Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений Советский патент 1991 года по МПК C09K3/00 E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений с помощью химических средств.

Целью изобретения является повышение эффективности удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений при одновременной экономии сжатого газа.

Цель достигается за счет дозированной подачи в кольцевое пространство ингибитора посредством источника высокого давления и в качестве ингибитора дозируют состав, содержащий компоненты при следующем соотношении, мас.%;

Метанол49,950-49,999

Канифоль0,001-0,05

Сульфонол50,049-49,951

Ингибитор дозиру от в количестве 0,04- 0,06% ot объема воды, входящей в состав продукции скважин.

Канифоль - твердая, хрупкая, стеклообразная прозрачная смола светло-желтого цвета, составная часть смолистых веществ хвойных деревьев, остающихся после отгонки из смолистых веществ скипидара.

Канифоль хорошо растворяется в эфире, спирте, ацетоне, скипидаре, метаноле и бензоле, хуже - в бензине, керосине и фурфуроле, не растворяется в воде. Температура размягчения 52-70°Ct температура кипения 250°/ 5 мм, dao20 1,007 - 1,0085.

Приготовление состава осуществляется прямым перемешиванием 0,001О 00

о

2

00

0,05 мас.%, канифоли, 49,999-49,950 мас.% метанола и сульфонола - остальное в емкости на 200 мл в течение 1-2 мин при комнатной температуре (20 ±2° С). Приготовленный таким образом состав готов к употреблению.

Способ удаления АСПО и регулирования режима работы газлифтных скважин и трубопроводов осуществляется следующим образом.

Выбирается участок с несколькими скважинами, в продукциях которых содержится АСПО и которые подключены к одной и той же газораспределительной батарее (ГРБ). Затем в газовую линию до входа в ГРБ с помощью дозировочного насоса дозируется приготовленный состав в количестве 150-300 мг/л продукции скважин, или 0,05% от суммарной добычи воды, которая содержится в продукции скважин. Это способствует удалению АСПО в лифтовых трубах.

Для регулирования режима работы газлифтных скважин на указанной установке проводили опыты следующим образом.

Установили режим работы скважин так, что расход жидкости был постоянным. Фиксировали время и через 0,5 ч определяли расход газа по показанию счетчика. После этого подключили дозаторный насос с подачей 150 мг/л данного состава. Когда установили, что расход жидкости увеличивается, с уменьшением расхода газа установили такой режим работы скважин, который обеспечивал постоянный расход жидкости, равный первому случаю. Фиксировали время и через 0,5 ч определяли расход газа по показанию счетчика. Этот процесс повторяли несколько раз при различных расходах жидкости. При сравнении результатов обнаружили, что при дозировке данного состава 150-200 мг/л при постоянных расходах жидкости расход газа уменьшается в 1,4- 2,0 раза.

Механизм действия дозируемого состава на АСПО заключается в следующем,

С подачей приготовленного состава в затрубное пространство газлифтных скважин он входит в контакт с пластовой водой, добываемой вместе с нефтью, и работает в качестве пенообразующего реагента. Улучшаются растворимость газа и нефти и подъем жидкости по стволу скважин, за счет чего происходит перераспределение давления в лифтовых трубах. Режим работы переходит с четочного на точечный, что стабилизирует режим работы газлифтных скважин.

Наличие метанола в данном составе способствует предотвращению гидрато- образования и играет роль растворителя

АСПО в лифтовых трубах, так как метанол, проникая в парафинистые и асфальтос- молистые отложения, размягчает их и размягченная часть отложений хорошо

вымывается пеной, образованной при перемешивании сульфонола с пластовой водой. Этот процесс происходит беспрерывно до полного очищения отложений от стенки лифтовых труб. После очищения лифтовых

0 труб от АСПО образуется гладкая поверхность в подъемных трубах. За счет этого уменьшается гидравлическое сопротивление и тем самым улучшается фильтрация нефти из пласта в скважину.

5 За счет уменьшения гидравлического сопротивления и улучшения растворимости газа и данного состава в нефти уменьшается вязкость последней, что создает благоприятные условия для уменьшения расхода ра0 бочего агента. Таким образом, определяя две точки изменения скорости и изменения буферного давления во времени, находят верхнюю и нижнюю границы режима эксплуатации газлифтных скважин. После это5 го, регулируя режим работы газлифтных скважин, определяют оптимальный режим. Состав вместе с продукцией скважин попадает в трубопровод, и далее происходит такой же процесс, как и в лифтовых

0 трубах. Уменьшение сопротивления в трубопроводе создает дополнительное увеличение депрессии в забое скважины, увеличивается дебит скважины.

С целью определения эффективности

5 данного состава и способа удаления АСПО проведена серия лабораторных опытов на модели, представленной на чертеже.

Экспериментальная установка состоит из стеклянной трубки 1, которая имитирует

0 эксплуатационную колонну скважин, стеклянной трубки 2 для подъема смеси, лабораторного компрессора 3, сепаратора 4, емкостей 5, 6 для жидкости, газового счетчика 7, вентиля 8 для регулирования подачи

5 воздуха, вентилей 9 и 10 для поддержания постоянного уровня жидкости в модели и для подачи жидкости в эксплуатационную колонну, датчиков 11 давления, устройства 12 для автоматического определения пере0 лада давления, резиновых шлангов 13, 14 для подачи воздуха и состава, дозаторного насоса 15 и емкости 16 для состава.

Процесс осуществляется следующим образом.

В стеклянную трубку 2 заранее по оси

5 устанавливали стержень и расплавленный парафин заливали в кольцевое пространство. После застывания парафина стержень вынимали, и таким образом на стенках трубы 2 образовалась парафиновая корка. Затем трубку 2 устанавливали в модель. От крывали вентили 9 и 10, устанавливали уровень в емкости 5 и трубках 1 и 2. Открывая вентиль 8, подключали компрессор 43 и до- заторный насос 15. Воздух и данный состав попадали в затрубное пространство. В это время жидкость поднималась по трубке 2 и, когда воздух доходил до башмака, система начинала работать. За счет взаимодействия состава с парафиновой коркой происходило очищение стенки трубки 2 от парафиновых отложений.

При разных дозировках и при разных соотношениях компонентов состава определяли время полного очищения трубки от парафиновой корки. Опыты проводились на нефтяных эмульсиях с различными процентами обводненности.

. Результаты опытов представлены в табл. 1.

Как видно из табл. 1, состав при соотношении компонентов метанол: канифоль: сульфонол, равном соответственно 49,990:0,010:50,9, значительно быстрее очищает прафиновые корки от стенки модели лифтовых труб (трубка 2), а дозировка 150- 200 мг/л (или 0,04-0,06% от добываемой воды) с точки зрения экономии затрат целесообразна.

Эффективность состава определялась по степени растворения АСПО на месторождениях с соотношением смола :асфаль- тены парафины 19,2:36 - 0,94:1,5 - 13,5:20,4.

Данный состав был испытан также на изменение температуры застывания указанных нефтей.

Данные этих исследований представлены в табл. 2.

Как видно из табл. 2, при дозировке 150-200 мг/л состава процентная дозировка состава в воде нефтяной эмульсии лежит в пределах 0,04-0,06%.

Как видно из табл. 2, значения ниже нижнего предела (0,04%) не дают желаемого технического результата (например, при дозировке 50-100 мг/л время очищения существенно больше, чем при дозировке 150- 200 мг/л, а температура застывания нефтепродуктов выше). Дозировки выше верхнего предела, т. е. больше 0,06%, дают технические результаты такие же или хуже, чем предлагаемый предел дозировки, что экономически невыгодно.

Использование данного технического решения позволяет уменьшить расход сжатого газа, сократить количество текущих ремонтов и увеличить дебит скважин. Формула изобретения Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений с нефтедобывающего оборудования, включающий дозированную подачу в кольцевое пространство ингибитора посредством источника высокого давления, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности удаления при одновременной экономии сжатого газа, в качестве ингибитора используют состав, содержащий компоненты в следующем соотношении, мае. %:

Метанол49,950-49,999

Канифоль0,001-0.050

Сульфонол49,951-50,049

в количестве 0,04-0,06% от объема воды, входящей в состав продукции скважин.

d II If Ц ,1 1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений с помощью химических средств. Цель изобретения - повышение эффективности удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений при одновременной экономии сжатого газа. Для этого осуществляют дозированную подачу в кольцевое пространство ингибитора посредством источника высокого давления. В качестве ингибитора состав, содержащий компоненты при следующем соотношении, мас.%: метанол 49,95-49,999; канифоль 0,001-0,05; сульфонол 50, дозируют через газораспределительные батареи в количестве 0,04-0,06 мас.% от объема воды, входящей в состав продукции скважин. За счет взаимодействия состава с парафиновой коркой происходит очищение стенки трубки от парафиновых отложений 1 ил.. 2 табл. со

Соотношение компонгнiон мет ано i:канифоль:с льфоиол, ма . %

9,999:0,001:50,0

9,995:0,005:50,0

.9,990:0,010:50,0

9,950:О,О SO:50,0

100 150 200 250 100 150 200 250 100 150 200 250 100 150 200 250 IPO 150 200 250 100 150 200 250 100 150 200 250

too

1 50 200 250 100 1 Я) 200 250 100 150 200 250 100 1 50 200 Hi 100 150 200 ЪП

Таблица 2