УСТРОЙСТВО ДЛЯ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

Полезная модель может быть использована для расплавления и очистки от асфальтеносмолопарафиновых или парафиногидратных отложений внутри насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных и газовых скважин.
На стенках насосно-компрессорных труб (НКТ) и промыслового оборудования во время эксплуатации откладываются высокомолекулярные парафины, асфальтены и смолы, входящие в состав нефти, в результате чего живое сечение уменьшается и дебит падает. Особенно ярко это проявляется при добыче тяжёлой и вязкой нефти, когда происходит быстрое забивание НКТ асфальтеносмолопарафиновыми или парафиногидратными отложениями (АСПО), в результате чего межремонтный период скважин сокращается. В определённый момент скважины забиваются АСПО настолько, что возможна самопроизвольная её остановка, при этом капитальный ремонт становится проблемой.
Для ликвидации данной проблемы применяются различные методы:
1. Механический способ – сводится к механическому соскабливанию парафина со стенок насосно-компрессорных труб различного рода скребками и выносе срезанного парафина потоком добываемого флюида. Недостатками является возможность обрыва проволоки, на которой спускается скребок, а также «подброс» скребка с последующим запутыванием проволоки. Кроме того, прилегание лезвия к поверхности НКТ не является полным, что не позволяет удалять полностью центры кристаллообразования парафина.
2. Тепловой способ осуществляется преимущественно методом прогрева скважин с помощью агрегата для депарафинизации (АДПМ), путём прямой закачки горячей нефти в трубное пространство спущенных промывочных труб и возвращение её по «малому» затрубу в приёмную ёмкость. Обработка скважин горячей нефтью малоэффективна ввиду того, что нефть имеет малую теплоёмкость и быстро остывает, кроме того, требуется привлечение дополнительной автотранспортной техники (автоцистерн) для подвоза нефти, подаваемой на промывку и привлечение объёмов товарной нефти. Применяется также очистка скважин с помощью греющего кабеля, однако при этом расплавленный парафин, поднимаясь вверх, застывает и не позволяет поднять кабель без обрыва.
3. Химические методы (промывка растворителями) являются одними из эффективными, в частности обработка гексаном или толуолом. В настоящее время применяются в ограниченном масштабе, так как имеют достаточно высокую стоимость, токсичны и пожароопасны.
4. Термохимический метод ликвидации отложений парафина выгодно отличается от существующих, поскольку:
1) позволяет доставлять теплоноситель в виде устройства, и производить выделение тепла только в интервалах нахождения отложений;
2) не забивает насосно-компрессорные трубы остатками устройств, потому что теплоноситель, как и оболочка, растворяется в кислоте без остатка;
3) продукты реакции являются водорастворимыми, не опасными для человека и окружающей среды.
Из существующего уровня техники известно устройство для термохимической обработки скважин (Патент РФ № 2098605. Приоритет 26.07.1995 г.), включающее корпус, выполненный в виде полой перфорированной трубки из алюминия, кальция или другого щелочноземельного металла, имеющий замок в виде расширения на одном конце трубки. Концы трубки залиты легкоплавким водоотталкивающим составом, а химически активное вещество представлено смесями отдельных компонентов щелочных и/или щелочноземельных металлов, или отдельными экструзивными элементами, упомянутых металлов или их расплавом. Отверстия перфорации залиты легкоплавким водоотталкивающим составом. На практике данный патент был реализован в виде устройства из алюминиевой трубки, с развальцованным концом для соединения, заполненной цилиндром из металлического натрия. Перед подачей в скважину необходимо было произвести частичное освобождение теплоносителя от изолирующего покрытия, после чего, при погружении, происходило взаимодействие натрия с водой, входящей в состав скважинной жидкости. При обводнённости в скважине менее 10%, объём воды подавался с устья дополнительно.
Недостатком устройства является то, что мощность тепловыделения при реакции металлического натрия с водой относительно невелика, что не даёт 100% вероятность полного растворения алюминиевого корпуса устройства, а, следовательно, может иметь место засорение НКТ непрореагировавшими остатками. Кроме того, снятие изоляционного покрытия с активного металла ведёт к началу реакции с водой на этапе спуска, а, следовательно, потери части тепловой энергии, что делает необходимым использования большего объёма устройств, для обработки скважины. Заявленные в указанном патенте перфорированные трубки из кальция технически трудновыполнимы и не могут быть без изолирующей оболочки, т.к. кальций бурно реагирует с водой, входящей в состав скважинной жидкости.
Известен аналог в виде устройства для удаления парафиновых или гидратных отложений в скважине (Патент РФ № 2122628. Приоритет 20.06.1997 г.), состоящего из корпуса, выполненного из цельного массива щелочного или щелочноземельного металла и имеющее изолирующее покрытие. В качестве покрытия применены алюминиевая или цинковая фольга, или алюминиевая или цинковая фольга с нанесенным на поверхность слоем битума или консистентной смазки с утяжелителем. Изготовленное устройство представляет собой пруток металлического натрия, имеющий различное поперечное сечение в виде: цилиндра, квадрата, овала или кольца, завёрнутый в указанное выше изолирующее покрытие. Перед применением производится ручная перфорация изолирующего покрытия, подача через лубрикатор в НКТ и далее реакция с водой скважинной жидкости.
3
Недостатком данного устройства является то, что перфорация наносится вручную и не имеет достаточного и регулярного расположения, следовательно, реакция активного химического элемента будет протекать не равномерно и медленно. Кроме того, металлический натрий устройства реагирует с водой на этапе спуска, теряя тепловую энергию, при этом образующиеся пузыри газа выталкивают устройства, замедляя их погружение. Плотность натрия составляет 0,96 г/см, поэтому для погружения устройств в НКТ, приходилось использовать утяжелители в виде мелкодисперсного металла, песка или солей металлов, что вело к загрязнению внутреннего пространства НКТ. Кроме того, практика показала, что теплоноситель в виде натрия является пожароопасным, шарики натрия, всплывая на устье, на воздухе, самопроизвольно воспламеняются, что без дальнейшего догашевания их в воде может привести к воспламенению нефти.
В качестве ближайшего аналога – прототипа принято устройство для термохимической обработки скважин (Патент РФ на ПМ № 97165. Приоритет 11.05.2010 г.), включающее металлический корпус в виде полой перфорированной трубки из алюминия, заполненной химически активным веществом, где в качестве химически активного вещества применен металлический кальций в виде цельного цилиндра, полученный литьем, экструзией или прессованием, на торцах которого имеется наружная и внутренняя резьба с навинченными крышками, головной и хвостовой. Данное устройство позиционировалось авторами как универсальное, то есть позволяющее применение, как внутри НКТ при расплавлении отложений парафина, так и для выделения тепла внутри НКТ с передачей его через стенку для разложения газогидратов в межтрубном пространстве. Но практика показала, что это далеко не так.
В части применения внутри НКТ недостатки прототипа следующие:
1. Сквозная перфорация на обечайке устройства приводит к тому, что реакция активного наполнителя с технологическим раствором в скважине, особенно при малой плотности последнего, начинается на этапе спуска, до достижения нужной глубины. Это влечёт потерю определённого процента тепловой энергии.
2. Массивная головная крышка и корпус обечайки, не растворяющиеся полностью, при реакции ведёт к нерациональному перерасходу металла и к засорению НКТ остатками устройства, что является аварийной ситуацией.
3. Не герметичность конструкции устройства приводит к началу реакции теплоносителя со скважинной жидкостью, особенно это ярко выражается при отсутствии в её составе хлористого кальция, являющегося ингибитором взаимодействия с теплоносителем. В пресной воде запускается термохимическая реакция в виде мощного выделения газа и фонтанирования жидкости.
Для заявленного устройства выявлены следующие общие с прототипом существенные признаки: Устройство для термохимической обработки скважин включает в себя теплоноситель химически активного вещества в виде цельного цилиндра, полученного литьём или экструзией.
Техническими проблемами заявляемой полезной модели является повышение эффективности работы устройства за счёт сохранения тепловой энергии до нужного интервала применения, технологичности производства и сборки, а также безопасности использования.
Техническая проблема решается тем, что устройство для термохимической обработки скважин, включающее в себя теплоноситель химически активного вещества в виде цельного цилиндра, полученного литьём или экструзией, отличается от прототипа тем, что теплоноситель состоит из головной и хвостовой частей, выполненных в виде цельных цилиндров, имеющих полимерное многослойное покрытие и соединённых между собой резьбой в единое целое. При этом головная часть устройства имеет конус на переднем торце, а хвостовая часть состоит, по меньшей мере, из одного цельного цилиндра. При этом химически активное вещество выполнено металлическим, способным реагировать с соляной кислотой с выделением тепла и газа, а полимерное многослойное покрытие выполнено с возможностью образования при высыхании плотной оболочки, растворяемой при взаимодействии с соляной кислотой.
3
На чертеже показано устройство с продольным (фиг.1) и поперечным разрезом (фиг.2). Устройство для термохимической обработки скважин включает в себя теплоноситель химически активного вещества, состоящий из головной 1 и хвостовой 2 частей, имеющих на задних торцах нарезанную внутреннюю резьбу, при этом на переднем торце головной части 1 имеется конус 3, раздвигающий объём скважинной жидкости и уменьшающий её сопротивление при погружении. Обе части 1, 2 представляют собой цельные цилиндры активного металла – наполнителя 4, с нарезанной на торцах наружной и внутренней резьбой для их взаимного соединения в единое целое. Причем хвостовая часть 2 состоит, по меньшей мере, из одного цельного цилиндра в зависимости от высоты лубрикатора (на фиг. не показан). Цилиндры получены литьём или экструзией, например, из металлического кальция или смеси кальция с алюминиевой крошкой или стружкой. Плотность химически активного вещества может составлять, к примеру, 1,55 – 1,9 г/см. Интервал размеров устройства может быть, например: диаметр 30 – 40 мм при длине 250 – 500 мм. Поверхность каждой части 1, 2 покрыта многослойным полимерным покрытием 5. На поверхности стянутых цилиндров отсутствуют алюминиевые обечайки и массивные крышки. Поверхность покрытия 5 каждой части 1, 2 предлагаемого устройства представляет собой полимерный состав, состоящий, например, из масла трансформаторного по ГОСТ 982-80 и загустителя. В качестве последнего возможно использование, например, как полиэтилена в гранулах типа ПЭ2НТ22-12 или ПЭ2НТ11-9, так и церезина марок 80, 75, 67 в брикетах, применяемого для антикоррозийной защиты автомобилей. Данная рецептура наносится на периметр каждой части 1, 2 устройства многократно, слой за слоем, образуя при высыхании плотную полимерную многослойную оболочку – покрытие 5. Полученное покрытие 5 является герметичным, предохраняя активный металл теплоносителя (наполнителя) 4 от взаимодействия с водой, входящей в состав скважинной жидкости. Растворение нанесённого на поверхность устройства покрытия 5 происходит при взаимодействии с соляной кислотой, подаваемой следом за загруженными внутрь насосно-компрессорных труб устройствами. Кислота растворяет полимерную оболочку покрытия 5 и бурно взаимодействует с материалом теплоносителя 4, выделяя при реакции большое количество тепла и газа.
Устройство работает следующим образом. Для подачи устройства внутрь насосно-компрессорных труб скважины используется лубрикатор (на фиг. не показан) – герметизирующее устройство, используемое при cпуске (подъёме) глубинных приборов в скважину c избыточным устьевым давлением. Стравив остаточное давление и открутив резьбовую крышку, закрывающую вход в лубрикатор, внутри его помещают собранное устройство, длина которого, а, следовательно, и количество соединяемых цилиндрических частей зависит от высоты лубрикатора. Затянув крышку и открыв центральную задвижку, фонтанной арматуры устройство попадает в НКТ, погружаясь в скважинной жидкости под собственным весом. Спуск происходит до сужения живого сечения меньше диаметра устройства в интервале залегания отложений, где движение устройство прекращается. Далее через лубрикатор подаётся ингибированная соляная кислота с помощью кислотовоза или вручную. За счёт более высокой плотности кислота замещает более легкую скважинную жидкость и опускается в НКТ до интервала нахождения устройств. После растворения полимерной оболочки покрытия кислота реагирует с металлом теплоносителя, выделяя при этом большое количество тепла и газа. Парафин, находящийся в виде отложений, под действием высокой температуры реакции расплавляется и вместе с водорастворимыми продуктами реакции выталкивается с помощью электрический центробежный насос или пластовым давлением на устье, где собирается в приёмную ёмкость для дальнейшей утилизации. Таким образом, производится профилактический ремонт скважины при уменьшении дебита добычи нефти. При ликвидации «глухой» пробки парафина в НКТ требуется большее количество циклов загрузки и, следовательно, большой объём реагентов.
Техническим результатом является полное выделение тепла, заложенное в устройствах в нужном для этого интервале, с расплавлением максимального объёма отложений. Герметичное покрытие устройства делает невозможным реакцию воды из скважинной жидкости с теплоносителем на этапе спуска и делает безопасным и эффективным их применение при ремонте скважин. Отсутствие алюминиевой обечайки, массивных деталей и различного рода утяжелителей, исключает вероятность засорения НКТ непрореагировавшими остатками и, следовательно, создание аварийной ситуации.