demulsifier and pH regulator is pumped into the annulus of the well in a volume equal to the volume of the tubing from the wellhead to the pump intake;
- then they carry out the pushing of this solvent composition with a squeezing fluid in the tubing to the wellhead, and as a squeezing fluid, an aqueous solution of a surfactant demulsifier of 0.01-0.1 vol.% concentration in a volume equal to at least the volume of the annulus of the well is used from the mouth to the intake of the pump.

При резком росте давления закачки состава-растворителя выше 10 МПа на интенсивно запарафиненных объектах эксплуатации из-за опасности его компрессирования и взрыва производят закачку водного буфера в затрубное пространство скважины до падения давления и вновь переходят на закачку растворителя. With a sharp increase in the injection pressure of the solvent composition above 10 MPa at intensely paraffinized facilities, because of the danger of compression and explosion, the water buffer is pumped into the annulus of the well until the pressure drops and again transferred to the solvent injection.

Заявляемый способ был опробован на скважинах одного НГДУ Пермского Прикамья. The inventive method was tested in the wells of one NGDU Perm Prikamye.

Пример осуществления предлагаемого способа в промысловых условиях. An example implementation of the proposed method in the field.

Для испытаний была выбрана скважина, имеющая следующие геолого-технические характеристики:
Эксплуатационный горизонт - Яснополянский
Диаметр эксплуатационной колонны, мм - 146
Диаметр НКТ, мм - 73
Глубина подвески насоса, м - 928
Тип насоса - HH-43
Дебит по жидкости, т/сут - 13
Обводненность продукции скважины, % - 60
Пластовое давление, МПа - 14
Динамический уровень жидкости, м - 120
Тип наземного оборудования - Станок-качалка
Во время предыдущих ремонтов было выяснено, что указанная скважина подвержена отложению АСПО. Межочистной период (МОП) для нее составлял 1 месяц. К концу МОП наблюдалось отставание штанг при работе станка-качалки, что увеличивало нагрузку на головку балансира и снижало скорость ходов полированного штока станка- качалки. Такое положение могло привести к обрыву штанг и снижению производительности скважины.For testing, a well was selected that has the following geological and technical characteristics:
Operational horizon - Yasnopolyansky
The diameter of the production casing, mm - 146
Diameter of tubing, mm - 73
Depth of suspension of the pump, m - 928
Pump Type - HH-43
Liquid flow rate, t / day - 13
Water cut of well production,% - 60
Formation pressure, MPa - 14
Dynamic liquid level, m - 120
Type of ground equipment - Rocking machine
During previous repairs, it was found that the indicated well is prone to sedimentation. The interclean period (MOS) for her was 1 month. Toward the end of the MOS, the lag of the rods during the operation of the rocking machine was observed, which increased the load on the head of the balancer and reduced the stroke speed of the polished rod of the rocking machine. This situation could lead to a break in the rods and a decrease in well productivity.

При осуществлении предлагаемого способа в затрубное пространство скважины при работающем насосе и при давлении 5-9 МПа сначала закачали 1 м³ водного буфера, представляющего собой 0,1 об.%-ный раствор Синтерола-П. Затем при этом же давлении в затрубное пространство закачали 4 м³ состава-растворителя, состоящего из ингредиентов в об.% : гексановая фракция - 28, смесь нефтепродуктов отработанных - 30, смола пиролизная - 40, эфирная фракция - 1,5, Синтерол-П - 0,25 и 30%-ный раствор гидроокиси натрия - остальное. Затем закачали 13 м³ продавочной жидкости при давлении 3-4 МПа. Весь объем работ занял 2 часа.When implementing the proposed method, 1 m ^{3 of an} aqueous buffer, which is a 0.1 vol.% Sinterol-P solution, was first pumped into the annulus of the well with the pump running and at a pressure of 5–9 MPa. Then, at the same pressure, 4 m ³ of solvent composition was pumped into the annulus, consisting of ingredients in vol.%: Hexane fraction - 28, a mixture of used petroleum products - 30, pyrolysis resin - 40, ether fraction - 1.5, Synterol-P - 0.25 and 30% sodium hydroxide solution - the rest. Then they pumped 13 m ^{3 of} squeezing liquid at a pressure of 3-4 MPa. The whole amount of work took 2 hours.

Последующее снятие тензограммы свидетельствовало о полной ликвидации отставания штанг, снижении нагрузки на головку балансира и увеличении двойных ходов полированного штока в минуту с 2,8 до 5,3. Данная скважина работает без отставания уже три месяца, т. е. межочистной период ее работы (МОП) возрос в три раза. The subsequent removal of the tensogram testified to the complete elimination of the backlog of the rods, reducing the load on the head of the balancer and increasing the double strokes of the polished rod per minute from 2.8 to 5.3. This well has been operating without lag for three months, that is, the inter-treatment period of its operation (MOS) has tripled.

В лабораторных условиях были проведены испытания состава-растворителя, который предлагается использовать при осуществлении заявляемого способа. In the laboratory, tests were conducted on the composition of the solvent, which is proposed to be used in the implementation of the proposed method.

Для получения состава-растворителя в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
Алифатические углеводороды: гексановая фракция (ГФ) по ТУ 38.10383-83; широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.0014636-065; смесь нефтепродуктов отработанных (СНО) по ГОСТ 21046-86; газовый конденсат (ГК) или их смесь между собой.To obtain a solvent composition in laboratory conditions, the following substances were used:
Aliphatic hydrocarbons: hexane fraction (GF) according to TU 38.10383-83; a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH) according to TU 38.0014636-065; a mixture of spent petroleum products (SSS) according to GOST 21046-86; gas condensate (HA) or a mixture thereof.

Ароматические углеводороды: бензол (ГОСТ 9572-93), толуол (ГОСТ 14710-78), этилбензол (ГОСТ 9385-77), или их фракции, или смола пиролизная гидрированная (СПГ) (ТУ 38.402-62-136-95), или сольвент нефтяной (ГОСТ 10214-78), или их смеси. Aromatic hydrocarbons: benzene (GOST 9572-93), toluene (GOST 14710-78), ethylbenzene (GOST 9385-77), or their fractions, or hydrogenated pyrolysis resin (LNG) (TU 38.402-62-136-95), or petroleum solvent (GOST 10214-78), or mixtures thereof.

Полярный неэлектролит: алифатические спирты фр. C₁ - C₆ (ГОСТ 9536-79); эфирная фракция (ТУ 38.402-62-136-95); метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ) (ТУ 38.103704-90), ацетон и др.Polar nonelectrolyte: aliphatic alcohols fr. C ₁ - C ₆ (GOST 9536-79); ether fraction (TU 38.402-62-136-95); methyl tert-butyl ether (MTBE) (TU 38.103704-90), acetone, etc.

ПАВ-деэмульгатор: использовали водорастворимые коллоидные ПАВ, совместимые с минерализованными водами, обладающие гидрофилизирующими свойствами и вмещающие адсорбционно-активные к металлической поверхности группы: нитрогруппы, сульфогруппы, фосфогруппы, например: Синтерол-П (ТУ 2428-010-04643756-95), Синтал-ВР, Синтал-ВРК (ТУ 2483-001-24084384-97), дипроксамин 157-65М (ТУ 38.40129928-80) и др. Surfactant-demulsifier: used water-soluble colloidal surfactants that are compatible with saline waters, have hydrophilizing properties and contain groups that are adsorption-active to the metal surface: nitro groups, sulfo groups, phosphogroups, for example: Synterol-P (TU 2428-010-04643756-95), Sintal -VR, Sintal-VRK (TU 2483-001-24084384-97), diproxamine 157-65M (TU 38.40129928-80), etc.

Регулятор pH: соляная кислота (ТУ 6-01-04689381-85-92), уксусная кислота (ГОСТ 6968-76), гидроксид натрия (ГОСТ 4328-77), аммиак (ГОСТ 4867-78) и др. Регуляторы pH используют в виде водных растворов, а именно: раствор соляной кислоты 5-20%-ной концентрации (предпочтительно 10%-ный раствор); раствор NaOH 10-40%-ной концентрации (предпочтительно 20%-ный раствор); раствор CH₃COOH 10-30%-ной концентрации (предпочтительно 20%-ный раствор); 25%-ный раствор аммиака (товарная форма).PH regulator: hydrochloric acid (TU 6-01-04689381-85-92), acetic acid (GOST 6968-76), sodium hydroxide (GOST 4328-77), ammonia (GOST 4867-78), etc. pH regulators are used in in the form of aqueous solutions, namely: a solution of hydrochloric acid of 5-20% concentration (preferably a 10% solution); NaOH solution of 10-40% concentration (preferably 20% solution); a solution of CH ₃ COOH 10-30% concentration (preferably 20% solution); 25% ammonia solution (commodity form).

Пример приготовления состава-растворителя в лабораторных условиях. An example of the preparation of a solvent composition in laboratory conditions.

Пример. В химический цилиндр емкостью 100 см³ последовательно вливают 1 см³ эфирной фракции, 0,5 см³ Синтерола-П, 1 см³ 10%-ного водного раствора НС1 и тщательно перемешивают путем взбалтывания до полного совмещения ингредиентов. Затем прибавляют 60 см³ бензола и доводят до метки 100 см³ дополнительным прибавлением гексановой фракции. Потом цилиндр закрывают притертой пробкой и перемешивают путем взбалтывания 2-3 раза. Получают состав со следующим соотношением ингредиентов, об. %: полярный неэлектролит - эфирная фракция 1; ПАВ-деэмульгатор Синтерол-П 0,5; регулятор pH 10%-ный водный раствор HCl 1; бензол 60; гексановая фракция 37,5.Example. 1 cm ^{3 of the} ether fraction, 0.5 cm ^{3 of} Synterol-P, 1 cm ^{3 of a} 10% aqueous solution of HC1 are successively poured into a chemical cylinder with a capacity of 100 cm ³ and mixed thoroughly by shaking until the ingredients are completely combined. Then 60 cm ^{3 of} benzene are added and the mark 100 cm ^{3 is} added by additional addition of the hexane fraction. Then the cylinder is closed with a ground stopper and mixed by shaking 2-3 times. Get the composition with the following ratio of ingredients, vol. %: polar nonelectrolyte - ether fraction 1; Surfactant demulsifier Synterol-P 0.5; pH regulator 10% aqueous solution of HCl 1; benzene 60; hexane fraction 37.5.

Аналогичным образом готовили другие составы с различным соотношением ингредиентов. Similarly, other formulations were prepared with different ratios of ingredients.

Данные о содержании ингредиентов в составе-растворителе приведены в табл. 1. Data on the content of ingredients in the composition of the solvent are given in table. 1.

Данные о свойствах приведены в табл. 2. Data on the properties are given in table. 2.

Данные о составе АСПО приведены в табл. 3. Data on the composition of paraffin are given in table. 3.

Способность обогащенного АСПО состава-растворителя к образованию водонефтяных эмульсий оценивали следующим образом. The ability of the enriched asphaltene-paraffin composition of the solvent composition to form oil-water emulsions was evaluated as follows.

В составе-растворителе растворяли 30 г/л АСПО (имитировали процесс прохождения состава-растворителя по запарафиненным участкам), разбавляли с нефтью данной скважины в объемном соотношении 1:1 (такая нефть может оказаться в работающей скважине) и подвергали перемешиванию на лабораторном гомогенизаторе при скорости 3•10³ мин^-1 в течение 3 мин (процесс прохождения во внутрискважинном оборудовании). 100 см³ полученной смеси смешивали со 100 см³ пластовой воды, перемешивали, термостатировали при 20^oC в течение 15 мин и визуально оценивали процент отделившейся водной фазы. Полученные результаты показали, что состав-растворитель, используемый в предлагаемом способе, не образует водонефтяных эмульсий.30 g / l of paraffin was dissolved in the solvent composition (simulated the process of passing the solvent composition through the paraffin sections), diluted with the oil of this well in a volume ratio of 1: 1 (such oil may be in the working well) and subjected to stirring in a laboratory homogenizer at a speed 3 • 10 ³ min ^-1 for 3 min (the process of passing in the downhole equipment). 100 cm ^{3 of the} resulting mixture was mixed with 100 cm ^{3 of} produced water, mixed, thermostated at 20 ^° C for 15 minutes, and the percentage of the separated aqueous phase was visually evaluated. The results showed that the solvent composition used in the proposed method does not form water-oil emulsions.

Приведенные результаты свидетельствуют о том, что предлагаемый способ является более эффективным, чем известные, так как сокращает расходы состава-растворителя в 1,2-3,2 раза, увеличивает межочистной период работы скважины не менее чем в 3 раза, повышает производительность работы скважины в 1,8 раза. The above results indicate that the proposed method is more effective than the known ones, since it reduces the cost of the solvent composition by 1.2-3.2 times, increases the inter-cleaning period of the well’s operation by at least 3 times, and increases the productivity of the well in 1.8 times.

Claims

1. The method of removing asphaltene-tar-paraffin deposits from downhole equipment by pumping into the annulus of a working well a solvent composition based on a mixture of aliphatic and aromatic hydrocarbons and then selling this solvent composition with squeezing liquid into the tubing, characterized in that before pumping into the annulus composition-solvent wells produce injection into the well an aqueous buffer in a volume of the pack at least 0.5 m ^3, as the composition of the solvent n based on a mixture of aliphatic and aromatic hydrocarbons using a composition comprising aliphatic and aromatic hydrocarbons, polar neelektrilit, surfactant, - a pH regulator and a demulsifier with the following ratio of ingredients,% vol:.
Aliphatic hydrocarbons - 35 - 78
Aromatic hydrocarbons - 20-60
Polar non-electrolyte - 0.5 - 4.0
Demulsifier Surfactant - 0.01 - 1.0
PH Regulator - Else
which is pumped into the well in an amount equal to the volume of the tubing from the wellhead to the pump intake, and the selling of this solvent composition with the squeezing fluid is carried out to the wellhead.

2. The method according to claim 1, characterized in that 0.01 - 0.1 vol.% Aqueous solution of a surfactant demulsifier is used as an aqueous buffer and a squeezing liquid.

3. The method according to claim 1, characterized in that the volume of the squeezing fluid is not less than the volume of the annulus of the well from the mouth to the intake of the pump.

4. The method according to claim 1, characterized in that when the injection pressure of the solvent composition is increased above 10 MPa, an aqueous buffer is injected until the pressure drops and then again transfer to the injection of the solvent composition.