RU2553129C1

RU2553129C1 - Способ депарафинизации скважины

Info

Publication number: RU2553129C1
Application number: RU2014135989/03A
Authority: RU
Inventors: Наиль Габдулбариевич Ибрагимов; Миргазиян Закиевич Тазиев; Айрат Рафкатович Рахманов; Марзахан Атакиши оглы Джафаров; Руслан Шамилевич Абсалямов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2014-09-04
Filing date: 2014-09-04
Publication date: 2015-06-10

Abstract

Изобретение относится к нефтедобыче и может найти применение при очистке внутрискважинного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений. Способ включает закачку в затрубное пространство скважины эмульгатора из расчета 60-80 г на 1 м³ добываемой воды, выпуск газа из затрубного пространства в атмосферу. После образования в затрубном пространстве мелкодисперсной водонефтяной эмульсии осуществляют ее продавку в колонну насосно-компрессорных труб теплоносителем до полного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений. Повышается эффективность очистки скважины. 3 пр.

Description

Изобретение относится к нефтедобыче и может найти применение при очистке внутрискважинного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).

Известен способ удаления асфальтосмолопарафиновых, сульфидсодержащих отложений и осадков сложного состава в колоннах насосно-компрессорных труб добывающих скважин. По способу определяют на поверхности колонны насосно-компрессорных труб зону образования асфальтосмолопарафиновых и солевых отложений. Осуществляют циклическую закачку рабочего агента в скважину. Контролируют степень очистки колонны насосно-компрессорных труб. На колонне насосно-компрессорных труб в начале зоны образования асфальтосмолопарафиновых и сульфидсодержащих отложений устанавливают универсальную муфту с промывным клапаном. В качестве него используют приемный клапан штангового насоса НВ-32. Рабочий агент предварительно нагревают и закачивают по замкнутому циклу: устье скважины - межтрубное пространство - промывной клапан - универсальная муфта - колонна насосно-компрессорных труб - устье скважины. На устье скважины рабочий агент перед закачкой в межтрубное пространство дополнительно нагревают. В качестве рабочего агента используют теплоноситель - нефть или технологический раствор. Степень очистки колонны насосно-компрессорных труб от асфальтосмолопарафиновых и сульфидсодержащих отложений и удаления их из скважины контролируют по снижению величины тока электродвигателя насоса или спуском в колонну насосно-компрессорных труб шаблона (Патент РФ №2266392, опубл. 20.12.2005).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ удаления АСПО из насосно-компрессорных труб нефтяных скважин, согласно которому в затрубном пространстве скважины выравнивают давление до атмосферного и закачивают в него теплоноситель. Перед закачкой теплоносителя затрубное пространство вакуумируют до момента падения давления на устье. Одновременно с откачкой нефти глубинным насосом в промежуточную емкость и вакуумированием закачивают теплоноситель. При снижении вязкости, повышении температуры и повышении остаточного давления в промежуточной емкости делают вывод о выносе АСПО. В процессе закачки теплоносителя контролируют давление на устье и, если оно повышается больше 4 МПа, закачку теплоносителя прекращают, и повторяют весь цикл операций, включая вакуумирование (Патент РФ №2067160, опубл. 27.09.1996 - прототип).

Общим недостатком известных способов является малая эффективность удаления АСПО из скважины.

В процессе закачки температура теплоносителя по глубине скважины снижается по экспоненциальному закону. В зависимости от темпа закачки с устьевой температурой 70-80°C теплоноситель уже на глубине 450-500 м имеет температуру, равную естественному температурному фону скважины, что обусловлено большими потерями тепла в стволе скважины за счет контакта с окружающими породами. Для сохранения температуры теплоносителя требуется большой объем закачки теплоносителя для создания повышенного теплового фона вокруг скважины. При этом происходит существенное возрастание продолжительности процесса промывки скважины от АСПО горячей нефтью, что обуславливает увеличение трудовых и энергетических затрат.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины от АСПО теплоносителем.

Задача решается тем, что в способе депарафинизации скважины, включающем закачку теплоносителя в виде горячей нефти или подогретого углеводородного растворителя в затрубное пространство и промывку колонны насосно-компрессорных труб циркуляцией теплоносителя в скважине, согласно изобретению, перед нагнетанием горячей нефти или подогретого углеводородного растворителя в затрубное пространство скважины закачивают эмульгатор из расчета 60-80 г на 1 м³ добываемой воды, выпускают газ из затрубного пространства в атмосферу, после образования в затрубном пространстве мелкодисперсной водонефтяной эмульсии осуществляют ее продавку в колонну насосно-компрессорных труб теплоносителем до полного удаления АСПО.

Сущность изобретения

С целью очистки скважины от АСПО заранее перед закачкой теплоносителя в скважину в затрубное пространство закачивают эмульгатор из расчета 60-80 г на 1 м³ добываемой воды и закрывают задвижку на затрубной линии. При этом в скважине повышается давление, в скважинной жидкости увеличивается количество растворенного газа. Перед закачкой теплоносителя давление в затрубном пространстве резко снижают выпуском газа в атмосферу. При наличии эмульгатора за счет интенсивного барботажа газа в водонефтяной смеси образуется устойчивая эмульсия. Необходимое количество пластовой воды для образования эмульсии всегда присутствует в затрубном пространстве ниже приема насоса или ниже башмака лифта фонтанных или газлифтных скважин с обводненностью боле 50%. При выпуске газа из затрубного пространства граница водонефтяного раздела нарушается и происходит интенсивное перемешивание жидкостей с образованием эмульсии. Образовавшаяся водонефтяная эмульсия имеет высокую вязкость порядка 350-500 сСт. В затрубное пространство закачивают теплоноситель и продавливают эмульсию в колонну насосно-компрессорных труб. При этом за счет неньютоновского (реологического) свойства высоковязкой эмульсии, обуславливающей высокими значениями сдвигающих напряжений восходящего потока на границе стенки трубы, происходит сдирание и срыв сформировавшейся еще не твердой структуры АСПО с поверхности труб и штанг в нижнем интервале скважины. Поток эмульсии с частицами АСПО при достижении верхнего интервала скважины с зоной повышенной температуры, создаваемой теплоносителем, разлагается, а АСПО растворяются в нефти, которая имеет температуру, близкую к температуре расплавления парафина. При этом очистка верхней части колонны насосно-компрессорных труб происходит за счет теплового эффекта, а нижней - гидромеханического эффекта, т.е. за счет реологических свойств эмульсии. Обратную промывку скважины теплоносителем продолжают до выхода закаченного теплоносителя на устье скважины. В качестве теплоносителя используют нагретую нефть или углеводородные растворители. В качестве эмульгатора возможно использовать, например, Синол-Эмком ТУ 2484-004-52412547-01, Ялан Э-1 ТУ 2458-012-22657427, Атрэн ТУ 2413-009-7096713-2010 и другие.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют очистку нефтедобывающей скважины от АСПО.

Посредством скважины добывают нефть с динамической вязкостью 18,5 мПа·с, количеством парафина 5%, обводненностью 50%, газовым фактором 51 м³/т, температурой 27°C, Дебит скважины составляет 15 м³/сут.

Скважина оснащена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, колонной насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с штанговым глубинным насосом на глубине 1300 м. Привод насоса выполнен от станка-качалки на устье скважины и колонны штанг диаметром 19-22 мм. Штанги снабжены скребками для удаления со стенок труб АСПО. Интервал перфорации продуктивного пласта находится на глубине 1660-1672 м.

В колонне насосно-компрессорных труб в интервале глубин 0-1200 м происходит отложение АСПО. Наличие скребков не спасает положение из-за диаметрального их износа со временем, и утолщение АСПО, не охваченных в зоне скребками, приводит к зависанию штанговой подвески насосной установки.

Останавливают скважину. Для удаления АСПО в скважину в затрубное пространство, т.е. пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, закачивают раствор 0,510 кг эмульгатора Синол-Эмком в 1 м³ воды, т.е. из расчета 60 г на 1 м³ добываемой воды с учетом добавленной закачиваемой 1 м³ воды из раствора эмульгатора. Затем закрывают затрубную задвижку для прекращения стравливания газа из обратного клапана в линии и накопления газа в затрубном пространстве. По манометру следят за давлением в затрубном пространстве. При увеличении давления на 1-2 МПа открывают задвижку и сообщают затрубное пространство с атмосферой. Выпускают газ в атмосферу. В затрубном пространстве образуется водонефтяная эмульсия. При открытой задвижке на колонне насосно-компрессорных труб в затрубное пространство закачивают насосным агрегатом теплоноситель - нефть с температурой 80°C и продавливают в колонну насосно-компрессорных труб. Производят обратную промывку скважины теплоносителем. Вначале теплоноситель содержит большое количество АСПО. Добиваются выхода закаченного теплоносителя на устье скважины, не содержащего АСПО.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. В качестве теплоносителя используют широкую фракцию легких углеводородов. Закачивают раствор эмульгатора Ялан Э-1 в количестве 0,60 кг, растворенным в 1 м³ воды, т.е. из расчета 70 г на 1 м³ добываемой воды с учетом добавленной закачиваемой 1 м³ воды из раствора эмульгатора.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. В качестве теплоносителя используют дистиллят. Закачивают раствор эмульгатора Атрэн в количестве 0,680 кг, растворенным в 1 м³ воды, т.е. из расчета 80 г на 1 м³ добываемой воды с учетом добавленной закачиваемой 1 м³ воды раствора эмульгатора.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность очистки скважины от АСПО теплоносителем в результате синергетического эффекта, т.е. теплового воздействия в верхней части колонны насосно-компрессорных труб и гидромеханического воздействия в нижней части колонны насосно-компрессорных труб.

Claims

Способ депарафинизации скважины, включающий закачку теплоносителя в виде горячей нефти или подогретого углеводородного растворителя в затрубное пространство и промывку колонны насосно-компрессорных труб циркуляцией теплоносителя в скважине, отличающийся тем, что перед нагнетанием горячей нефти или подогретого углеводородного растворителя в затрубное пространство скважины закачивают эмульгатор из расчета 60-80 г на 1 м³ добываемой воды, выпускают газ из затрубного пространства в атмосферу, после образования в затрубном пространстве мелкодисперсной водонефтяной эмульсии осуществляют ее продавку в колонну насосно-компрессорных труб теплоносителем до полного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений.