Способ очистки от парафиновых отложений в скважине
METHOD OF CLEANING FROM PARAFFIN DEPOSITS IN WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при очистки нефтегазодобывающей скважины и скважинного оборудования от парафиновых и/или подобных отложений.
Известен способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений (заявка RU № 94025825, МПК Е21В 37/06, опубл. 10.06.1996), включающий закачку в скважину газа или газожидкостной смеси, эжектирование нагнетаемой в скважину продукции флюидом высокого давления, подаваемым на высоконапорное сопло эжектора, причем в призабойную зону обрабатываемой скважины последовательно закачивают оторочки реагентов, взаимодействующих между собой и (или) пластом и пластовой продукцией с выделением тепла и (или) газов, выдерживают скважину до завершения реагирования, после чего поток продуктов реагирования из призабойной зоны пласта направляют через колонну подъемных труб, устьевую обвязку и сепараторы в камеру низкого давления эжектора, а образующуюся в эжекторе смесь направляют в затрубное пространство обрабатываемой скважины, при этом периодически определяют разность давлений на устье скважины в затрубном и трубном пространствах и после ее стабилизации во времени прекращают подачу флюида высокого давления на высоконапорное сопло эжектора.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за необходимости взаимодействия закачиваемых реагентов со скважинной жидкостью или пластом, что невозможно или требует несоизмеримых затрат дорогостоящего реагента при наличии большого содержания воды (более 50%) в продукции пласта, необходимость высокой приёмистости пласта для обеспечения работы высоконапорного эжектора и сложность реализации, так как для каждой скважины необходимо подбирать специальный состав закачиваемых реагентов.
Наиболее близким по технической сущности является способ борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазовых скважинах (патент RU № 2438006, МПК Е21В 37/00, опубл. 27.12.2011 Бюл. № 36), включающий спуск в насосно-компрессорные трубы устройства для нагрева добываемой жидкости, причем в качестве устройства для нагрева добываемой жидкости используют технологическую колонну с обратным клапаном и потокоотклоняющим устройством на конце, которую спускают на глубину ниже начала отложения парафинов на стенках труб, закачивают в колонну теплоноситель при работающей скважине, осуществляя ввод теплоносителя в поток добываемой жидкости до достижения добываемой жидкостью температуры на устье скважины не ниже температуры плавления парафинов.
Недостатками данного способа являются большие энергетические затраты для прогрева текучей продукции, имеющей температуру начальную не выше пластовой температуры, так как применяется при работающей скважине, и не разрушает отвердевшие на наружной поверхности лифтовых труб (например, насосно-компрессорных трубах) отложения в интервале перепада уровня скважинной жидкости, а при использовании в качестве теплоносителя пара, то на его закачку в скважину необходимо использование дорогостоящих парогазовых насосов.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа очистки от парафиновых отложений в скважине, позволяющего снизить затраты энергии на нагрев, за счет работы в неработающей скважине, разрушать наружные отложения на поверхности лифтовых труб за счет их обработки их парогазовыми струями и использования менее дорогостоящего оборудования, применяемого для закачки жидкости в скважину.
Техническая задача решается способом очистки от парафиновых отложений в скважине, включающий спуск в скважину с насосно-компрессорными трубами и глубинным насосом технологической колонны с клапаном и потокоотклоняющим устройством на конце в интервал отложения парафинов на стенках труб, закачку по технологической колонне теплоносителя до прогрева жидкости внутри насосно-компрессорных труб на устье до температуры не ниже температуры плавления парафинов.
Новым является то, что технологическую колонну спускают снаружи насосно-компрессорных труб после остановки работы насоса, а потокоотклоняющее устройство устанавливают ниже клапана и изготавливают в виде заглушенного снизу патрубка с радиальными однонаправленными отверстиями, диаметр которых и размещение по высоте подбирается исходя из обеспечения равномерного потока пара по высоте, причем усилие открытия клапана подбирают для обеспечения при закачке теплоносителя перегретой жидкости по технологической колонне и закачки пара через патрубок на стенку насосно-компрессорной трубы, после обеспечения излива из затрубья насосно-компрессорной труб парожидкостной смеси и прогрева жидкости внутри насосно-компрессорных труб на устье до температуры не ниже температуры плавления парафинов насос запускают в работу, а в затрубье заливают жидкость с температурой не ниже температуры плавления парафинов, в объеме не мене внутреннего объема скважины от устья до входа насоса и производительностью не менее производительности насоса для подъема парафиновых отложений из насосно-компрессорных труб на поверхность.
Новым является также то, что температура перегретой жидкости теплоносителя, перекачиваемой по технологической колонне, не выше 200º С.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Способ реализуется в следующей последовательности.
Способ очистки от парафиновых отложений в скважине 1 включает остановку работы погружного насоса 2, спущенного в скважину 1 на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 3. Частично разбирают устьевую арматуру (не показана), после чего спускают снаружи НКТ 3 технологическую колонну 4 с расположенными последовательно снизу клапаном 5 (показан условно) и потокоотклоняющим устройством - заглушенным снизу патрубком 6. Причем патрубок 6 снабжен радиальными однонаправленными отверстиями 7, диаметр которых и размещение по высоте патрубка 6 подбирается в лабораторных условиях эмпирическим путем (например, при помощи сменных жиклёров – не показаны, располагаемых в отверстиях 7), исходя из обеспечения равномерного потока пара по высоте. Также регулируют усилие открытия клапана 5 для обеспечения при закачке теплоносителя перегретой жидкости по технологической колонне 4 и закачки пара через патрубок 6 на стенку НКТ 3 через отверстия 7. Обычно давление открывания составляет от 0,5 МПа до 1,5 МПа для обеспечения температуры перегретой воды, являющейся базой для любого теплоносителя, в технологической колонне 4 от 150 ºС до 200 ºС для закачки (не более 200 ºС). Этот диапазон температур и давлений выбран исходя из максимальной энтальпии при минимальных материальных затратах. Конечно, с повышением температуры закачиваемого теплоносителя возрастает эффективность прогрева, однако применение перегретого пара при давлении 2,0-3,0 МПа и температуре 400-500 ºС не дает значительного эффекта. Так как при давлении 2,0 МПа и температуре 400 ºС удельная энтальпия пара составляет 676,9 ккал/кг, а при давлении 1,5МПа и температуре 200 ºС – 666,8 ккал/кг [Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2011. 304 с.], то есть значения близки. Из практики известно, что для получения пара с температурой 400 ºС и давлением 2,0 МПа требуются котельное оборудование, трубопроводы высокого давления, задвижки, стоимость которых как минимум в два раза выше по сравнению с оборудованием для создания пара с параметрами 1,5 МПа и температурой 200 ºС. Патрубок 6 располагают в интервале отложений парафинов на стенках НКТ 3 (обычно в интервале перепада уровня скважинной жидкости в скважине 1 при работе насоса 2). Технологическую колонну 4 фиксируют на устье скважины 1 и поворачивают по часовой стрелке (чтобы исключить возможность отворота) так, чтобы отверстия 7 патрубка 6 были направлены на стенку НКТ 3 при помощи метки (наносимой со стороны отверстий на колонну 4) или при помощи геофизического оборудования (не показаны). Технологическую колонну 4 на устье скважины 1 соединяют через задвижку и нагнетательный насос (для горячей жидкости) с котлом – парогенератором (не показаны). Перегретую жидкость нагнетают из парогенератора в технологическую колонну 4. Давление колонне 4 поднимают до открытия клапана 5. Перегретая жидкость, попадая в патрубок 6 (зону пониженного давления по сравнению с технологической колонной 4), превращается в пар резко увеличиваясь в объеме, что приводит к высокой скорости выхода пара из отверстий 7 в сторону НКТ 3. Высокие скорость и температура пара быстро разрушают наружные отложения на стенках НКТ 3, как показали стендовые испытания в течении 3 – 10 мин (в зависимости от толщины отложений), не смотря на направление потока с одной стороны НКТ 3. При этом охлажденный пар от взаимодействия со стенками НКТ 3 и скважины 1 в виде конденсата остается в скважине 1, повышая уровень жидкости, интенсивно нагревая НКТ 3 со скважинной жидкостью внутри. На практике НКТ 3 длиной 500 м диаметром 73 мм со скважинной жидкостью до температуры 60 ºС (температура гарантированного плавления парафинов для месторождений Республики Татарстан – РТ) была нагрета перегретой водой с температурой в колонне 4 – 190 ºС за 25 минут, 1200 м – менее чем за 1 час, что превосходит аналоги примерно в 2 – 2,5 раза, а наиболее близкий аналог в 4 – 5 раз. Жидкость с паром из затрубья НКТ 3 выносит продукты разрушения отложений на устье скважины 1. После прогрева до жидкости внутри НКТ 3 на устье скважины 1 до температуры не ниже температуры плавления парафинов насос 2 запускают в работу, закачку перегретой воды в технологическую колонну 4 прекращают, а в затрубье НКТ 3 заливают горячую жидкость с температурой не ниже температуры плавления парафинов, в объеме не мене внутреннего объема скважины 1 от устья до входа 8 насоса 2 и производительностью не менее производительности насоса 2 для выноса парафина из НКТ 3 на поверхность. После полного замещения скважиной жидкости горячей жидкостью от входа 8 насоса 2 до устья скважины 1, закачку горячей жидкости прекращают, работу насоса 2 останавливают. Технологическую колонну 4 с клапаном 5 и патрубком 6 извлекают из скважины 1, устанавливают на место устьевую арматуру и запускают в эксплуатацию насос 2. Для ускорения работ по очистке НКТ 3 и скважины 1 от парафина в воду могут добавлять реагенты, растворяющие парафин (например, солярка, керосин, поверхностно активные вещества - ПАВ или т.п.).
На практике на такую работу было затрачено не более одних суток, а не двое-трое, как в аналогичных способах. При этом полностью и быстро разрушаются отложения на наружной стенке НКТ 3 в интервале перепада уровня скважинной жидкости в скважине 1 при работе насоса 2.
Предлагаемый способа очистки от парафиновых отложений в скважине позволяет снизить затраты энергии на нагрев, за счет работы в неработающей скважине, разрушать наружные отложения на поверхности лифтовых труб за счет их обработки их парогазовыми струями и использования менее дорогостоящего оборудования, применяемого для закачки жидкости в скважину.