СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ВЕЩЕСТВ В СКВАЖИНЕ ПРИ ШТАНГОВОМ СПОСОБЕ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ ПУТЕМ ЕЕ ОМАГНИЧИВАНИЯ

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к технологии предотвращения отложений асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) на нефтепромысловом оборудовании.

При штанговом способе добычи нефти скважинное оборудование может включать в себя обсадную колонну скважины; насосно-компрессорную трубу в обсадной колонне, по которой отбирают нефть; колонну насосных штанг, расположенную по центральной оси в скважинной насосно-компрессорной трубе и скомпонованную из секций насосных штанг, соединенных для создания необходимой механической связи между устьевым полированным сальниковым штоком и глубинным насосом; плунжер насоса, содержащий подвижный шариковый клапан и соединенный напрямую с колонной насосных штанг для подъема жидкости в насосно-компрессорной трубе; и цилиндр насоса, представляющий собой стационарный цилиндр глубинного насоса и содержащий неподвижный шариковый клапан для всасывания жидкости в цилиндр во время хода вверх.

В некоторых случаях эксплуатации со штанговыми насосами используют магниты из редкоземельных металлов для помощи в предотвращении или задержке осаждения твердых частиц, которые могут исключить приток жидкости в скважину и вывести ее из строя. Воздействие магнитного поля сможет задержать или исключить осаждение парафинов, асфальтенов и т.п., твердых частиц из природной нефти при ее охлаждении, указанное осаждение имеет тенденцию обуславливать потери на трение, которые могут вызывать напряжение в компонентах колонны насосных штанг или останавливать скважину. Вот почему борьба с отложениями АСПВ позволит обеспечить безаварийную работу скважины.

Из уровня техники известен ряд способов предотвращения отложений путем магнитной обработки текучих жидкостей.

Из патента РФ №2237023 известен способ магнитной обработки и осветления водных растворов, состоящий в последовательном прохождении текучей жидкости через магнитные поля с разной величиной магнитной индукции, при этом на начальном этапе поток жидкости подвергают воздействию магнитного поля с величиной магнитной индукции в пределах 0,1-0,2 Тл в течение 0,6-1,2 с, обеспечивая поляризацию для агрегации, коагуляции нерастворимых частиц, а на конечном этапе поток жидкости подвергают воздействию магнитного поля с величиной магнитной индукции в пределах 0,3-0,8 Тл в течение 0,3-0,5 с для предотвращения ассоциации противоионов.

Также известен способ предотвращения выпадения карбонатных и других осадков с использованием в применяемых устройствах с магнитной системой чередующейся полярности и величиной магнитной индукции 0,06-0,10 Тл (Заявка ФРГ №4107512; «Новое устройство для магнитной обработки воды». Prodfinish - 1990-93, п. 1 - с. 28 - Великобритания).

Недостатком указанных известных способов является низкая эффективность предотвращения образования карбонатных и других отложений.

Из патента РФ №2172299 известен способ предотвращения накипи в трубопроводах путем магнитной обработки жидкости, которую предлагается обрабатывать импульсным электромагнитным полем с длительностью импульсов 0,1-100 мкс с мгновенной мощностью импульсов 50-5000 Вт и частотой тока 50 Гц - 30 кГц, причем используют форму импульсов, в том числе, и с отрицательным фронтом. Способ обеспечивает снижение образования накипи в трубопроводах, улучшает качество воды и продлевает срок службы трубопроводов.

Однако указанный способ невозможно использовать при обработке водонефтяной эмульсии (ВНЭ) в скважине, особенно, при штанговом способе добычи нефти, т.к. электромагнит нельзя уставить ниже штангового глубинного насоса, т.е. на хвостовик колонны насосно-компрессорных труб. Кроме того, электромагнитное поле, создаваемое указанным устройством, максимально эффективно воздействует на кристаллическую решетку молекул веществ, образующихся в водных растворах. Для нефтяных флюидов, в основной массе своей состоящих из органических молекул с различными по величине цепочками, требуются магнитные поля особой конфигурации с более высокими по напряженности величинами.

Также известен способ предотвращения выпадения отложений в скважине при эксплуатации скважин штанговыми насосами при добыче нефти из подземных коллекторов, в котором применяют процесс магнитной обработки текучих сред (Патент РФ №2447262). Указанный известный способ включает следующие этапы:

а) использование, по меньшей мере, одной согласованной пары магнитов (противоположной полярности из редкоземельных металлов, при этом каждый упомянутый магнит имеет радиально внутреннюю и внешнюю изогнутые поверхности, проходящие вдоль оси в продольном направлении и заканчивающееся в поперечном направлении с образованием плоских поверхностей, соединяющих упомянутые внутреннюю и внешнюю изогнутые поверхности, причем каждый упомянутый магнит является диаметрально заряженным и имеет внутреннюю и внешнюю изогнутые поверхности, имеющие одинаковую полярность, и пару плоских поверхностей, имеющих полярность, противоположную полярности изогнутых поверхностей;

б) соединение, по меньшей мере, одной пары магнитов их противоположно заряженными плоскими поверхностями;

в) прохождение текучей среды мимо соединенных магнитов, которая таким образом подвергается воздействию магнитного поля.

Каждый магнит является диаметрально заряженным и имеет внутреннюю и внешнюю изогнутые поверхности, имеющие одинаковую полярность, и пару плоских поверхностей, имеющих одинаковую полярность, но противоположную полярности изогнутых поверхностей. Пара магнитов соединена посредством совмещения плоских поверхностей. При этом магниты образуют полый цилиндр. Текучая среда проходит внутри или снаружи цилиндра.

Обычно данные магниты с намагничиванием вдоль продольной осевой линии могут представлять собой прямоугольные или цилиндрические магниты, размещенные на внешней поверхности эксплуатационной насосно-компрессорной трубы для воздействия на текучую среду в насосно-компрессорной трубе магнитным полем. Каждый магнит диаметрально заряжен, причем внутренняя и внешняя поверхности имеют одинаковую полярность. Пара плоских поверхностей каждого магнита имеет одинаковую полярность, и данная полярность противоположна полярности изогнутых поверхностей. По меньшей мере, одну пару противоположно заряженных магнитов обычно соединяют с размещением их плоских противоположно заряженных поверхностей в контакте магнитным полем.

В случае системы эксплуатации скважины штанговым насосом диаметрально заряженные согласованные комплекты магнитов противоположной полярности можно соединять вокруг участка уменьшенного диаметра штанги насоса, который иногда называют стержнем насосной штанги или корпусом штанги. Проходящий мимо поток нефти или другой текучей среды подвергается воздействию магнитного поля высокой напряженности.

Недостатком указанного известного способа является, во-первых, невозможность создания управляемого перепада напряженностей магнитного поля вдоль рабочего канала; во-вторых, применяемое при реализации известного способа магнитное устройство работает с жидкостями однотипными по составу, что не позволяет охватить все разнообразие типов скважинной жидкости различных по компонентному составу и обводненности.

В настоящее время широко известен ряд магнитных аппаратов, которые устанавливают в скважине, и которые, воздействуя на ВНЭ магнитным полем, способствуют предотвращению отложений на скважинном оборудовании.

Известен способ предотвращения отложений АСПВ путем магнитной обработки скважинной жидкости при способе добычи с использованием штангового глубинного насоса и ряда устройств для магнитной обработки жидкости проточного типа, установленных внутри НКТ скважины и имеющих в своем составе ферромагнитную трубу, по рабочему каналу которой протекает поток добываемой жидкости, поверх которой вплотную размещен магнитный блок, состоящий, по меньшей мере, из двух постоянных кольцевых магнита, образующих пару (они могут быть выполнены как из сплошного кольцевого магнита, так и составлены из магнитных прямоугольных, квадратных и др. подобных стержней, пластин, установленных в замкнутое кольцо). Указанные магниты охвачены герметично диамагнитным кожухом (Патент РФ №39133, Патент РФ №2127708, Патент РФ №2242433).

При протекании по рабочему каналу указанной трубы скважинной жидкости и обеспечивается ее омагничивание. Эти конструктивные признаки МА составляют основу всех указанных устройств, используемых для магнитной обработки жидкости в известных способах. Их отличие друг от друга заключается лишь в дополнительном введении в конструкцию элементов, например, в виде ферромагнитных колец, установленных с одного торца без зазора у кольцевых магнитов, различным расстоянием между ними, в виде шунтов, которыми зашунтированы внешние полюса по меньшей мере двух кольцевых магнитов, в виде спирали, установленной в трубу, и прочее. Но все способы предотвращения отложений АСПВ путем магнитной обработки скважинной жидкости, реализуемые с помощью указанных устройств с одинаковой основой, могут быть выбраны в качестве прототипа для предлагаемого способа, так как по совокупности признаков их основы и принципу омагничивания являются наиболее близкими к предлагаемому способу. В качестве прототипа заявляемого способа выбирается способ, описанный в Патенте РФ №2127708.

Также следует указать, что при штанговом способе добычи омагничивание пластовой жидкости указанным известным способом-прототипом, а именно, с использованием указанных магнитных устройств, является наиболее предпочтительным, особенно при среднем дебите скважины (от 3 до 40 м³/сут), т.к. при низком дебите скважины (до 3 м³/сут) скорость омагничивания нефти мала, в результате чего работа МА становится не эффективной, при высоком дебите скважины (более 40 м³/сут) время стабилизации омагниченной жидкости превышает время движения жидкости по стволу скважины.

Недостатком указанного известного способа омагничивания пластовой жидкости является непостоянная эффективность предотвращения отложений АСПВ в скважинах различных по дебиту.

Технический результат, достигаемый предлагаемым способом, заключается в повышении степени предотвращения отложений АСПВ в скважинах, характеризующихся средним дебитом, при широком диапазоне содержания смол, асфальтенов и воды в добываемой пластовой жидкости, магнитными устройствами, не требующими модернизации существующего скважинного оборудования.

Поставленный технический результат обеспечивается за счет следующего.

Благодаря тому, что при реализации предлагаемого способа используют МА проточного типа, содержащего ферромагнитную трубу с рабочим каналом, установленный на ее внешней поверхности магнитный блок, по меньшей мере, из двух радиально намагниченных постоянных кольцевых магнитов, образующих пару, главные поверхности которых обращены внутрь трубы, и кожух, охватывающий герметично магнитный блок, обеспечивается его полная совместимость с существующим скважинным оборудованием, в том числе, с системой штанговой добычи.

Благодаря тому, что при реализации предлагаемого способа в рекомендуемом МА указанной конструкции для омагничивания скважинной жидкости появилась возможность создать различную степень напряженности внутри рабочего канала, в значит - появилась возможность повысить эффективность предотвращения отложений АСПВ для пластовой жидкости с содержанием смол, асфальтенов и воды в широком диапазоне. Но это стало возможным в скважинах составляющих основную долю осложненного фонда добычи нефти, а именно, в скважинах с дебитом 3-40 м³/сутки. При более низком или более высоком дебите эффективность предотвращения отложений АСПО в скважине предлагаемым способом снижается. При более высоких скоростях течения жидкости по стволу скважины (т.е. при более высоком дебите более 40 м³/сут.) происходит перенос эффекта от воздействия магнитным полем на скважинный флюид из шахты скважины в область выкидной линии. Сама же скважина остается не защищенной от отложений АСПВ в результате того, что для приобретения однонаправленной ориентации в потоке жидкости молекулярных структур необходимо время после момента воздействия магнитным полем на флюид.

При замедлении скорости течения жидкости по стволу скважины (т.е. при дебите менее 3 м³/сут.) происходит снижение эффективности магнитной обработки, так как существует известная зависимость, при стремлении скорости потока любой жидкости к нулю степень воздействия магнитным полем на эту жидкость также стремится нулю.

Максимальная эффективность от магнитной обработки предлагаемым способом наблюдается при дебите скважины по жидкости от 10 до 30 м³ /сутки.

Причем экспертным путем было установлено, что указанный эффект проявляется со средними и тяжелыми по типу нефтями с плотностью 840-1000 кг/м³.

Причем, как оказалось, именно для таких средних и тяжелых нефтей и при таком заявленном дебите 3-40 м³/сут., предлагаемые при реализации нового способа диапазоны напряженности магнитного поля в рабочем канале, позволяют повысить эффективность предотвращения АСПО при определенном содержании в пластовой жидкости смол, асфальтенов и воды (обводненности).

Кроме того, в преимущественном варианте реализации предлагаемого способа рекомендуется устанавливать МА на определенную глубину, исходя из следующего:

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м или 15001-20000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1000 м.

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 20001-25000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1200 м.

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1400 м.

Рекомендуемая глубина установки МА обусловлена тем, что чем сильнее степень воздействия производится на флюид, тем длительнее время его релаксации в исходное состояние.

Таким образом, предлагаемый способ может быть применен при штанговой технологии добычи нефти в скважинах с дебитом 3-40 м³/сут. с обеспечением существенного повышения степени предотвращения отложений АСПВ.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

1. Производят выбор скважины, в которой использован штанговый способ добычи, с дебитом 3-40 м³/сутки и плотностью добываемой пластовой жидкости 840-1000 кг/м³.

2. Производят отбор пластовой жидкости из указанной скважины и выполняют лабораторные исследования по установлению плотности пластовой жидкости, а также по определению в ней содержания смол, асфальтенов, парафинов, механических примесей и воды.

3. Берут магнитный аппарат проточного типа, конструктивную основу которого составляет ферромагнитная труба с рабочим каналом, установленный на ее внешней поверхности магнитный блок, по меньшей мере, из двух радиально намагниченных постоянных кольцевых магнитов, образующих пару, главные поверхности которых обращены внутрь трубы, и диамагнитный кожух, охватывающий герметично магнитный блок. В качестве такого магнитного аппарата может быть использован, например, МА, описанный в патентах РФ №2127708, №2242433.

В зависимости от установленного ранее состава пластовой жидкости, выбирают магнитный аппарат таким образом, чтобы в его рабочем канале обеспечивался определенный требуемый диапазон напряженности магнитного поля, исходя из следующего:

- при массовом содержании в пластовой жидкости смол 3-5%, асфальтенов 1-3%, парафинов - более 6% механических примесей 0-3%, обводненности 0-5%, используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м,

при массовом содержании в пластовой жидкости смол 5,1-10%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3%, обводненности 5,1-20%, используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 15001-20000 А/м,

- при массовом содержании в пластовой жидкости смол 10,1-18%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3%, обводненности 20,1-40%, используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 20001- 25000 А/м,

- а при массовом содержании в пластовой жидкости смол 18,1-28%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3%, обводненности 20,1-40%, используют для ее обработки МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м.

Например, напряженность магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м будет достигнута в случае использования МА с наличием кольцевых магнитов общей массой 1500 г., установленных парой на расстоянии 100-150 мм.

Напряженность магнитного поля в рабочем канале 15001-20000 А/м будет достигнута в случае использования МА с наличием трех кольцевых магнитов общей массой 2500 г., установленных на переменном расстоянии 0-250 мм друг от друга.

Напряженность магнитного поля в рабочем канале 20001-25000 А/м будет достигнута в случае использования МА с наличием четырех кольцевых магнитов общей массой 3500 г., установленных на переменном расстоянии 0-250 мм друг от друга.

Напряженность магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м будет достигнута в случае использования МА с наличием шести кольцевых магнитов общей массой 4500 г., установленных на переменном расстоянии 0-250 мм друг от друга.

4. Указанный магнитный аппарат с требуемой напряженностью магнитного поля в рабочем канале устанавливают в скважине, как отрезок стандартной насосно-компрессорной трубы (НКТ) на хвостовике используемой колоны НКТ.

Причем в преимущественном варианте рекомендуется придерживаться следующей глубины установки МА, исходя из следующего:

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м или с напряженностью 15001-20000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1000 м.

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 20001-25000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1200 м.

- МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м устанавливают в скважине на глубине, не превышающей 1400 м.

5. При работе штанговой глубинной установки происходит следующее. Проходя через сетку фильтра, скважинная жидкость попадает во внутрь хвостовика колонны насосно-компрессорных труб, далее, протекая вверх по НКТ, жидкость попадет в рабочий канал магнитного аппарата, где под действием постоянного магнитного поля происходит ее омагничивание. При дальнейшем протекании флюида вверх происходит перераспределение межмолекулярных связей, разрушенных под действием физического поля, при этом внутренняя поверхность НКТ и внешняя поверхность молекул флюида приобретают отрицательный заряд, возникают силы взаимного отталкивания, что не позволяет веществам в жидкости образовывать комплексы и осаждаться на поверхности глубинно-насосного оборудования, расположенного выше по стволу скважины. С течением времени, индивидуальным для каждой конкретной скважины, под действием турбулентных потоков и других сил, возникающих при движении жидкости, происходит разрушение созданного направленного электромагнитного поля молекул и возвращение флюида скважины в исходное состояние с хаотичными молекулярными связями. Время релаксации в исходное состояние флюида скважины называют «магнитной памятью нефти», от длительности которого зависит степень защищенности самой скважины от осаждения АСПВ на стенках глубинно-насосного оборудования.

Для доказательства существенности признаков предлагаемого способа были проведены лабораторные испытания на пластовых флюидах 104 скважин Пермского края. При этом выявлялась зависимость эффективности предотвращения отложений АСПВ при магнитной обработке в зависимости от компонентного состава нефти и основных показателей работы скважины (дебита скважины и плотности пластового флюида).

За положительный результат принимались значения, когда кривая «магнитной памяти нефти» за первые 8 часов после применения физического воздействия оставалась положительной. За отсутствие эффекта принимались значения, когда кривая «магнитной памяти нефти» за первые 8 часов после омагничивания находилась около нулевой отметки, т.е. не отличалась от неомагниченной, или стремилась к нулю за более короткий период времени.

Исследования проводились параллельно на четырех моделях магнитного аппарата с различной напряженностью магнитного поля в рабочем канале: 10000-15000 А/м, 15001-20000 А/м, 20001-25000 А/м, 25001-30000 А/м. За основную была взята модель с напряженностью магнитного поля 20001-25000 А/м. Для изучения изменения «магнитной памяти нефти» после воздействия физическим полем на скважинный флюид в лабораторных условиях было исследовано 104 пробы нефти. Рассматривались степень омагничивания нефти в зависимости от напряженности магнитного поля при физическом воздействии и время сохранения измененного состояния нефтяного флюида. Результаты сравнивались с основным компонентным составом нефти, то есть с содержанием в нефти смол, асфальтенов и парафинов. Дополнительно анализировалось влияние механических примесей и температура плавления выделенного из нефти парафина.

Лабораторный анализ состава пластовых флюидов из указанных скважин проводили способом ускоренного определения асфальто-смолистых веществ и парафина в нефти путем комплексообразования с тетрахлоридом титана (Методика «ПермНИПИнефть» Μ 01-12-81 «Методика выполнения измерений асфальтенов, смол и парафина в нефти и нефтепродуктах»).

В основе метода определения АСПВ и парафина в нефти лежит способность высокомолекулярных соединений, содержащих гетероатомы - серу, азот, кислород, образовывать достаточно устойчивые комплексы с тетрахлоридом титана. Систематический ход анализа сырой нефти на содержание в ней АСПВ и парафина предусматривает поэтапное определение асфальтенов, силикагелевых смол и кристаллического парафина в одной навеске нефти.

В основе определения асфальтенов лежит известный способ осаждения их из нефти петролейным эфиром или гексаном с последующим отделением, очисткой и взвешиванием осадка. После определения асфальтенов из деасфальтированного раствора нефти высаживают смолы с помощью тетрахлорида титана. Затем из деасфальтированного и обесмоленного раствора нефти высаживают кристаллический парафин.

К механическим примесям относятся вещества, не растворяющиеся в органических соединениях (например, в горячем бензоле) и образующие твердый осадок при проведении лабораторного анализа на основной компонентный состав.

Процент обводненности нефти определяют с помощью ее центрифугирования.

Данные по зависимости эффективности магнитной обработки исследуемых флюидов от их состава и напряженности магнитного поля в рабочем канале МА приведены в таблице 1.

Данные, приведенные в таблице 1, показывают следующее:

- при дебите скважины менее 3 м³/сут (опыты 1-4) кривая релаксации («магнитной памяти») нефти практически не превышает нулевой уровень или чуть выше его, то есть не отличается от неомагниченной нефти при любых напряженностях магнитного поля;

- при плотности пластовой жидкости менее 840 кг/м³ эффективность магнитной обработки низкая (опыты 7-8);

- при плотности пластовой жидкости более 1000 кг/м³ кривая релаксации нефти колеблется вдоль нулевой отметки (опыты 9-11);

- при массовом содержании в пластовой жидкости смол 3-5%, асфальтенов 1-3%, парафинов - более 6% механических примесей 0-3% и обводненности 0-5% эффективность от применения магнитной обработки возрастает при использовании МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 10000-15000 А/м (опыты 5 и13);

при массовом содержании в пластовой жидкости смол 5,1-10%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3% и обводненности 5,1-20% эффективность от применения магнитной обработки возрастает при использовании МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 15001-20000 А/м (опыты 6, 14, 18, 22, 26);

- при массовом содержании в пластовой жидкости смол 10,1-18%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3% и обводненности 20,1-40% эффективность от применения магнитной обработки возрастает при использовании МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 20001- 25000 А/м (опыты 19, 23, 27);

- при массовом содержании в пластовой жидкости смол 18,1-28%, асфальтенов 1-5%, парафинов - 1,5-6%, механических примесей 0-3% и обводненности 20,1-40% эффективность от применения магнитной обработки возрастает при использовании МА с напряженностью магнитного поля в рабочем канале 25001-30000 А/м (опыты 12, 24, 28);

- при отклонении от заявленных пределов компонентов АСПВ и дебита и обводненности нефти эффективность от применения магнитной обработки резко снижается (опыты 1-4; 7-11; 15-17; 20-21; 25).

Указанные выше результаты также доказываются данными, приведенными на рисунках, где на рис. 1 показаны изменения эффекта магнитной обработки в зависимости от типа нефти при различных напряженностях магнитного поля: а) 10000-15000 А/м; б) 15001-20000 А/м; на рис. 2 показаны изменения эффекта магнитной обработки в зависимости от типа нефти при различных напряженностях магнитного поля: в) 20001-25000 А/м; г) 25001-30000 А/м; на рис. 3 - зависимость эффекта магнитной обработки от комплексного содержания смол и асфальтенов при напряженности магнитного поля 20001-25000 А/м.

Данные, приведенные на рис. 1а, 1б, 2в, 2г показывают, что, как правило, для омагничивания нефти более легкого типа требуются магнитные поля более низких напряженностей, для омагничивания тяжелых нефтей и эмульсий имеют значения магнитные поля более высоких напряженностей.

Данные, приведенные на рис. 2 показывают, что при напряженности магнитного поля 20001-25000 А/м базового магнитного аппарата тем лучше поддаются магнитной обработке нефти, чем выше их комплексное содержания смол и асфальтенов.