СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ Российский патент 2001 года по МПК E21B37/00 E21B37/06 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосно-компрессорных трубах скважины благодаря эффективному применению магнитных полей, и может быть использовано для улучшения рабочих параметров скважины и увеличения ее межочистного периода.

Известен способ предотвращения АСПО за счет создания гидрофильного слоя на поверхности оборудования путем прокачки водой гидрофилизующей композиции (полиакриламид и жидкое стекло) [см. В.Е. Губин и др. "Результаты опытно-промышленных испытаний смачивающих композиций при добыче высокопарафинистой нефти", РНТС ВНИИОЭНГ/Нефтепромыслвое дело, 1975, N 4, с. 22].

Образующаяся в результате обработки смачивающими составами гидрофильная пленка предохраняет поверхность труб от контакта с нефтью, ослабляет адгезию парафинов, в результате чего снижается опасность парафинизации оборудования.

К недостаткам способа можно отнести, во-первых, непродолжительный срок работы гидрофильной пленки композиции на поверхности оборудования по причине постоянного контакта поднимаемой продукции в виде эмульсии, которая быстро гидрофобизирует поверхность оборудования; во-вторых, высокая стоимость обработки.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ, предусматривающий обработку добываемой жидкости магнитным полем (см. А.Г. Малышев и др. "Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованием", Нефтяное хозяйство, N 9, 1997 г., с. 62).

Известный способ предотвращения образования АСПО предусматривает пропускание потока жидкости через постоянное магнитное поле, создаваемое устройством на основе постоянных магнитов, так называемые магнитные активаторы. Они представляют собой насосно-компрессорные трубы (НКТ) с внешним кожухом, в котором размещаются магниты. При движении скважинной продукции через магнитное поле формируется электрическое поле, достаточное для ориентации диполей и изменения характеристик выпадения кристаллов парафина на поверхности труб, в результате чего предотвращается процесс образования асфальтосмолопарафиновых отложений.

Способ исключает применение химических реагентов и электроэнергии.

Однако эффективность магнитной обработки снижается при увеличении содержания в потоке механических частиц, газа, капель воды, а также при уменьшении вязкости нефти.

Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ предотвращения образования АСПО, который обеспечивал бы максимально возможное увеличение межочистного периода от АСПО.

Целью предлагаемого изобретения является повышение добычи нефти и увеличение межочистного периода (МОП) за счет повышения эффективности магнитной обработки.

Поставленная цель достигается описываемым способом предотвращения образования АСПО, включающим обработку добываемой жидкости магнитным полем.

Новым является то, что обработку магнитным полем осуществляют до и после интервала разгазирования низкомолекулярных компонентов попутного нефтяного газа, при этом верхняя и нижняя границы его определяются по формуле:

где H - глубина расположения верхней (нижней) границы разгазирования, м; P - давление, при котором начинается (4,85 МПа) и заканчивается (3,29 МПа) процесс разгазирования низкомолекулярных компонентов попутного газа, МПа; P_buf - буферное давление, МПа; γ_f - плотность добываемой жидкости, кг/м³.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом способе, т.е. о соответствии заявленного решения критерию "существенные отличия".

Способ осуществляется в следующей последовательности.

На участке выбирают добывающую скважину, эксплуатация которой осложнена процессом образования АСПО на стенках НКТ и, в связи с этим, частыми ремонтами и промывками, т.е. коротким межочистным периодом (МОП). Определяют плотность добываемой жидкости и компонентный состав попутно добываемого газа. По этим данным рассчитывают интервал разгазирования низкомолекулярных компонентов попутного нефтяного газа. Затем спускают магнитные устройства в НКТ на глубину, соответствующую нижней и верхней границам этого интервала. Осуществляют необходимые пусковые работы и вводят скважину в эксплуатацию.

Магнитная обработка добываемой жидкости по предлагаемому способу предупреждает образование отложений в результате формирования микрокристаллов АСПО в объеме жидкости с последующим флотационным выносом их газовыми пузырьками в интервале разгазирования. Взвешенные в смеси кристаллические частицы не обладают способностью прилипать к стенкам трубы и образовывать твердые сплошные скопления отложений.

Благодаря расположению магнитных активаторов вне интервала разгазирования нефти исключается негативное воздействие газа на эффективность магнитной обработки.

Таким образом, реализация предлагаемого способа позволяет эффективно с минимальными затратами материальных и технических средств предотвращать образование АСПО на внутрискважинном оборудовании при добыче нефти.

Пример конкретного выполнения способа.

Способ был испытан в промысловых условиях на нескольких промыслах ОАО "Татнефть".

Выбрали скважину N 21003, расположенную на Альметьевской площади. Работа скважины осложнена интенсивным процессом отложения асфальтосмолопарафиновых веществ на стенках НКТ. В течение года скважина промывалась 4 раза и один раз был подземный ремонт. Межочистной период (МОП) составлял 78 дней.

Анализ попутного нефтяного газа этой скважины показал, что основными низкомолекулярными его составляющими являются метан - 41%, этан - 24,1%, пропан - 16,5%, н-бутан - 3,6%. Разгазирование этих газов происходит в интервале, где столб жидкости в НКТ создает давление P = 4,85-3,29 МПа. Нижнюю и верхнюю границы (H) интервала разгазирования низкомолекулярных компонентов попутного газа определяют по формуле:

где P - давление, при котором начинается (4,85 МПа) и заканчивается (3,29 МПа) процесс разгазирования низкомолекулярных компонентов попутного газа, МПа; P_buf - буферное давление, равное 2,5 МПа; γ_f - плотность добываемой жидкости, равная 925 кг/м³.

Результаты расчета показали, что нижняя граница интервала разгазирования для скважины 21003 находится на глубине 254 м, а верхняя - 85 м. При очередном подземном ремонте разместили магнитные активаторы на этих границах. В результате применения способа МОП увеличился в 5,8 раз, т.е. составил 452 дня. В течение этого периода не проводились промывки скважины, было сэкономлено 80 т дистиллята, исключены транспортные затраты.

На Северо-Альметьевской площади была выбрана скважина N 14806. МОП равнялся 105 дням. Анализ газа показал, что его компонентный состав такой же, как на скв. N 21003. Плотность добываемой жидкости 925 кг/м³, буферное давление 0,4 МПа. Расчеты показали, что интервал разгазирования находится на глубине 307 - 481 м. Магнитные активаторы были спущены на 300 и 490 м. После этого скважина работала без промывок и ремонтов в течение 730 дней, МОП увеличился в 7 раз. За этот период среднесуточный дебит повысился в 1,75 раза и было добыто 6353 т дополнительной нефти.

Для сравнения на том же месторождении в сопоставимых условиях проведения эксперимента была выбрана скважина N 12460 (Западно-Лениногорская площадь) [прототип] . Межочистной период этой скважины составлял 34 дня, γ_f = 923 кг/м³, P_buf = 0,8 МПа. Компонентный состав газа такой же, как на скважинах, описанных выше. Расчетный интервал разгазирования 270 - 439 м. Спустили магнитный активатор в этот интервал на глубину 350 м. В результате МОП не изменился.

На другой скважине N 10131 (Северо-Альметьевская площадь) с межочистным периодом, равным 89 дням, магнитный активатор разместили далеко от интервала разгазирования (его рассчитанное значение - 236 - 405 м) на глубину 900 м. В результате МОП составил 91 день, т.е. практически не изменился.

Сравнительный анализ с прототипом показал, что предлагаемый способ позволяет повысить среднесуточный дебит нефти в 1,75 раз, а межочистной период в 5,8-7 раз.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа предотвращения образования АСПО складывается как за счет повышения добычи нефти в 1,75 раза и увеличения межочистного периода в 5,8-7 раз, так и снижения затрат на закупку и доставку реагента для промывки скважин, исключения работ, связанных с подъемом и спуском глубинного оборудования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосно-компрессорных трубах скважины благодаря эффективному применению магнитных полей, и может быть использовано для улучшения рабочих параметров скважины и увеличения ее межочистного периода. Способ осуществляют в следующей последовательности. На участке выбирают добывающую скважину, эксплуатация которой осложнена процессом образования АСПО на стенках НКТ и, в связи с этим, частыми ремонтами и промывками, т.е. коротким межочистным периодом (МОП). Определяют плотность добываемой жидкости и компонентный состав попутно добываемого газа. По этим данным рассчитывают интервал разгазирования низкомолекулярных компонентов попутного нефтяного газа. Затем спускают магнитные устройства в НКТ на глубину, соответствующую нижней и верхней границам этого интервала. Осуществляют необходимые пусковые работы и вводят скважину в эксплуатацию. Технический результат: повышение добычи нефти в 1,75 раза, увеличение межочистного периода в 5,8 - 7 раз, снижение затрат на закупку и доставку реагента для промывки скважин и исключение работ, связанных с подъемом и спуском глубинного оборудования.

Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий обработку добываемой жидкости магнитным полем, отличающийся тем, что обработку магнитным полем осуществляют до и после интервала разгазирования низкомолекулярных компонентов попутного нефтяного газа, при этом верхняя и нижняя граница его определяется по формуле

где Р - давление, при ктором начинается и заканчивается процесс разгазирования низкомолекулярных компонентов попутного газа, МПа;
Р_buf - буферное давление, МПа;
γ_f - плотность добываемой жидкости, кг/м³.