Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании
METHOD FOR CONTROLLNG ASPHALT-RESIN-PARAFFIN DEPOSITS IN OILFIELD EQUIPMENT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании.
Известен способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании (патент на ИЗ № 2298642, МПК E21B 37/00, опубл. 10.05.2007 г., бюл. 13), включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб с предварительно нанесенным защитным покрытием и создание защитного покрытия на выкидных линиях от скважины, причем спускают двухсоставные насосно-компрессорные трубы, предварительно покрытые снаружи и по всей длине теплозащитным продуктом на основе полых микросфер, при этом ниже динамического уровня жидкости в скважине спускают насосно-компрессорные трубы с 5-15 просушенными или отвержденными слоями теплозащитного покрытия, а выше динамического уровня - с 2-5 слоями теплозащитного покрытия, причем температуру добываемой нефти поддерживают не ниже температуры плавления парафинов, по меньшей мере до верхней зоны насосно-компрессорных труб, доступной для тепловых методов удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с теплосодержащим агентом, путем увеличения количества слоев и общей толщины теплозащитного покрытия, далее по мере накопления асфальтосмолопарафиновых отложений производят их удаление тепловым и/или химическими методами с технологической жидкостью - агентом.
Недостатком данного способа является дороговизна технологии, за счет покрытия труб, так же данный способ не является универсальным и применим лишь в конкретных горно-геологических условиях нефтяного месторождения, компонентного состава нефти и ее температурной составляющей.
Наиболее близким является способ предупреждения отложения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти в насосно-компрессорных трубах в скважине и устройство для его осуществления (патент на ИЗ № 2661951, МПК E21B 37/06, опубл. 23.07.2018 г., бюл. 21), заключающийся в перемещении кристаллов парафина, выделившегося из газожидкостной смеси, в центр потока с последующей каогуляцией и омыванием стенки насосно-компрессорной трубы для выноса на поверхность, причем газожидкостный поток продукции скважины, движущийся в полости насосно-компрессорных труб, начиная с глубины начала кристаллизации парафина до устья скважины, ускоряют до режима квадратичного течения, путем перехода на транспортировку по насосно-компрессорным трубам малого диаметра, формируя в их полости турбулентный режим движения, который за счет завихрения потока непрерывно обновляет пристенную нефтяную пленку, вымывая кристаллы парафина с внутренней поверхности трубы, а в открытый конец насосно-компрессорных труб малого диаметра, через кольцевое пространство дозированно нагнетают удалитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений.
Недостатком данного способа является малая площадь внутренний стенки и малый проходной диаметр колонный насосно-компрессорных труб (НКТ), так как все равно на стенках осаждается АСПО, что приводит к быстрому перекрытию внутреннего диаметра НКТ.
Технической задачей предполагаемого изобретения значительное увеличение межремонтного периода по сравнению с наиболее близким аналогом за счет увеличения площади осаждения АСПО при подъеме жидкости на поверхность.
Техническая задача решается способом борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании, включающим увеличение скорости выноса кристаллов парафина, выделившегося из газожидкостной смеси, с последующей каогуляцией и омыванием стенки лифтовых труб для выноса на поверхность, причем газожидкостный поток продукции скважины, движущийся на поверхность, начиная с глубины начала кристаллизации парафина до устья скважины, ускоряют за счет размещения внутри основной лифтовой трубы дополнительной лифтовой трубы, формируя в полости лифтовых труб турбулентный режим движения, который за счет завихрения потока непрерывно обновляет пристенную нефтяную пленку, максимально вымывая кристаллы парафина с поверхности труб, при этом в лифтовые колонны дозированно нагнетают удалитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений.
Новым является то, что восходящий поток направляют по межтрубному пространству основной и дополнительной лифтовых труб, а удалитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений нагнетают внутрь дополнительной трубы с циркуляцией по межтрубному пространству основной и дополнительной лифтовых труб на поверхность для растворения отложенного осадка.
Новым является также то, что в качестве удалителя асфальто-смолистых и парафиновых отложений используют пар.
Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании осуществляют в следующей последовательности. С помощью УЭЦН, спущенного на расчетную глубину в скважину на основных лифтовых трубах, газожидкостный поток продукции скважины, движущийся в полости этих труб, начиная с глубины начала кристаллизации парафина (например, с глубины 800 м) до устья, ускоряют до режима течения путем спуска как минимум на глубину кристаллизации парафина внутрь на основной лифтовой колонны дополнительной лифтовой колонны, установленной коаксиально и зафиксированной на устьевой арматуре, и перехода на транспортировку всего газожидкостной продукции по межтрубному пространству этих лифтовых труб. При этом газожидкостная продукция из ламинарного движения по основной лифтовой колонне от УЭЦН в межтрубном пространстве переходит в турбулентный режим, то есть резко увеличивается число Рейнольдса (Re), при котором интенсивная турбулизация потока непрерывно обновляет пристенную нефтяную пленку вместе с кристаллами парафина и снижает их накопление. Определяют эмпирическим путем (например, определяя толщину парафина на стенках в межтрубном пространстве взятием проб, анализом затрачиваемой энергии на подъем единицы жидкости из скважины и/или т.п.) период отложения парафина толщиной не более допустимой (например, для месторождений Республики Татарстан (РТ) не более 3 – 5 мм). Так как площадь стенок лифтовых труб в межтрубном пространстве гораздо больше (примерно в 4 раза), чем внутри дополнительной лифтовой трубы, а количество АСПО остается постоянным в перекачиваемой на поверхность жидкости, то толщина на стенках лифтовых труб скапливается значительно дольше (примерно в 4 раза для месторождения РТ), чем у наиболее близкого аналога, что увеличивает значительно время (межремонтный период) между необходимостью обработки удалителем асфальто-смолистых и парафиновых отложений. После скапливания АСПО более допустимого (более 3 – 5 мм) насос останавливают внутрь дополнительной лифтовой колонны закачивают удалителя АСПО с циркуляцией по межтрубному пространству основной и дополнительной лифтовых труб на поверхность для растворения отложенного АСПО. На виды, состав и способы применения удалителей АСПО авторы не претендуют. Наибольшую эффективность для растворения и вымывания АСПО показал пар, который часто используют на месторождениях РТ в качестве удалителя АСПО. После очитки межтрубного пространства от АСПО закачку удалителя АСПО прекращают, основную и дополнительную лифтовые колонны промывают технической жидкостью (например, водой), дополнительную колонну на устье скважины перекрывают и запускают в работу УЭЦН. По необходимости промывку удалителем АСПО периодически повторяют, обеспечивая длительную работу нормальную УЭЦН.
Предлагаемый способ борьбы с АСПО позволяет значительно увеличить межремонтный период по сравнению с наиболее близким аналогом за счет увеличения площади осаждения АСПО при подъеме жидкости на поверхность.