СПОСОБ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ИЗ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ
METHOD FOR REMOVAL OF ASPHALT-RESIN-PARAFFIN DEPOSITS FROM A PETROLEUM WELLS

Предлагаемое изобретение относится к сфере скважиной добычи нефти и может быт использовано на месторождениях нефти, где в подъемных трубах скважин наблюдается образование и накапливание тяжелых компонент нефти и других сопутствующих веществ.
Проблема заполнения колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) - лифтовых труб нефтедобывающих скважин асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) стала основной для многих нефтяных компаний страны в последние годы из-за ухудшения структуры запасов нефти. Несмотря на применение ингибиторов АСПО колонна НКТ способна за несколько месяцев эксплуатации практически заполниться отложениями.
Наиболее привлекательным для удаления АСПО из колонны НКТ без подъема труб на поверхность земли, является применение органических растворителей. Во многих нефтяных компаниях растворитель закачивают в межтрубное пространство, который через определенное время приходит на прием насоса и растворяет отложившиеся асфальтены, смолы и парафины. Растворитель при своем движении сверху вниз смешивается с нефтью в межтрубном пространстве и частично теряет свои растворяющие способности.
Известно изобретение «Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины» по патенту РФ №2381359. (опубл. 10.02.2010, бюл. 4), по которому растворитель доставляется в колонну насосно-компрессорных труб через межтрубное пространство, а момент заполнения колонны труб растворителем определяется по его появлению на устье скважины (отбираются пробы с выкидной линии скважины). Способ обеспечивает количественную диагностику объема отложений в трубах, но не предусматривает интенсификацию процесса их удаления путем растворения.
Известно изобретение «Способ удаления солевых отложений в скважине и устройство для его осуществления» по а.с. СССР №1068589 (опубл. 23.01.1984), по которому разнонаправленное движение растворителя отложений организовано с помощью энергии глубинного насоса и насоса, находящегося на поверхности земли на устье скважины. По изобретению не определяется степень прохождения растворителя вниз по колонне лифтовых труб и не диагностируется эффективность процесса растворения солевых отложений.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является технология, опубликованная в журнале Нефтепромысловое дело, №5 за 2017 год (статья «Управляемые технологии обработки скважин растворителями асфальтосмолопарафиновых отложений», с. 34-38). Сущность технологии заключается в контроле и регулировании воздействия растворителем на АСПО в колонне лифтовых труб с помощью датчика давления, заблаговременно установленного над глубинным насосом. Способ имеет два недостатка: во-первых, необходимо скважину предварительно комплектовать датчиком давления, во-вторых, давление по датчику является интегральной характеристикой. Полученная информация не раскрывает местоположения отложений по длине колонны труб при их неравномерном расположении по длине колонны НКТ.
Технической задачей по изобретению является создание технологии удаления отложений путем заполнения колонны НКТ скважины растворителем, выявления на первом этапе зоны с АСПО и целевого создания в этой зоне динамического воздействия, следствием которого будет перемешивание растворителя.
Поставленная задача решается тем, что по способу удаления АСПО из нефтедобывающей скважины, который заключается в том, что в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) скважины закачивают растворитель, оказывают на растворитель динамическое воздействие и ожидают определенное время для растворения отложений по изобретению в колонне лифтовых труб организуют спуско-подъемные операции глубинного малогабаритного манометра на геофизическом кабеле с обратной связью в два этапа: на первом этапе манометр несколько раз спускают до глубинного насоса и поднимают до устья скважины с тем, чтобы по зависимости статического давления в колонне лифтовых труб от вертикальной глубины манометра определить зоны с отложениями по росту градиента давления, на втором этапе спуско-подъемные операции производят в этих зонах с целью перемешивания растворителя с частичками АСПО.
На фиг. 1 показан процесс спуска или подъема глубинного манометра в колонну лифтовых труб с отложениями, на фиг. 2 - градиент гидростатического давления по гипотетической скважине. На фиг. 1 условно обозначены позициями 1- обсадная колонна, 2 - колонна лифтовых труб (колонна НКТ), 3 - отложения по длине колонны НКТ, 4 - глубинный насос с обратным клапаном, 5 - перепускной клапан типа КОТ-93, 6 - органический растворитель, 7 - глубинный манометр (датчик давления), 8- геофизический кабель с функцией обратной связи с манометром, 9 - устьевой ролик спуско-подъемных операций, 10 - сальниковое устройство, 11 - подъемник геофизических приборов, 12 - передвижной насосный агрегат.
Заявленный способ реализуется выполнением следующих процедур:
1. Скважину с отложениями 3 в колонне НКТ выводят из эксплуатации путем остановки работы насоса 4.
2. Из колонны НКТ выпускают в атмосферу попутный нефтяной газ и через сальниковое устройство 10 в колонну НКТ спускают на геофизическом кабеле 8 манометр 7 до глубинного насоса 4 и клапана 5.
3. С помощью насосного агрегата 12 в колонну НКТ закачивают органический растворитель 6. Скважинная продукция из колонны НКТ будет вытесняться в межтрубное пространство через перепускной клапан 5.
4. В зависимости от объема отложений в колонне НКТ растворитель за определенное время начнет приближаться к манометру 7, вследствие чего гидростатическое давление Р начнет стабилизироваться на величине, соответствующем давлению столба растворителя без скважинной продукции.
1
5. После достижения давления Р неизменной во времени величины P манометр с постоянной скоростью поднимают до устья скважины и повторяют эту процедуру - спуск и подъем до насоса и обратно с тем чтобы по зависимости давления от вертикальной глубины определить участки ствола колонны НКТ с максимальным градиентом (приростом) давления относительно вертикальной составляющей глубины скважины.
Известно что один кубометр органического растворителя может трансформировать из твердого состояния в жидкое до 300 кг и более асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ), благодаря этому плотность раствора повышается на 6-7%. Поэтому на участке колонны лифтовых труб с интенсивными отложениями АСПВ под воздействием органического растворителя произойдет и значительное повышение гидростатического давления на единицу вертикальной глубины колонны труб - градиент гидростатического давления. Результат по гипотетической скважине показан на фиг. 2, где: участки 1-2 и 3-4 характеризуют НКТ без отложений, и где рост давления обеспечивает чистый растворитель с постоянной плотностью.
Прямолинейный участок 1-2-5 получен сразу после заполнения колонны лифтовых труб растворителем, который еще не успел воздействовать на асфальтосмолопарафиновые отложения.
3
На участке 2-3 имеются АСПО, они начинают растворяться в реагенте через 1 час и более, и повышают плотность растворителя из-за того, что асфальтены, смолы и парафины имеют плотность до 1000 кг/м и более.
6. В выявленной зоне с интенсивными отложениями АСПВ (по графику на фиг. 2 участок 2-3) производят последующие спуско-подъемные операции глубинного манометра чтобы достигнуть перемешивания растворителя, насыщенного частичками асфальтенов, смол и парафинов с еще относительно чистым растворителем. Благодаря движению манометра и геофизического кабеля вверх и вниз ускоряется конвективный перенос вверх чистого и менее плотного растворителя из зоны 3-4 в зону 2-3 и, наоборот, более тяжелого растворителя с АСПВ из зоны 2-3 в зону 3-4.
верт
Со временем угол наклона участка 2-3 к оси «вертикальная глубина скважины» - Н будет увеличиваться и стабилизируется на постоянной величине. Такой постоянный во времени градиент давления будет свидетельствовать о насыщении растворителя частичками АСПВ и потере реагента растворяющей способности. Необходимо заменить растворитель на свежий реагент или пустить скважину в эксплуатацию.
По изобретению предложен двухэтапный способ удаления АСПО из колонны лифтовых труб. На первом этапе находится зона с повышенным количественным присутствием АСПО, а на втором этапе именно в этой зоне и осуществляется динамическое воздействие растворителем на выявленные отложения путем перемещения манометра и геофизического кабеля вверх и вниз по колонне насосно-компрессорных труб.
На наш взгляд, такой подход выполняет поставленную техническую задачу, дает возможность использовать реагенты рационально и отвечает критериям новизна и существенное отличие от ранее известных способов применения органических растворителей на осложненных скважинах.