Способ предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений Советский патент 1993 года по МПК C09K3/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО в добывающих скважинах.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет предотвращения образования стойкой эмульсии, типа вода в нефти и более полного растворения реагентов.

Цель достигается тем, что в способе предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем закачку смеси реагентов, откачку продукции скважины производят с уровня подошвы продуктивного пласта, смешение реагентов с пластовой нефтью осуществляют в интервале перфорированных отверстий, а в качестве носителя реагентов используют товарную нефть.

Суть способа предупреждения образования АСПО заключается в том, что фильтрующаяся через перфорационные отверстия из продуктивного пласта нефть смешивается в начале с товарной нефтью, находящейся в межтрубном пространстве скважины между обсадной колонной и колонной подъемных труб, и только затем сверху вниз поступает во всасывающий патрубок насоса (хвостовика), находящегося на уровне подошвы продуктивного пласта. Товарная нефть является носителем смеси реагентов, в число которых входят ингибитор парафиноот- ложения и дезмульгатор. Происходит полное растворение реагентов в нефтяной фазе продукции скважины еще до охлаждения (выпадения кристаллов парафина) и до смешения с водой (до образования обратной эмульсии воды в нефти). Процессу растворения способствует повышение забойной температуры (MO°C), Кроме того, товарная нефть на 2-5% тяжелее, пластовой (за счет удаления легких углеводородов), поСЮ

ы

00

00

о о

ы

этому пластовая нефть будет всплывать до выравнивания плотностей, т.е. до полного взаимного растворения. При всзх других известных способах предупреждения отложений, парафина фильтрующаяся из пласта нефть попадает сначала в воду, заполняющую скважину от искусственного забоя до всасывающего патрубка насоса. Обычная глубина подвески насосов составляет iOOi 200 м, т.е. всасывающий патрубок насоса находится на глубине 800-1200 м от устья скважины..На.этой же глубине осуществляется смешение ингибиторов отложений с нефтью. При средней глубине скважин 1800 м в обсадной колонне высота столба воды составит 600-1000 м. Первично вода попадает в скважину при промывке и глушении (техническая вода) и пополняется впоследствии из,: пласта. Каждая капля нефти, попадающая из перфорационных отверстий в полость скважины, при всплытии преодолевает этот столб воды. Время контакта при всплытии капель нефти с водой будет продолжаться от нескольких часов до суток. Это обуславливает образование на поверхности капель нефти устойчивой пленки воды. При вхождении капли.нефти из слоя воды в слой нефти пленка воды лопается, в результате чего образуются капельки воды .микронных размеров, распределенных, е объема нефти, Затем нефть попадает в насос, гдз процесс образования стойкойо орзтной.эмуяьсии из микрокапель воды завершается.. Опытным путем установлено, что в продукции обводненных скважин доля предельно, дисперги- рованной воды составляет 2-10%, Кроме того, капли нефти при всплытии охлаждаются от 40 до 19-21°С, при этом происходит кристаллизация более-половины (55%) парафина, находящегося в нефти. Возрастает вязкость нефти. Все эти факторы - образование стойкой эмульсии микрокапель воды в нефти, образование и рост кристаллов па- рафина совместно с асфальтенами и смолами, а также повышение вязкости способствуют возникновению структуры в нефти еще до ее смешения с реагентами. Часть нефти, прилегающая к более холодной стенке подъемных труб, загустевает и прилипает к стенке трубы. В результате об- разуется неподвижный слой асфальтосмо- лопарафинмстых отложений, где мирокапли воды служат армирующим материалом. В этом слое происходит дальнейшее уплотнение отложений, которые со временем пере- крьшают все сечение подъемной трубы. Применение ингибиторов (замедлителей) еыпадения-отложений становится мало эффективным, т.к. нет реагентов, способных

разрыхлить плотные отложения в условиях работы насоса.

В предлагаемом способе предупреждения образования АСПО возникновение загустевшего слоя нефти на стенках труб не происходит, т.к. отсутствует столб воды в скважине, в котором происходит охлаждение нефти и создаются условия для образования устойчивой эмульсии воды в нефти. В предлагаемом способе смешение пластовой нефти с реагентами происходит до контакта нефти с водой и до ее охлаждения ниже температуры кристаллизации парафина, т.к. смещение происходит в интервале перфорационных отверстий, т.е. выше уровня воды/Кроме того, в качестве носителя смеси реагентов используется товарная нефть данного месторождения, полностью совместимая с пластовой нефтью и изначально содержащая деэмульгатор. В товарную нефть деэмульгатор вводится на установках подготовки нефти. В этом отличие, предлагаемого способа предупреждения отложений от известных, что конкретно выражается в откачке продукции скважины с уровня подошвы нефтяного пласта, т.е. уровня, который расположен ниже нижних перфорационных отверстий. Как следствие, обеспечивается полное растворение реагентов в фильтрующейся из пласта нефти, в которой еще отсутствуют устойчивые микро-. капли воды и зародыши кристаллов парафина, , Этим техническим приемом предотвращается образование плотных отложений при последующем снижении температуры икристаллизации парафина. Таким образом, предлагаемый способ содержит новое -техническое свойство, которое проявляется в ликвидации условий образования устойчивых микрокапель воды в нефти, являющихся центрами кристаллизации парафина и, главное, служащих армирующим материалом асфальтосмолопарафиноеых отложений. Это новое техническое свойство не вытекает явным образом из условия переноса места откачки нефти, т.е. данный способ соответствует критерию изобретательский уровень. Усилению нового технического свойства служит изменение места введения реагентов в фильтрующуюся нефть в интервал перфорационных отверстий до ее контакта с водой и до ее охлаждения ниже температуры кристаллизации парафина. Контакт с водой и кристаллизация парафина происходят в присутствии реагентов, что также мешает возникновению плотных отложений на стенках труб. Деэмульгатор препятствует образованию стойких эмульсий, снижает смачиваемость парафина асфальта-смолистыми компонентами, ослабляя тем самым, взаимодействие между кристаллами. Таким образом, деэмулыатор, содержащийся в товарной нефти, выполняет новую функцию - тормозит рост кристаллов парафина и препятствует образованию плотных отложений. Рыхлые отложения смазываются потоком нефти. Использование в качестве носителя реагентов товарной нефти данного месторождения обеспечивает совместимость с пластовой нефтью и полное растворение реагентов до контакта с водой. Известно, что введение реагентов без разбавления приводит к образованию сгустков (коагуляции), что снижает их эффективность и увеличивает расход. Эффективность реагентов, предварительно разбавленных в то-, варной нефти, увеличивается на 15%. Все это вместе взятое способствует эффективному снижению асфальтосмолопарафини- стых отложений, т.е. продлевает межремонтный пробег с 90-100 дней до 180-300 дней при использовании одних и тех же реагентов.

Лабораторные испытания. Для определения эффективности ингибирующей способности реагентов, в частности депрокома, йспол ьзовал и стан дартную мётрди ку та к н а- зываёмого холодного цилиндра. Суть мето- дики заключается в том, что подготовленную для испытания нефть с ингибитором наливают в стакан обьемом 400 мл и устанавливают его в термостат. Темпе- ратуру нефти во всех случаях поддерживали 20°С, что соответствует температуре нефти в стволе скважины на глубине подвески насоса. Дозировку депрокома о 1-й серии опытов осуществляли без предварительного разбавления и нагрева. Во второй серии опытов нефть до введения реагента подогревали др 38°С, что соответствует температуре в скважине на забое, в интервале перфорационных отверстий. После введения депрокома нефть охлаждали до температуры опыта, т.е. до 20°С. Другим отличием являлось то, что депроком перед вводом в испытываемую нефть разбавляли сырой нефтью до концентрации 1 мас.%. В третьей серии опытов отличие от второй состояло а том, что для разбавления депрокома использовали товарную нефть; содержащую деэмулыатор в количестве 50-80 г/т. Для создания заданных температурных условий температуру нефти в ста.кане (20°С) и температуру холодного цилиндра (10°С) поддерживали с помощью термостата. Кроме того, с помощью магнитной мешалки осуществляли перемешивание нефти с частотой вращения 1.80 об/мин. По истечении 30 мин цилиндр с осевшими на нем

отложениями вынимали из нефти. После стекания избытков нефти цилиндр взвешивали и определяли удельную плотность отложений в мг/см2. Результаты испытаний

приведены в таблице.

Как видно из таблицы, наибольшее защитное действие депрокома без предвари- , тельного разбавления достигается при концентрации 0,014 мас.%, удельная плот0 ноеть составляет 19,2 мг/см. Предварительное разбавление депрокома сырой нефтью до 1 % усиливает защитные свойства реагента. Удельная плотность отложений снижается до 14,0 мг/см2 при меньшей кон5 центрации реагента в нефти - 0,010 мас.%. Использование в качестве носителя реагента товарной нефти, содержащей деэмулыатор в количестве 50-80 г/т, еще более усиливает действие депрокома. Удельная

0 плотность уменьшается до 12,1 мг/см2 (на 15%) при еще меньшем расходе реагента (0,008 мас.%),

П р и м е р. Для эксплуатации обводненных скважин с дебитом менее 40 м /сут,

5 которые составляют основную массу осложненных образованием АСПО скважин, применяют штанговые глубинно-насосные установки. При этом сам насос спускается в искусственный забой на уровень подошвы

0 продуктивного пласта или поднимается на . 100-200 м над этим уровнем за счет хвостовика. В этом случае полость скважины ниже уровня подошвы продуктивного пласта выполняет роль газового якоря на приеме на5 coca. Это дополнительный эффект от применения способа. Другим положительным эффектом является уменьшение противодавления на продуктивный пласт за счет замены водяного столба не нефтяной. На0 сосную установку монтируют из существующего оборудования, используя вставной насос и трехступенчатую колонну штанг 3/4 х 5/8 х 1/2 дюйма, изготовленной из легированной стали. Практически длина отдель5 ных ступеней составила (для скважины глубиной 1800 м): штанги 568 м, штанги 780 м и штанги 452 метра, Закачку реагентов производят при работающем насосе. В конкретном случае, введе0 .ние депрокома в виде 1% раствора в товарной нефти осуществляли посредством периодически повторяющейся закачки нефтяного раствора в межтрубное пространство. Объемы закачиваемого раствора

5 составили 16 м3. для 5 дюймовой обсадной колонны и 21 м1 для 6 дюймовой колонны. Перед закачкой раствора депрокома проводят комплекс исследований технических характеристик, которые реально изменяются в последующий период эксплуатации. К ним

относятся: отбивка динамического уровня, замер дебита и обводненности нефти, определение вязкости, определение давлений в выкидной линии, замер силы тока на электродвигателе станка-качалки, снятие и расшифровка динамограмм. На скважину завозится необходимое количество раствора депрокома в нефти. К затрубному пространству работающей скважины подключается цементировочный агрегат. Закачка раствора производится на первой скорости агрегата для замены водяного столба на нефть до уровня подошвы продуктивного пласта. Периодичность закачки раствора в скважину определяется дебитом и обводненностью продукции скважины. Конкретно для каждой скважины периодичность устанавливается опытным путем. Скважина без закачки реагентов эапарафи- нивается за 10-20 сут работы, использование депрокома продлевает эксплуатацию без осложнений до 90-100 сут с одной заправкой глубинного дозатора. Применение предлагаемого способа предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет эксплуатировать скважину без подъема насосного оборудования до 300 сут.

Формула изобретения

Способ, предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий закачку смеси реагентов, смешение реагентов с нефтью в зоне перфорации, о т л и ч ающийся тем, что дополнительно откачку насосом продукции скважины производят с уровня подошвы продуктивного пласта, а закачку смеси реагентов осуществляют на носителе, в качестве которого используют

товарную нефть.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам пре- дупрежденияобразования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в добывающих скважинах. Повышение эффективности способа достигается за счет предотвращения образования микроглобул воды в нефти, служащих центрами кристаллизации твердой фазы и армирующим материалом АСПО, при этом смешение продукции скважины с реагентами происходит при забойной температуре и до контакта с водой, заполняющей обсадную колонну. Способ включает откачку продукции скважины с уровня подошвы пласта, смешение реагентов с нефтью производится в интервале перфорации, а в качестве носителя реагентов используется товарная нефть. 1 табл.

Удельная плотность отложений, мг/см