СПОСОБ ОЧИСТКИ СКВАЖИНЫ ОТ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений при ремонте и эксплуатации скважин.

Известен способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений (патент RU №2085706, МПК E21B 37/06, опубл. 27.07.1997, бюл. №21), включающий спуск в скважину колонны труб, закачку в скважину газа или газожидкостной смеси, эжектирование нагнетаемой в скважину продукции флюидом высокого давления, подаваемым на высоконапорное сопло эжектора, при этом 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.

Недостатки способа:

- во-первых, сложный технологический процесс реализации способа, связанный с применением эжектора и сепараторов, а также привлечением компрессора для нагнетания газа или газобустерной установки для образования газожидкостной смеси;

- во-вторых, длительность реализации способа, связанная с приготовлением и последовательной закачкой оторочки нескольких реагентов;

- в-третьих, высокая стоимость реализации способа;

- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии при демонтаже насосного агрегата.

Наиболее близким по технической сущности является способ промывки скважины (патент RU №2429341, МПК E21B 37/06, опубл. 20.09.2011, бюл. №27), включающий промывку водным раствором смеси неонолов АФ₉-12 и АФ₉-6, при этом в смеси соотношение неонолов АФ₉-12 и АФ₉-6 устанавливают 1:(4,5-5,5) соответственно, водный раствор смеси неонолов используют 4,5-5,5%-ной концентрации, предварительно из скважины извлекают образцы асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и выделяют образцы с ненарушенной структурой, образцы наплавляют на металлические пластины, погружают в упомянутый раствор и методом спектрофотометрии определяют время набухания образцов до равновесного состояния и время образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами АСПО, а перед промывкой в скважине организуют ванну упомянутого раствора, продолжительность ванны минимально принимают равной времени набухания образцов до равновесного состояния, а максимально - в течение времени образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами АСПО.

Недостатки способа:

- во-первых, длительный технологический процесс реализации способа, связанный с отбором образцов АСПО и проведением анализа этих образцов методом спектрофотометрии, установкой в скважине ванны из водного раствора смеси неонолов АФ₉-12 и АФ₉-6;

- во-вторых, малая эффективность очистки скважины от АСПО, связанная с тем, что АСПО не растворяются, а вымываются потоком моющей жидкости после набухания АСПО в результате технологической выдержки, при этом в процессе промывки скважины происходит частичное осаждение продуктов АСПО на забой скважины;

- в-третьих, высокая стоимость неонола АФ₉-12 и АФ₉-6 и необходимость их смешивания;

- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии насосного агрегата.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности очистки скважины от АСПО за счет повышения качества очистки ствола скважины, а также сокращение длительности технологического процесса реализации способа и снижение себестоимости реализации способа за счет исключения подготовительных работ, связанных с отбором образцов АСПО из скважины, и смешивания дорогостоящих химических реагентов, повышение культуры производства за счет исключения загрязнения территории скважины растворителем.

Поставленные технические задачи решаются способом очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений, включающим спуск колонны труб в скважину, закачку в призабойную зону обрабатываемой скважины химического реагента, выдержку скважины до завершения реагирования, вымывание продуктов реагирования из призабойной зоны пласта.

Новым является то, что колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, затем к первой затрубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, причем в качестве реагента применяют растворитель парафинов нефтяной, насосным агрегатом из автоцистерны с реагентом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство скважины растворитель в объеме затрубного пространства скважины от устья до низа колонны труб, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну, отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м³ и прокачивают реагент из нагнетательной линии в затрубное пространство скважины, разбирают обвязку насосного агрегата и автоцистерн и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 6 ч, закрывают задвижку на нефтепроводе и обвязывают первую затрубную задвижку с автоцистерной с растворителем, к трубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию, обвязанную с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, подают растворитель насосным агрегатом через нагнетательную линию в колонну труб и промывают ствол скважины по замкнутому кругу в три цикла, после чего закрывают первую затрубную задвижку, обвязывают вторую затрубную задвижку с нефтепроводом и открывают ее, открывают задвижку на нефтепроводе и отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме скважины, промывают ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод.

На фиг.1 и 2 изображены схемы реализации предлагаемого способа.

Способ обработки призабойной зоны скважины реализуют следующим образом.

Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) включает спуск колонны труб 1 (см. фиг.1) в скважину 2 на глубину Н от 1 до 10 м от забоя 3.

К первой затрубной задвижке 4 скважины 2 монтируют нагнетательную линию 5 и обвязывают ее с насосным агрегатом 6 и автоцистернами с реагентом 7 и технологической жидкостью 8.

В качестве реагента применяют растворитель парафинов нефтяной, выпускаемый по ТУ 0251-062-00151638-2006.

Растворитель парафинов нефтяной представляет собой бензиновую фракцию, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти. Его моющее действие основано на избирательном растворении смолопарафиновой составляющей отложений, при этом остальные компоненты диспергируются и выносятся на поверхность потоком нефти или промывочной жидкости при промывке. Кроме того, растворитель парафинов нефтяной не требует времени для приготовления (смешивания с другими компонентами) на устье скважины перед закачкой в скважину 2.

Сравнительно низкая стоимость растворителя парафинов в сравнении со стоимостью неонола АФ₉-12 и АФ₉-6 без их смешивания позволяет снизить затраты на реализацию способа.

В качестве технологической жидкости применяют, например, пресную воду плотностью 1000 кг/м³ с добавлением 0,2% по объему поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, выпускаемого по ТУ 2481-007-48482528-99.

Предлагаемый способ позволяет сократить продолжительность очистки скважины от АСПО, так как в процессе его осуществления исключаются технологические операции, связанные с отбором образцов АСПО и проведением анализа этих образцов методом спектрофотометрии, установкой в скважине ванны из водного раствора смеси неонолов АФ₉-12 и АФ₉-6, что упрощает его реализацию.

Насосным агрегатом 6 из автоцистерны с реагентом 7 по нагнетательной линии 5 закачивают в затрубное пространство 9 скважины 2 растворитель в объеме затрубного пространства 9 скважины 2 от устья до низа колонны труб 1, например, в объеме 22 м³, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб 1 в нефтепровод 10 при открытых трубной задвижке 11 и задвижке 12 на нефтепроводе 10, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну 13.

Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну 13 скважины 2 составляет 9,0 МПа, тогда давление закачки реагента 7 из автоцистерны насосным агрегатом 6 при заполнении затрубного пространства 9 скважины 2 не должно превышать давления 9,0 МПа, что контролируется по показаниям манометра, установленного на насосном агрегате 6.

Отсоединяют от насосного агрегата 6 автоцистерну с реагентом 7 и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью 8.

Насосным агрегатом 6 подают технологическую жидкость 8 в нагнетательную линию 5 в объеме 1,0 м³ и прокачивают растворитель из нагнетательной линии 5 в затрубное пространство 9 скважины 2.

Прокачка нагнетательной линии 5 технологической жидкостью исключает загрязнение территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии 5 при ее демонтаже, автоцистерны с растворителем 7 и повышает культуру производства при реализации способа.

Разбирают обвязку насосного агрегата 6 и автоцистерн с реагентом 7 и технологической жидкостью 8 и оставляют скважину 2 на технологическую выдержку в течение 6 ч.

Закрывают задвижку 12 на нефтепроводе 10 и обвязывают затрубную задвижку 4 с автоцистерной с растворителем 7 (см. фиг.2).

К трубной задвижке 11 скважины монтируют нагнетательную линию 5, обвязанную с насосным агрегатом 6 и автоцистернами с реагентом 7 и технологической жидкостью 8. Подают растворитель насосным агрегатом 6 через нагнетательную линию 5 в колонну труб 1 и промывают ствол скважины 2 по замкнутому кругу в три цикла.

Промывка растворителем ствола скважины 2 по замкнутому кругу в три цикла позволяет постепенно с каждым циклом очистить ствол скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений, что повышает эффективность реализации способа.

Затем закрывают первую затрубную задвижку 4, обвязывают вторую затрубную задвижку 14 с нефтепроводом 10 и открывают ее, также открывают задвижку 12 на нефтепроводе 10 и отсоединяют от насосного агрегата 6 автоцистерну с реагентом 7 и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью 8.

Насосным агрегатом 6 подают технологическую жидкость в нагнетательную линию 5 в объеме скважины, равном 22 м³, промывают ствол скважины 2 от растворителя, вытесняя его в нефтепровод 10 и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод.

Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну 1 скважины 2 составляет 9,0 МПа, а на нефтепровод 4,0 МПа, тогда давление закачки растворителя 7 из автоцистерны насосным агрегатом 6 при заполнении затрубного пространства 9 скважины 2 не должно превышать давления 4,0 МПа, что контролируется по показаниям манометра, установленного на насосном агрегате 6 и нефтепроводе.

Предлагаемый способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет

- повысить эффективность очистки скважины от АСПО;

- сократить длительность технологического процесса реализации способа и снизить себестоимость реализации способа;

- повысить культуру производства за счет исключения загрязнения территории скважины растворителем.