Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЯ АСФАЛЬТО-СМОЛИСТЫХ И ПАРАФИНОВЫХ КОМПОНЕНТОВ НЕФТИ В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ В СКВАЖИНЕ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Предлагаемые технические решения объединены единым изобретательским замыслом и относятся к нефтяной промышленности, а именно к области нефтедобычи для предупреждения отложения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти (АСПО) на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) при фонтанном и механизированном способах эксплуатации нефтяных скважин. Известны способы предупреждения отложений АСПО в нефтяной скважине, защищенные патентами RU 2432322 (27.10.11) Бюл. 30; RU 2429344 (20.09.2011), а также известны многочисленные способы и устройства, описанные в технической литературе [1-6]. Каждый из перечисленных способов для предупреждения и удаления АСПО на внутренней поверхности НКТ направлены либо на создание защитной пленки в приграничном слое потока флюида пласта с использованием ингибиторов АСПО, либо на использование удалителей АСПО [5], в том числе путем применения тепловой обработки скважин [6] или удаление АСПО скребками [7]. В качестве прототипа использован патент RU 2263765 (10.11.2005) Бюл. №31, в котором, при эксплуатации скважины, оборудованной установкой электропогружного насоса (УЭЦН) с наземным и подземным оборудованием скважины, для каогуляции и смывания кристаллов парафина от стенки НКТ используют ультразвуковые стоячие волны, возбуждаемые резонатором, размещенным над погружным электронасосом.

Недостатки известных способов связаны, например, с необходимостью нагрева транспортируемой жидкости выше температуры начала кристаллизации парафина (40°C…70°C) нагревателями [6] или направлены на использование технологии очистки внутренней полости НКТ механическими скребками [7]. Реализованы технические решения по нанесению на внутреннюю поверхность НКТ специальных покрытий (остеклование, нанесение фторопластовых пленок) и др. [4]. Каждый из известных способов предупреждения и ликвидации АСПО, в том числе и патенту RU 2263765, как правило, не является универсальным и применим лишь в конкретных горно-геологических условиях нефтяного месторождения, компонентного состава нефти и ее температурной составляющей. Наиболее частые остановки эксплуатационных скважин, вызванные отложениями АСПО на внутренней поверхности НКТ, встречаются на скважинах с малыми (до 18…20 м³/сут) и средними дебитами (до 60 м³/сут). У продукции скважин, поступающей из продуктивного пласта с малыми дебитами, тепловая энергия нефтегазового потока интенсивно рассеивается в окружающее пространство при контакте с охлажденными породами на малых глубинах (0…500 м), где их температуры значительно ниже температуры кристаллизации парафина - основного компонента АСПО нефти. Эти условия способствуют выпадению кристаллов парафина в нефтяном потоке и их осаждению на стенках НКТ. Ультразвуковые колебания, возбуждаемые при работе УЭЦН (по патенту RU 2263765), также рассеиваются при тесном контакте труб со стенками эксплуатационной колонны в наклонно-направленных скважинах и не могут создать действенного эффекта на решение задачи по предупреждению отложения АСПО в НКТ. В итоге, предложенный 12 лет назад способ предупреждения отложения парафина в нефтяной скважине с генерированием ультразвука УЭЦН, не имеет промыслового применения.

Техническим результатом является повышение надежности работы механизированных скважин, оборудованных УЭЦН в условиях отложения парафина в полости насосно-компрессорных труб.

Цель изобретения - повышение эффективности предупреждения отложений АСПО в полости НКТ и обеспечение бесперебойной работы скважины.

Указанная цель достигается тем, что при фонтанном способе добычи или с помощью УЭЦН, спущенного на расчетную глубину в скважину на рабочих НКТ, газожидкостный поток (ГЖП) продукции скважины, движущийся в полости НКТ, начиная с глубины начала кристаллизации парафина (например, с глубины 900 м) до устья, ускоряют до режима квадратичного течения путем перехода на транспортировку всего ГЖП по коаксиально размещенной дополнительной подвеске НКТ «малого диаметра» (НКТмд), закрепленной в арматуре устья скважины с возможностью сообщения с наземной системой нефтесбора. При этом ГЖП из ламинарного движения по НКТ от УЭЦН в полости дополнительной подвески (НКТмд) малого диаметра переходит в турбулентный режим (режим квадратичного течения). При этом интенсивная турбулизация (завихрение) потока непрерывно обновляет пристенную нефтяную пленку вместе кристаллами парафина и исключает их накопление, а по кольцевому пространству между рабочих НКТ и НКТ малого диаметра через отводы устьевой арматуры наземными насосами (селективно) подают рабочий агент - удалитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений.

Квадратичный режим движения жидкости в трубах возникает при «больших» скоростях [8] (С. 23), когда число Рейнольдса (Re)

где: ε - относительная шероховатость труб; ε=Δ/d, Δ - абсолютная шероховатость; d - внутренний диаметр трубы. Если принять для НКТмд абсолютную шероховатость Δ=0,3 мм, то относительная шероховатость НКТмд будет находиться в диапазоне ε=(0,00852…0,0145).

Число Re, по формуле (1) для начала проявления квадратичного режима движения газожидкостного потока в НКТ малого диаметра по ГОСТ 633-80 [9] (27×3; 33×3,5; 42×3,5), определятся как:

Re для НКТ 27×3 - 34500;

Re для НКТ 33×3,5 - 44000;

Re для НКТ 42×3,5 – 58660.

Коэффициент гидравлического сопротивления λ для квадратичного режима течения по формуле Шифринсона [10] (С. 75) выражается формулой:

Тогда для НКТмд λ будет:

λ для НКТ 27×3 - 0,0382;

λ для НКТ 33×3,5 - 0,0334;

λ для НКТ 42×3,5 - 0,0323.

Перепад давления (Ртр) в полости НКТ малого диаметра для потока однофазной жидкости можно определить по формуле Дарси-Вейсбаха [11] (С. 130):

где H - длина (НКТмд) малого диаметра, м;

с - линейная скорость движения жидкости в НКТмд - м/с

ρ - плотность жидкости, кг/м³;

d - внутренний диаметр труб, м.

Принимая (для примера) значения, входящие в расчетную формулу (3), определим потери давления по участку (H) дополнительной колонны H=800 м; (НКТмд 27×3)d=0,0207 м; с - 1,5 м/с; ρ=850 кг/м³; λ - 0,0382.

Ртр=0,0382*800*1,5²*850/(2*0,0207*10⁶)=1,41 МПа.

Расчет показывает, что значение Ртр по НКТ малого диаметра (для УЭЦН современного производства), не превышает 5…7% от расчетного напора УЭЦН, и не может служить ограничительным фактором от применения способа предупреждения отложения АСПО в режиме квадратичного движения нефти на парафино-опасном участке ствола скважины.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг. 1 приведен общий вид скважины в разрезе; на фиг. 2 показано сечение скважины для визуализации спущенных в скважину колонн труб.

Способ предупреждения отложений АСПО в колонне насосно-компрессорных труб может быть реализован на скважине, включающей внутрискважинное и наземное оборудование. Внутрискважинное оборудование включает эксплуатационную колонну 1, в которую из продуктивного пласта 2 через перфорационные отверстия (на Фиг. 1 не показано) поступает нефть с дебитом Qн. Во внутренней полости эксплуатационной колонны 1 размещена компоновка УЭЦН, включающая погружной электродвигатель (ПЭД) 3, центробежный насос (ЭЦН) 4, обратный 5 и сливной 6 клапаны. Над УЭЦН размещены рабочие насосно-компрессорные трубы 7. Для питания ПЭД электрической энергией используют бронированный кабель 8, который закреплен на наружной поверхности НКТ 7, с выходом верхнего конца кабеля 26 на поверхность через планшайбу 11. В верхней части эксплуатационной колонны установлена колонная головка 9, на которую смонтировано все устьевое оборудование: крестовина 10, планшайба 11, тройниковая арматура 12, дополнительная тройниковая арматура 13, переходной фланец 14, центральная задвижка 15, тройниковая арматура 16, задвижка 17, штуцерная камера 18, манифольд 19, который соединен с наземной выкидной линией 20. В полости рабочих НКТ 7, соосно с ними размещена дополнительная колонна труб 21, оборудованная снизу хвостовиком-воронкой 22 на глубину (L сп нкт мд). Для управления работой скважины устьевое оборудование включает: задвижку 25 с отводом, который врезан в манифольд 19; затрубную задвижку 27 с обратным клапаном 28 с отводом, который врезан в манифольд 19. На манифольде 19 установлен пробоотборный вентиль 29. К тройниковой арматуре 13 присоединены: задвижка 30, тройник 31, задвижка 32, технологический патрубок 33 и манометр 34. К крестовику 10 последовательно присоединена - задвижка 35 с технологическим патрубком 36. К тройникам 16 и 31 присоединены манометры 37 и 34, соответственно.

Поставленная задача по предупреждению отложения АСПО в полости НКТ при добыче нефти фонтанным или механизированным способом решается в следующей последовательности и использованием следующих устройств. В ствол скважины, обсаженный эксплуатационной колонной 1, на насосно-компрессорных трубах 7 опускают УЭЦН на расчетную глубину (Нсп уэцн). При фонтанном способе эксплуатации подвеска НКТ УЭЦН не комплектуется. УЭЦН (снизу вверх) включает термоманометрический датчик 39 для передачи по кабелю 8 закодированных сигналов о температуре окружающей среды в зоне работы ПЭД, давления на приеме газосепаратора 23 и параметра вибрации ЭЦН 4 при его работе в скважине. Погружной электродвигатель (ПЭД) 3 через центральный вал передает крутящий момент на вал ЭЦН, в котором размещены рабочие колеса (на фиг. 1 не показано). Поступающий из продуктивного пласта 2 поток газо-жидкостной смеси Qн поступает на прием газосепаратора 23, в котором попутный газ частично отделяется от жидкой фазы (на фиг. 1 не показано), а затем жидкую фазу направляют в полость ЭЦН для повышения давления. В компоновке УЭЦН предусмотрены обратный 5 и сливной 6 клапаны. Клапан 5 предназначен для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках ЭЦН, а клапан 6 для создания циркуляции раствора глушения и слива жидкости из НКТ при подъеме УЭЦН.

После завершения спуска УЭЦН в скважину на НКТ 7 с кабелем 8 (рабочая подвеска) и закрепления НКТ с помощью резьбы с фланцем 11 устьевой арматуры в полость рабочих НКТ 8 до глубины (Н_сп нкт мд), с которой выявлено начало кристаллизации парафина, в рабочую подвеску НКТ 7 опускают дополнительную колонну НКТ 21 малого диаметра. Дополнительная колонна НКТ малого диаметра 21, с воронкой 22 на конце, может быть составлена как из отдельных труб (отрезков) НКТ, соединяемых между собой резьбой, так и на основе гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ). Дополнительная колонна НКТ малого диаметра подвешивается (закрепляется) в устьевой арматуре с помощью переходного фланца 14, установленного между тройником 13 и центральной задвижкой 15. В результате такой компоновки устьевого оборудования создают канал для движения ГЖП по НКТ малого диаметра, через задвижку 15, тройник 16, задвижку 17, штуцерную камеру 18, манифольд 19 в выкидную линию нефтесбора 20.

После проведения подготовительных работ согласно общепринятой в нефтяной промышленности технологии по тестированию устьевого, электротехнического, и вспомогательного оборудования, являющегося принадлежностью скважины, определения статического уровня в скважине и получения положительного заключения о готовности скважины к эксплуатации, - подают питающее напряжение на ПЭД через кабельный отвод 26.

Предварительно, перед подачей электрического напряжения на ПЭД на устьевой арматуре, открывают задвижки 15, 17, 25, 27, 30, а задвижки 32, 35 закрывают. На первом этапе вывода скважины на стационарный режим работы из скважины УЭЦН отбирают (откачивают) жидкость глушения. При этом всю поступающую из ЭЦН жидкость одновременно направляют по рабочим НКТ 7 и НКТ малого диаметра 21. Состав продукции, поступающий из скважины при ее работе, определяют путем периодического отбора проб через вентиль 29 из манифольда 19.

После появления нефти в откачиваемой из скважины продукции начинают второй этап вывода скважины на стационарный режим. Задвижку 25 закрывают, а через отвод 33, после приведения задвижек 30 и 33 в открытое состояние, нагнетают в дозированном режиме, технологическую жидкость - удалитель 38, например, ингибитор парафиноотложений или широкую фракцию углеводородов, которую между рабочей подвеской НКТ 7 и НКТ малого диаметра 21 направляют в воронку 22 НКТ малого диаметра 21. Химический состав технологической жидкости (удалителя), ее концентрацию и режим закачки через отвод 33 и устьевую арматуру определяют опытным путем.

Попутный нефтяной газ, поступающий в скважину из продуктивного пласта, после сепарации нефти через газосепаратор УЭЦН пропускают по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной 1 и рабочей подвеской НКТ 7 и направляют через задвижку 27 и обратный клапан 28 в выкидную линию нефтесбора 20.

Ламинарный поток газо-жидкостной смеси 24, движущийся по рабочим НКТ 7 из УЭЦН, на глубине зарождения кристаллов парафина (L сп нкт _мд) направляют через воронку 22 во внутреннюю полость коаксиально расположенных НКТ малого диаметра, вовлекая его в скоростной турбулентный режим квадратичного течения, а по кольцевому пространству рабочих НКТ и НКТ малого диаметра, с помощью наземных насосов (избирательно), нагнетают рабочий агент - удалитель АСПО. Для контроля режима работы скважины и УЭЦН, а также состояния проходного сечения полости НКТ используют показания манометров 34, 37, данные термоманометрического датчика 39, а также дебитометрические измерения турбинного счетчика, соединенного с выкидной линией (на фиг. 1. не показано). В случае запарафинивания НКТ малого диаметра 21 через отвод 33 арматуры устья скважины производят прокачку удалителя АСПО в горячем состоянии (горячая воды, пар) через кольцевое пространство между рабочими НКТ 7 и НКТ малого диаметра 21 до полного восстановления проходного канала в НКТ малого диаметра.

Список литературы

1. Рогачев М.К., Стрижнев К.Е. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2006. - 226 с.

2. Коваленко К.И. и др. Способ борьбы с отложениями парафина в лифтовых трубах нефтяных скважин и нефтепроводах. Авт. Свид. №124896 от 14.03.1959 г. Бюлл. №24 1959.

3. Мазепа Б.А. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиноотложений. М.: Недра, 1972. - 120 с.

4. Хаярова Д.Р. Автореферат диссертации. «Исследование процесса формирования и удаления органических отложений для повышения эффективности эксплуатации скважин на поздней разработки нефтяных месторождений. Алметьевск. 2011.

5. Исламов М.К. Разработка и внедрение удалителей асфальто-смолистых и парафиновых отложений на нефтяном оборудовании. Автореферат диссертации, к.т.н. Уфа: УГНТУ, 2005. - 24 с.

6. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. М. - Ижевск: НИЦ. - Регулярная и хаотичная динамика. 2005. - 254 с.

7. Гуськова И.А. О проблеме использования скребков и скребков-центраторов на скважинах, осложненных формированием асфальтосмолопарафиновых отложений. Нефтепромысловое дело. 2010. - №6 - С. 53-56.

8. Розенберг Г.Д. Сборник задач по гидравлике и газодинамике для нефтяных вузов. М. «Недра». 1990.

9. Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Центр ЛитНефтегаз». 2004, 350 с.

10. В.М. Муравьев. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. «Недра», 1973, 384 с.

11. ГОСТ 633-80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. М.: Стандартинформ. 2010.