Способ предотвращения отложения солей и асфальтеносмолопарафиновых отложений на глубинно-насосном оборудовании Российский патент 2023 года по МПК E21B37/06 C09K8/536 

Предложение относится к области нефтедобычи, в частности к способам комплексного воздействия на добывающей скважине по удалению и предотвращению отложения солей и асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на глубинно-насосном оборудовании (ГНО).

Современный этап добычи нефти характеризуется необходимостью извлечения огромных объемов попутных вод, как пластовых, так и закачиваемых с целью поддержания пластового давления. В результате обводнения добываемой продукции на всех стадиях разработки месторождений нефти происходит выпадение солей, а также отложение АСПО на глубинно-насосном оборудовании, что является одной из основных причин, приводящих к сокращению межремонтного периода работы (МРП) скважин, уменьшению притока жидкости в скважину.

В настоящее время в подавляющем большинстве при дозировке реагента в скважины используют реагенты в жидкой фазе, из которых технологические (рабочие) растворы готовят непосредственно на скважине или в заводских условиях. Однако при приготовлении технологических растворов в жидкой фазе непосредственно у скважины требуется задействовать большое количество оборудования. При этом возникают сложности с дозировкой, точное соблюдение которой зависит от квалификации обслуживающего персонала. Появляется вероятность непроизводительных потерь ряда компонентов (ввиду больших объемов использования кислотных составов на скважине довольно сложно поставить компоненты в том количестве, которое требует рецептура, обычно, вследствие особенностей расфасовки, ряд компонентов бывает в избытке, что и приводит к неоправданным их потерям).

Существуют узконаправленные реагенты позволяющие отдельно бороться с солеотложениями и с отложениями АСПО. Для предотвращения образования солей применяют ингибиторы солеотложений, для удаления отложившихся АСПО применяют различные растворители.

Известен состав для обработки пластовых флюидов с целью предотвращения отложения солей и АСПО, включающий нитрилотриметилфосфоновую кислоту - 1,0-4,0 мас.%, ингибитор АСПО в твердом состоянии - 29,0-36,0 мас.%, ингибитор коррозии в твердом состоянии - 12,0-18,0 мас.%, кубовый остаток производства первичных аминов С₁₇-С₂₀ - остальное (а.с. SU № 1543052, опубл. 15.02.1990). Для приготовления состава предварительно необходимо разогреть вещество-носитель (кубовый остаток производства первичных аминов С₁₇-С₂₀ до температуры плавления (63-78°С), затем в расплав вводят фосфорсодержащий ингибитор солеотложений. Затем при перемешивании вводят ингибитор АСПО твердого состояния и ингибитор коррозии твердого состояния, после чего полученный состав охлаждают до отверждения при температуре окружающей среды.

Недостаками являются сложность приготовления состава, энергозатратность, отсутствие образования защитной пленки (оболочки) на глубинно-насосном оборудовании. Данный состав предотвращает появление образования солей и АСПО. По окончании действия данного реагента в скважине, начнется интенсивное образование отложений.

Известен состав для комплексного воздействия на добывающие скважины для предотвращения отложения солей и АСПО, включающий фосфорсодержащий реагент - 80 мас.%, техническое моющее средство - 7-60 мас. %, кубовый остаток производства первичных аминов С₁₇-С₂₀ - остальное (патент RU № 2131969, опубл. 20.06.1999). Приготовление состава связано с перемешиванием и нагревом (до 80°С) компонентов с последующим охлаждением состава для кристаллизации до 20°С.

Недостатками являются сложность приготовления состава, энергозатратность, низкая эффективность из-за длительного периода времени его активации.

Известен состав для комплексного воздействия на добывающие скважины для предотвращения отложения солей и АСПО, включающий порошкообразное техническое моющее средство - 10-45 мас.%, сульфаминовую кислоту 18-30 мас.%, битум нефтяной строительный - остальное (патент RU № 2267006, опубл. 27.12.2005).

Недостатками являются узкая область применения, так как известный твердый состав является эффективным, только предотвращая отложения на стенках металлических труб, использование его для защиты трубопроводов из других материалов (стеклопластик, футерованные полиэтиленом, эмаль) не приносит ожидаемого результата даже при нормальных условиях, сложность приготовления состава, требующая перед приготовлением разогрев ингредиентов.

Известен способ предотвращения отложения солей и АСПО на ГНО, включающий подготовку реагента, спуск контейнера с реагентом в скважину, обработку скважинной продукции, (патент RU № 2386791, опубл. 2008). Контейнер выполнен в виде соединенных между собой по торцам с помощью муфт секций, каждая из которых представляет собой полый цилиндрический контейнер, включающий расположенные в его торцах камеры смешения, снабженные отверстиями для гидравлического соединения со скважиной и отделенные от полости, заполненной реагентом, дозирующими фильтрами из пластиковых или металлических сеток.

Недостатками способа являются неравномерная скорость дозирования, особенно, в скважинах, с повышенным содержанием механических примесей в пластовой жидкости, ввиду возможного засорения отверстий фильтров. Трудоемкость формирования наклонных отверстий в длинномерных цилиндрических контейнерах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ предотвращения отложения солей и АСПО на ГНО, включающий подготовку реагента, размещение контейнера с реагентом в скважине, обработку скважинной продукции (патент RU № 2638383, опубл. 13.12.2017). Реагент, например на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты загружают в емкость цилиндрической формы, например из полиэтилена, сетки, емкость размещают в перфорированном корпусе контейнера. Количество отверстий в корпусе - 2 и они размещены только вверху или дополнительно в средней части. Контейнеров может быть несколько, длиной 1-3 м каждый, соединенных между собой посредством муфты. Емкость не закреплена в корпусе и образует зазор между боковыми стенками емкости и внутренними стенками корпуса. Размещают контейнер в скважине под насосом и включают насос в работу. Пластовая жидкость через отверстия перфорированной поверхности корпуса заходит внутрь корпуса, проходит в зазорах между боковыми стенками емкостей и внутренними стенками корпуса, поступает внутрь емкостей, растворяя реагент. Раствор реагента выходит из боковых отверстий в зазор и далее через отверстия корпуса в межтрубное пространство скважины, и происходит защита насоса от отложений солей и асфальтенов.

Недостатками наиболее близкого аналога являются то, что камера смешения контактирует с пластовой жидкостью через два отверстия, а при высоком потоке пластовой воды из скважины и из-за отсутствия сквозного омывания ингибитора, содержащегося внутри контейнера, снижается равномерность выноса раствора реагента, а скопившийся насыщенный раствор пластовой воды внутри контейнера может выйти из боковых отверстий и в отсутствии контроля расхода ингибитора снизить эффективность работы по защите глубинно-насосного оборудования. В случае засорения отверстий камеры смешения растворение ингибитора прекращается и контейнер перестает эффективно работать.

Техническим результатом предложения является повышение эффективности способа защиты глубинно-насосного оборудования от отложения солей и асфальтеносмолопарафиновых отложений за счет равномерного выноса ингибитора, исключения формирования отложений на глубинно-насосном оборудовании, контроля за расходом ингибитора, а также расширение арсенала средств предотвращения отложения солей и асфальтеносмолопарафиновых отложений на глубинно-насосном оборудовании.

Технический результат достигается способом предотвращения отложения солей и асфальтеносмолопарафиновых отложений на глубинно-насосном оборудовании, включающим приготовление реагента, размещение погружного скважинного контейнера с реагентом в скважине, обработку скважинной продукции.

Новым является то, что приготовление реагента выполняют смешением компонентов с формированием цилиндров, или шариков, или гранул плотностью при 20°С не менее 0,9-0,95 г/см³ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Нитрилотриметилфосфоновая кислота 30 Лимонная кислота 40 Поверхностно-активные вещества 10 Спиртовой раствор 10 Ланолин 5 Едкая щёлочь - гидроксид натрия 5,

собирают погружной скважинный контейнер для подачи указанного реагента в скважину снизу вверх:

начинают с заглушки, в которой размещают нейтрализатор кислоты - гидроксид натрия и растворимую прокладку,

соединяют заглушку с перфорированной трубой, в которую погружают пластиковый контейнер, заполненный реагентом, причем контейнер выполнен в виде цилиндра диаметром 40-45 мм и длиной 1000 мм, имеющего сквозные круглые отверстия диаметром 8-20 мм в количестве 1-150 штук на 1 погонный метр,

промежуточной муфтой соединяют перфорированную трубу с перфорированным фильтром,

и далее размещают погружной скважинный контейнер под насосом,

спускают насос в скважину и запускают насос в работу.

В качестве компонентов реагента ингибитора используют:

Нитрилотриметилфосфоновую кислоту «НТФ кислота» используют по ГОСТ 6318-77, CAS № 6419-19-8, ТУ 2141-084-56238216-2010. Бесцветный или слегка зеленоватый кристаллический сыпучий порошок. Технические характеристики: Массовая доля основного вещества в высушенном техническом продукте, %, не менее 98. Фосфористой кислоты (РО3), % не более 1.5.

Лимонную кислоту используют по ГОСТ 908-2004. Хорошо растворима в воде, растворима в этиловом спирте, малорастворима в диэтиловом эфире. Лимонная кислота представляет собой кристаллическое вещество белого цвета, без запаха и имеющее сильный кислый вкус.

Поверхностно-активные вещества используют по ГОСТ 32509-2013. Вещества, адсорбция которых из жидкости на поверхности раздела с другой фазой (жидкой, твердой или газообразной) приводит к значительному понижению поверхностного натяжения.

ПАВ могут служить обычное мыло (смесь натриевых солей жирных карбоновых кислот - олеата, стеарата натрия и т. п.) и СМС (синтетические моющие средства), а также спирты, карбоновые кислоты, амины и т. п.

Ланолин по ТУ 9154-015-00333865-05. Ланолин безводный - вязкая, густая, жирная на ощупь масса желтого цвета (7,5 по шкале цветности Гарднера) со своеобразным запахом. Температура плавления 40°С, плотность 0,94 г/см³, число омыления - 96, йодное число 17 (норма 17-36), перекисное число 13 (норма ≤20), водоадсорбция - около 20 мл воды (что составляет около 200% воды от собственного обьема), HLB 4,0.

Щёлочь по ГОСТ Р 55064-2012. Гидроксиды щелочных металлов (едкие щёлочи) представляют собой твёрдые, белые, очень гигроскопичные вещества.

Щёлочи взаимодействуют с кислотами с образованием соли и воды (реакция нейтрализации).

В качестве нейтрализатора кислоты применяют гидроксид натрия (едкая щёлочь) ГОСТ Р 55064-2012 - сильное химическое основание (к сильным основаниям относят гидроксиды, молекулы которых полностью диссоциируют в воде), к которым относят гидроксиды щелочных и щёлочноземельных металлов подгрупп IA и IIA периодической системы химических элементов Д. И. Менделеева, KOH (едкое кали), Ba(OH)2 (едкий барит), LiOH, RbOH, CsOH, а также гидроксид одновалентного таллия TlOH. Щёлочность (основность) определяется валентностью металла, радиусом внешней электронной оболочки и электрохимической активностью: чем больше радиус электронной оболочки (увеличивается с порядковым номером), тем легче металл отдаёт электроны, и тем выше его электрохимическая активность и тем левее располагается элемент в электрохимическом ряду активности металлов, в котором за ноль принята активность водорода. Водные растворы NaOH имеют сильную щелочную реакцию (pH 1%-го раствора = 13,4). Основными методами определения щелочей в растворах являются реакции на гидроксид-ион (OH-), (c фенолфталеином - малиновое окрашивание и метиловым оранжевым (метилоранжем) - жёлтое окрашивание). Чем больше гидроксид-ионов находится в растворе, тем сильнее щёлочь и тем интенсивнее окраска индикатора.

На фиг. 1 изображена схема размещения реагента в скважине,

где 1 - заглушка, 2 - растворимая прокладка, 3 - перфорированная труба, 4 - погружной пластиковый контейнер, 5 - Smart реагент, 6 - промежуточная муфта, 7 - перфорированный фильтр, 8 - УШГН, 9 - эксплуатационная колонна.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Приготовление реагента выполняют смешением указанных компонентов. Перемешивание проводят в механической пропеллерной «мешалке». Рабочей частью пропеллерной мешалки является импеллер, лопасти которого изогнуты по профилю гребного винта, т.е. с постепенно меняющимся наклоном, почти от 0° у оси до 90° на конце лопасти. Скорость вращения пропеллера составляет 160-1000 об/мин. Перемешивают компоненты до получения равномерных цилиндров и/или шариков, и/или гранул плотностью при 20°С не менее 0,9-0,95 г/см³.

В качестве реагента используют состав при содержании компонентов, мас. %:

Нитрилотриметилфосфоновая кислота 30 Лимонная кислота 40 Поверхностно-активные вещества 10 Спиртовой раствор 10 Ланолин 5 Едкая щёлочь - гидрксид натрия 5.

Собирают погружной скважинный контейнер для подачи реагента в скважину снизу вверх начиная с заглушки 1 (фиг. 1). В заглушке цилиндрической формы размещают нейтрализатор кислоты - гидроксид натрия, количество нейтрализатора сопоставляется к количеству кислоты. Например, может применяться гранулированная щёлочь. Сверху размещают растворимую прокладку, например клей КМЦ (карбоксиметилцеллюлоза), который изготавливают на химических предприятиях на основе целлюлозы. КМЦ имеет форму порошка, при контакте с пластовой жидкостью он образует бесцветную, студенистую вязкую массу, которая и удерживает нейтрализатор кислоты.

Заглушку соединяют резьбовым соединением с перфорированной трубой 3. В качестве трубы используют, например насосно-компрессорную трубу диаметром 73 мм и длиной 1 метр. Во внутрь перфорированной трубы погружают пластиковый контейнер 4, заполненный указанным реагентом - Smart реагентом 5 в форме равномерных цилиндров или шариков, или гранул. Контейнер выполнен в виде цилиндра диаметром 40-45 мм и длинной 1000 мм, имеющего сквозные отверстия по телу. Диаметр круглых отверстий 8-20 мм, количество отверстий на 1 п.м 1-150 шт. Крепление контейнера обеспечивается за счет сжатия его между растворимой прокладкой 2 и промежуточной муфтой 6. Восходящий поток добываемых флюидов достигнув дна контейнера омывает его снаружи контейнера, проходя через зазор между перфорированной трубой 3 и контейнером 4, из которого постепенно растворяясь в скважинной жидкости равномерно выносится реагент. Верхний конец перфорированной трубы с промежуточной муфтой 6 соединяют с перфорированным фильтром 7 и далее размещают на прием погружного насоса УШГН 8. Спускают в эксплуатационную колонну скважины 9 и запускают насос в работу.

Действие Smart реагента, в том числе создание защитной пленки на поверхности ГНО начинается сразу же после контакта контейнера с жидкостью, поэтому скважину запускают в работу без задержки. После окончания реагента в контейнере пластовая жидкость равномерно размывает саморастворяющуюся прокладку, тем самым высвобождая нейтрализатор кислоты. В результате реакции в воде нейтрализация приводит к отсутствию избытка ионов водорода или гидроксида, присутствующих в Smart растворе. рН нейтрализованного раствора зависит от кислотной силы реагентов. При периодическом отборе проб выявляют момент, когда в поток жидкости начал поступать нейтрализатор кислоты, тем самым дает нам понять, что реагент закончился.

Указанный выше Smart реагент для предотвращения АСПО готовят перемешиванием ингредиентов с последующим формованием в виде цилиндров, шариков, гранул или образований любой другой формы.

Реагент помещают в контейнер, представляющий собой перфорированный пластиковый цилиндр. Затем полученный трубчатый контейнер с помещенным в него реагентом опускают в зону перфорации добывающей скважины или чуть выше - под насос.

Контейнер собирают заранее, до отправки его на скважину.

Smart реагент помещают в добывающую скважину в специализированном пластиковом контейнере, например из труб по ГОСТ Р 53201-2008 ТУ-2296-009-26612968-2008. Трубы (детали) применяются для эксплуатации в макроклиметических районах с умеренным и холодным климатом на открытом воздухе, при подземной прокладке и в закрытых помещениях с нормальной и повышенной влажностью при температуре окружающей среды от минус 50°С до плюс 50°С. Трубы и изделия ремонтопригодны. Конструкция обеспечивает возможность восстановления свойств герметичности и прочности. В данном случае применима труба (контейнер) диаметром 40-45 мм и длинной 1000 мм при перфотрубе (металлической трубе НКТ) диаметром 73 мм и длинной 1000 мм. В заглушке размещают нейтрализатор кислоты - гидроксид натрия и растворимую прокладку.

Действие реагента, в том числе создание защитной пленки на поверхности ГНО начинается сразу же после контакта контейнера с жидкостью, поэтому скважину запускают в работу без задержки. После запуска скважины в работу, восходящий поток добываемых флюидов и пластовой жидкости достигнув дна контейнера омывают его снаружи, из которого постепенно растворяясь в скважинной жидкости выносится реагент, то есть происходит самодозировка реагента. Часть жидкости проходит по кольцевому пространству между стенками скважины и контейнера, другая часть через входные отверстия соприкасаясь с реагентом растворяя его. Далее жидкость, несущая реагент выходит из контейнера через выходное отверстие в кольцевое пространство, где смешивается со скважинной жидкостью. Наличие контейнера с реагентом в скважине не препятствует проведению общепринятых обработок растворителем или тепловым обработкам. Сечение, площадь проходных сечений перфотрубы обеспечивают прохождение жидкости в объеме поднимаемой установкой, с учетом вязкости добываемой продукции. Под каждую скважину подбирают индивидуальную перфорированную трубу, количество и диаметр отверстий в контейнере позволяет изменять скорость вымывания реагента в зависимости от добываемой жидкости и параметров работы скважины.

Перфорацию (количество и диаметр отверстий) наружного патрубка рассчитывают под каждую скважину индивидуально в зависимости от расхода, чем больше поток жидкости, тем больше диаметр и количество отверстий. Подбирают опытным путем с целью оптимального растворения и выноса реагента в скважинную жидкость.

Таким образом, способ обеспечивает равномерный вынос приготовленного реагента предлагаемого состава компонентов, создание защитной пленки на поверхности ГНО, отсутствие формирования отложений на глубинно-насосном оборудовании, выполнение контроля за расходом ингибитора, повышение межремонтного периода работы скважинного оборудования, в том числе и контейнера, что позволяет повысить эффективность защиты глубинно-насосного оборудования, а также расширить арсенал средств предотвращения отложения солей и асфальтеносмолопарафиновых отложений на глубинно-насосном оборудовании.

Изобретение относится к области нефтедобычи. Технический результат - повышение эффективности защиты глубинно-насосного оборудования от отложения солей и асфальтеносмолопарафиновых отложений за счет равномерного выноса ингибитора, исключения формирования отложений на глубинно-насосном оборудовании, контроля за расходом ингибитора, а также расширение арсенала средств предотвращения отложения солей и асфальтеносмолопарафиновых отложений на глубинно-насосном оборудовании. В способе предотвращения отложения солей и асфальтеносмолопарафиновых отложений на глубинно-насосном оборудовании приготовление реагента выполняют смешением компонентов с формированием цилиндров, или шариков, или гранул плотностью при 20°С не менее 0,9-0,95 г/см³ при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрилотриметилфосфоновая кислота 30; лимонная кислота 40; поверхностно-активные вещества 10; спиртовой раствор 10; ланолин 5; едкая щелочь – гидроксид натрия 5. Собирают погружной скважинный контейнер для подачи указанного реагента в скважину снизу вверх: начинают с заглушки, в которой размещают нейтрализатор кислоты – гидроксид натрия и растворимую прокладку, соединяют заглушку с перфорированной трубой, в которую погружают пластиковый контейнер, заполненный реагентом, причем контейнер выполнен в виде цилиндра диаметром 40-45 мм и длиной 1000 мм, имеющего сквозные круглые отверстия диаметром 8-20 мм в количестве 1-150 штук на 1 погонный метр, промежуточной муфтой соединяют перфорированную трубу с перфорированным фильтром. Далее размещают погружной скважинный контейнер под насосом, спускают насос в скважину и запускают насос в работу. 1 ил.

Способ предотвращения отложения солей и асфальтеносмолопарафиновых отложений на глубинно-насосном оборудовании, включающий приготовление реагента, размещение погружного скважинного контейнера с реагентом в скважине, обработку скважинной продукции, отличающийся тем, что приготовление реагента выполняют смешением компонентов с формированием цилиндров, или шариков, или гранул плотностью при 20°С не менее 0,9-0,95 г/см³ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Нитрилотриметилфосфоновая кислота 30 Лимонная кислота 40 Поверхностно-активные вещества 10 Спиртовой раствор 10 Ланолин 5 Едкая щелочь – гидроксид натрия 5,

собирают погружной скважинный контейнер для подачи указанного реагента в скважину снизу вверх:

начинают с заглушки, в которой размещают нейтрализатор кислоты – гидроксид натрия и растворимую прокладку,

соединяют заглушку с перфорированной трубой, в которую погружают пластиковый контейнер, заполненный реагентом, причем контейнер выполнен в виде цилиндра диаметром 40-45 мм и длиной 1000 мм, имеющего сквозные круглые отверстия диаметром 8-20 мм в количестве 1-150 штук на 1 погонный метр,

промежуточной муфтой соединяют перфорированную трубу с перфорированным фильтром

и далее размещают погружной скважинный контейнер под насосом,

спускают насос в скважину и запускают насос в работу.