УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ КОЛОННЫ ЛИФТОВЫХ ТРУБ ОТ ОТЛОЖЕНИЙ
DEVICE TO CLEAN TUBING OF SEDIMENTS

Изобретение относится к технологиям внутрискважинной очистки отложений с внутренней поверхности лифтовых труб добывающих скважин с помощью растворителя.
Известно устройство для подачи реагента в зону приема глубинного насоса по А.С. №802526 (опубл. 07.02.81, бюл. №3). Реагент с устья скважины подается в емкость под глубинным насосом по гибкому шлангу. Из емкости реагент дозатором выпускается в скважинное пространство для смешения с пластовой жидкостью. Устройство не обеспечивает доставку растворителя АСПО в лифтовые трубы в чистом виде.
Известен способ подачи реагента, в частности, растворителя АСПО в зону приема глубинного насоса с помощью капиллярной трубки (патент РФ на изобретение №2302513, опубл. 10.07.2007). Способ не предусматривает возможности заполнения лифтовых труб скважины чистым растворителем.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ очистки глубинного насоса и колонны лифтовых труб от отложений по заявке №2010142528 от 18.10.2010 г. По данной заявке растворитель по трубке поступает в контейнер с открытым низом и далее подается в лифтовые трубы в чистом виде с помощью глубинного насоса. Как правило, температура в лифтовых трубах после глубинного насоса понижается и становится ниже температуры начала кристаллизации парафинов из нефти. Повышение температуры растворителя в лифтовых трубах способствует разогреву АСПО, изменяет агрегативное состояние отложений из твердой формы в вязкую - пластичную. В результате уже во время заполнения лифтовых труб растворителем с повышенной температурой возрастает смешение АСПО с растворителем с последующим растворением отложений.
Целью изобретения является повышение растворяющей способности растворителя АСПО за счет его предварительного разогрева перед впуском в глубинный насос и колонну лифтовых труб.
Для решения поставленной цели необходимо устройство для очистки колонны лифтовых труб от отложений, состоящее из трубчатого контейнера с открытым низом, расположенного ниже глубинного насоса, и гибкой армированной трубки для доставки растворителя с устья скважины в контейнер, дополнить тем, что контейнер предварительно покрывают изнутри теплоизоляционным составом, стойким к различным химическим реагентам. Дополнительно к этому контейнер по всей длине по осевой линии снабжают электронагревательным элементом с переменной по длине мощностью, в частности «греющим, кабелем», а на внутренней стороне контейнера равномерно по его длине располагают датчики измерения температуры. Электронагревательный элемент и датчики измерения температуры соединяют электрической связью со станцией управления на устье скважины для организации и контроля процесса разогрева растворителя в контейнере.
Схема устройства приведена на фиг.1, где 1 - глубинный насос на лифтовых трубах 10, 2 - трубчатый контейнер, 3 - трубка для доставки растворителя, 4 - электронагревательный элемент, 5 - датчики измерения температуры, 6 - насос по закачке растворителя в трубку, 7 - станция управления, 8 - задвижка на выкиде лифтовых труб, 9 - теплоизоляционное покрытие.
К электронагревательному элементу (ЭЭ) через станцию 7 подведена силовая кабельная линия, а от датчиков 5 в станцию 7 идет обратная информационная линия. Станция управления 7 и насос 6 также соединены информационно-управленческой линией.
Устройство для очистки колонны лифтовых труб от отложений после монтажа на скважине и накопления парафиновых отложений в лифтовых трубах используется в следующем порядке.
1. Насосом 6 через трубку 3 в контейнер 2 подают расчетный объем растворителя АСПО с температурой окружающей среды, т.е. от +30°С до -30°С (диапазон среднеклиматических температур в России). Задвижка 8 при этом закрыта.
2. Заполнение контейнера растворителем сверху вниз будет фиксироваться термодатчиками 5, т.к. опускающийся в контейнере 2 растворитель будет всегда отличаться по температуре от скважинной жидкости.
3. После заполнения контейнера растворителем станция управления 7 включает ЭЭ в работу в гибком режиме. Если условно ЭЭ 4 в виде «греющего кабеля» условно разделить на три части согласно фиг.1, то тепловыделяющие мощности участков можно распределить в любом необходимом порядке, например, следующим образом: верхняя и нижняя части имеют условную мощность 1Р кВт, а средняя часть ЭЭ имеет условную мощность 2Р кВт, в два раза большую. Это сделано для учета переноса тепла при движении растворителя вниз во время заполнения контейнера 2 и вверх - во время перемещения из контейнера в колонну лифтовых труб.
4. Станция управления 7 в виде контроллера имеет возможность эксплуатировать различные части «греющего кабеля» в необходимом мощностном режиме по теплонагреву. Заложенные в контроллер алгоритмы направлены на выполнение одной задачи - обеспечение равномерного нагрева растворителя в контейнере до максимально допустимого значения Тдоп. Величина Тдоп. определяется свойствами растворителя и теплоизоляционного материала 9. Известно, что Тдоп. превышает 80°С, в то время как температура плавления Тпл. парафиновых отложений на скважинах большинства нефтяных месторождений России не превышает 60°С. Поэтому нагрев растворителя в контейнере 2 необходимо вести в диапазоне от Тпл. до Тдоп.
5. После нагрева растворителя в контейнере до необходимой температуры станция управления 7 дает команду на открытие задвижки 8 и включение в работу глубинного насоса 1. Теплый растворитель перемещается из контейнера 4 в лифтовые трубы. Крайний термодатчик на входе в глубинный насос даст информацию в СУ об уходе теплого растворителя и прихода «холодной» скважинной жидкости.
6. Работа глубинного насоса 1 останавливается на время, необходимое для комплексного воздействия теплого растворителя. Тепловая энергия растворителя изменит состояние парафиновых отложений из твердого в вязкопластичные, а последующее физико-химическое воздействие растворителя превратит парафины в стабильно растворенное, т.е. жидкое состояние. Для растворения парафиновых отложений в таком активном режиме, как правило, достаточно 2-4 часов.
7. Закачка второй порции растворителя в контейнер, подогрев и перемещение в колонну лифтовых труб осуществляется в такой же последовательности, как и с первой порцией.
Очистка колонны лифтовых труб от отложений является многоэтапным процессом, объясняемое двумя факторами:
- во-первых, длина и объем контейнера 1 ограничены конструкцией скважины и уступают аналогичным параметрам колонны лифтовых труб в несколько раз;
- во-вторых, даже при одномоментном заполнении колонны лифтовых труб растворителем не произойдет растворения всех отложений при их значительном количестве; на сегодня лучшие растворители АСПО, выпускаемые в РФ, способны растворить отложения в объеме не более 20% от объема растворителя.
Оценка состава удаляемой из лифтовых труб жидкости осуществляется по пробам из пробоотборника после задвижки.
8. Очистка колонны лифтовых труб от растворимых АСПО считается завершенной при отборе пробы растворителя из этого пробоотборника без значительного содержания АСПО. Это можно оценить по вязкости и плотности растворителя, по его цветовой гамме.
В таблице 1 даны результаты лабораторных опытов растворения парафиновых отложений с осложненной скважины при различной температуре: 20, 40 и 60°С и с одинаковым временем выдержки отложений в растворителе по три часа.
По лабораторным данным видно, что нагрев растворителя с 20 до 60°С повышает его растворяющую способность на 13-19%. В реальной скважине этот показатель будет еще выше благодаря тому, что слой парафинов по внутренней стороне лифтовых труб сам обладает определенными теплоизоляционными свойствами.
Таблица 1
Результаты растворения АСПО контрольной скважинырастворителем Сонпар 5402 при различной температуре и объемах растворителя (результаты лабораторных исследований)
№опыта
Масса АСПО, г
V раствори-теля, см<sup>3</sup>
Температура растворителя, С°
Время выдержки в часах
Остаточный вес АСПО после просушки, г
Степень растворе-ния, %
1
3
30
20
3
0,94
68,7
2
3
15
20
3
1,41
53,0
3
3
15
40
3
1,02
66,0
4
3
15
60
3
0,84
72,0
Эффективные покрытия для термостатирования контейнера в промышленности уже известны и широко применяются. К примеру жидкая керамоизоляция RE-TERM ООО «Интал» (г.Уфа) толщиной 1 мм способна по параметру «теплопроводность» заменить общеизвестный пенопласт толщиной в 30 мм.
Технико-экономическая эффективность от применения устройства в нефтедобывающей промышленности формируется за счет экономии растворителя на обработки и продления сроков безаварийной службы скважин, осложненных АСПО.