Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании

Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область, к которой относится изобретение.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании.

Уровень техники.

Известен способ борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании путем удаления выпавших осадков на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и выкидных линиях от скважин тепловым и/или химическим методами с технологической жидкостью [1].

Недостатком этого способа является то, что жидкость в НКТ при указанном тепловом методе прогревается выше температуры плавления парафинов (≈50°C) на недостаточную глубину (примерно до 400 м при прямой промывке и до 100 м при обратной). Между тем, АСПО часто отлагаются до глубины 1000-1500 м и ниже вплоть до призабойной зоны продуктивного пласта. Поэтому одним теплосодержащим агентом (теплоносителем) полностью удалить АСПО из НКТ не удается. Несколько повысить эффективность удаления АСПО можно, если использовать в качестве теплоносителя химический растворитель АСПО, то есть совмещением теплового и химического методов удаления АСПО. Однако химические растворители более эффективны также при повышенных температурах, при снижении же температуры в скважине растворяющая способность существенно уменьшается. А излишний подогрев растворителя на поверхности повышает взрыво- и пожароопасность ведения работ. В результате даже совмещение вышеуказанных методов удаления АСПО не позволит решить проблему без дополнительного привлечения механических методов удаления. А последние очень трудоемки и продолжительны.

Известен также способ борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании путем введения жидких химических продуктов, адсорбирующихся на поверхности насосно-компрессорных труб [2].

Данный способ относится к химическим методам предотвращения АСПО при дозировании в добывающую продукцию (нефть) ингибиторов. В этом случае необходима постоянная или периодическая подача химических продуктов в скважину. На практике в суровых климатических условиях трудно обеспечить долговременную и надежную работу наземного оборудования. А при периодическом дозировании и, тем более, при разовой обработке снижается эффективность действия ингибиторов, адсорбируемых на внутренней поверхности НКТ.

Наиболее близким является способ борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб с предварительно нанесенным защитным покрытием и создание защитного покрытия на выкидных линиях от скважин [3].

Этот способ, как и предыдущий, относится также к методам предупреждения выпадения АСПО. Но в данном случае используются уже твердые гладкие гидрофильные покрытия (стекла, эмали, стеклоэмали, эпоксидных смол, эпоксидного лака, бакелитового лака, лакокрасочной композиции, бакелито-эпоксидной композиции, полимерных покрытий и др.). Однако они тоже наносятся на внутренние поверхности НКТ и только в интервале отложения АСПО, обычно это зона верхней четверти или трети скважины. Данные покрытия хрупкие, значительной толщины и имеют недостаточное сцепление (адгезию) с металлом. В итоге они ненадежны, так как разрушаются в процессе спуско-подъемных операций. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, наличие участков, не покрытых стеклом, эмалью или эпоксидным лаком внутри трубы приводит к лавинообразным отложениям парафина сначала на незащищенном участке, а затем к расширению зоны образования пробки вплоть до перекрытия внутреннего сечения НКТ. Недостаточные термо- и морозоустойчивость эпоксидных смол являются сдерживающим фактором их широкого применения. Технология нанесения стеклянных и эмалевых покрытий очень сложна и предполагает нагрев труб до 700-800°C, что повышает не только энергоемкость процессов, но и вызывает необратимые изменения в структуре металла. Хрупкие и легко разрушаемые покрытия наносятся в НКТ только для фонтанного и газлифтного подъемников, а также оборудованных электроцентробежным насосом.

Технической задачей заявленного изобретения является повышение эффективности предотвращения АСПО за счет снижения степени охлаждения добываемой нефти и обеспечение возможности гарантированного удаления АСПО тепловым и/или химическим методами с тепловым и/или химическим агентом, а также расширение области применения защитных покрытий.

Поставленная техническая задача достигается тем, что 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 асфальто-смоло-парафиновых отложений с теплосодержащим агентом, путем увеличения количества слоев и общей толщины теплозащитного покрытия, далее по мере накопления асфальто-смоло-парафиновых отложений производят их удаление тепловым и/или химическим методами с технологической жидкостью - агентом.

К тому же, в качестве теплозащитного продукта на основе полых микросфер используют жидкий материал теплоизоляционный «Изоллат».

Новизной является спуск НКТ, покрытых не изнутри, а снаружи защитным слоем. Причем также снаружи покрываются и выкидные линии от скважин. При этом покрытие выполняет теплоизоляционные функции и имеет, в отличие от известных гидрофильных покрытий (стекла, эмали, смол и др.), скорее гидрофобные свойства.

Новым является и то, что покрывают не только верхний участок НКТ (зону верхней четверти или трети скважины, где в основном откладываются АСПО при охлаждении нефти, а все НКТ полностью от устья и до нижнего конца.

Кроме того, новым является и используемый теплозащитный продукт, состоящий из полимерного связующего, полых микросфер и добавок, выпускаемый согласно ТУ 2216-001-59277205-2002 и изменений к нему №1 от 2005 г. с торговой маркой «Изоллат». Данное антикоррозионное, звукоизоляционное и теплоизоляционное покрытие на основе полых микросфер производится сравнительно недавно и еще не нашло широкого применения. Поэтому поступает, в основном, на строительный рынок и для покрытия трубопроводов горячего водоснабжения ТЭЦ и ГЭС. В подземном скважинном оборудовании «Изоллат» и подобные ему химпродукты ранее не применялись.

В итоге новым является и сам комбинированный способ предупреждения и удаления АСПО, которого в схемах классификаций методов ранее даже не было ([1, с.53] и [2, с.174]).

Существенным отличием является то, что механизм предотвращения (предупреждения) образования АСПО принципиально отличается от механизма действия других жидких (ингибиторов) и твердых (стекла, эмалей, смол, композиций и др.) покрытий. Так ранее известные покрытия не позволяют сцепляться (снижают адгезию) АСПО с внутренней поверхностью труб. А новое покрытие позволяет сохранить температуру добываемой нефти. То есть по пути от призабойной зоны пласта (например, для месторождений Западной Сибири с температурой 80-90°C) до устья скважины нефть при наличии покрытия на НТК типа «Изоллат» будет в меньшей степени охлаждаться (скажем, не до температуры 0-30°C, а только, допустим, до 40-60°C). При этом важным условием является то, чтобы температура нефти на устье скважины или, по крайней мере, до участка в НКТ, доступного для тепловых методов удаления АСПО с тепловым агентом была выше температуры плавления парафина (в основном 50-60°C [1, 2]). В результате исключаются условия для зарождения центров кристаллизации и роста кристаллов АСПО.

В том случае, если общая толщина теплоизоляционного материала, например, «Изоллат», не позволит полностью предотвратить образование АСПО в скважине, то все же в данном случае произойдет существенное (значительное) уменьшение глубины с наличием отложений в НКТ (по крайней мере, на глубинах менее 500 м). В комплексе с тепловым и/или химическим методами со скважинным агентом (в первом случае пар, горячая вода или нефть и др., а во втором случае - растворители: бензин, газоконденсат, отходы производств, водные растворы ПАВ и др. [4]) проблему можно решить. Ранее ограничиться тепловым и/или химическим методами было невозможно, так как ниже 500 м температура жидкости-теплоносителя по сути выравнивалась с температурой при эксплуатации скважины [1, с.57].

В предлагаемом варианте, во-первых, температура добываемой жидкости при эксплуатации скважины повышается и при глубинах, какой она была ранее, допустим при глубине 1000-1500 м, теперь она может быть, например, в интервале 500-700 м. А во-вторых, как говорилось выше, соответственно и место отложений АСПО будет находиться уже значительно выше (ближе к устью скважины). В итоге получается сверхсуммарный результат, в частности уменьшаются глубины отложений АСПО и увеличивается доступная глубина теплового метода с теплосодержащим агентом до глубин, скажем, 500-1000 м (отметим, что ранее было возможно только до 400 м [1]).

Подогрев растворителя сокращает время очистки и улучшает его чистящую способность [4, с.120]. Так как температура в НКТ при эксплуатации скважины в новом варианте будет уже выше, то и химический метод очистки в предлагаемом способе будет более эффективен.

В отличие от тепловых методов удаления АСПО, когда затрачивается определенная энергия на разогрев теплоносителя, предлагаемое техническое решение предотвращения образования АСПО является энергосберегающим, то есть позволяет сохранить тепло продуктивного пласта, а значит, исключаются дополнительные затраты энергии.

В предлагаемом техническом решении количество слоев и общая толщина покрытий на НКТ существенно различаются в интервале газового пространства в затрубье, то есть выше динамического уровня жидкости в скважине, и погруженных НКТ в жидкость, то есть ниже динамического уровня жидкости в скважине (фиг.4).

Экспериментальными исследованиями выявлено, что нецелесообразно значительно повышать количество слоев на поверхности, контактирующей с газом в скважине или воздухом на поверхности более 5 (общей толщиной до 2,0-2,5 мм). Так как разница в степени охлаждения без покрытия и с покрытием невелика (максимум 5-8°C), причем с дальнейшим увеличением количества слоев все менее значима (фиг.1). Между тем, экономические затраты могут сильно возрасти, что полученным техническим результатом скорее всего не окупятся.

Наибольший отвод тепла, а значит и охлаждение нефти, идет в зоне присутствия в кольцевом пространстве скважинной жидкости. Так, в работе [1, с.57] указано, что при низком динамическом уровне и при прочих равных условиях температура в колонне НКТ выше. Значит, логически получается, при высоком динамическом уровне (то есть при большей площади отвода тепла) температура нефти будет меньше. Однако динамический уровень зависит от показателей продуктивного пласта и производительности насоса, поэтому управлять им в процессе добычи сложно и обычно он принимается в исходных данных (как исходная величина). Поэтому регулировать (сохранять) температуру более эффективно можно именно в нижней зоне (ниже динамического уровня) за счет уменьшения теплоотвода при увеличении количества и общей толщины теплоизоляционного покрытия. В данном случае более существенна разница температур (до 30% и выше) жидкость в капсуле с покрытием и без покрытия (фиг.2). С увеличением количества слоев от 5 до 15 все менее заметно увеличение разницы температур в ампулах с покрытием и без покрытия. Поэтому наличие свыше 15 слоев покрытия на НКТ будет уже экономически неоправданным.

На первый взгляд, казалось бы, простая смена места нанесения покрытия не на внутренней поверхности НКТ, а на наружной, тем не менее является настолько существенной, что приводит к двум положительным моментам. Первое - значительно облегчается операция нанесения покрытия на наружную поверхность труб. И самое главное, второе, что покрытие уже можно применять на скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН). Насосные штанги при возвратно-поступательном движении в колонном пространстве НКТ уже не способны содрать покрытие, находящееся снаружи. Учитывая, что штанговыми глубинными насосами эксплуатируется более чем половина фонда скважин в стране, то это значительное расширение области применения защитных покрытий в нефтедобыче.

Более того, теплозащитное покрытие «Изоллат» выполняет дополнительные функции еще и по защите наружной поверхности НКТ от коррозии. Материал «Изоллат» не подвергает металл НКТ термическим изменениям в структуре.

Важным является и то, что оптимизировано время вдержки от момента нанесения каждого слоя жидкого покрытия «Изоллат» до последующего нанесения очередного слоя через выражение t=k/Т. Так как в данном случае очередной слой ложится, как минимум, на уже достаточно просушенный слой, который не отслаивается и не растворяется, и, как максимум, излишне не затягивается процесс нанесения покрытия в целом.

Практическая важность нового технического решения выражается в уменьшении степени осложненности скважин асфальто-смоло-парафиновыми отложениями, обеспечении возможности удаления АСПО без подъема НКТ наиболее простым тепловым и/или химическим методами с технологической жидкостью. А также в расширении области применения защитных покрытий в скважинах, эксплуатирующихся штанговыми глубинными насосами. Кроме того, в простоте нанесения покрытия и увеличения срока службы НКТ.

Таким образом, предлагаемый способ отвечает всем требованиям, предъявляемым к изобретениям.

Материал теплоизоляционный «Изоллат» изготавливается согласно ТУ 2216-001-59277205-2002 и изменению №1 от 2005 г. Он представляет собой смесь основы - керамических и силикатных микрошариков, заполненных разряженным воздухом, жидкостью (водной) полимерной композиции и некоторых добавок. Внешний вид - суспензия белого цвета, которая после высыхания образует эластичное покрытие. Плотность в зависимости от марки находится в пределах 500-750 кг/м³, условная вязкость - 1400-3000 сП, температура кипения +118°C. Температура поверхности, на которую наносится материал «Изоллат», должна быть от плюс 7°С до 150°C. Расход материала на 1 слой составляет 0,25+0,05 кг/м². Толщина одного слоя покрытия примерно 0,4 мм. Адгезия на металле хорошая. Поскольку материал приготовлен в виде густой вязкой жидкости, его удобно наносить на поверхность любой формы. «Изоллат» является малотоксичным и относится к 4 группе опасности по ГОСТ 12.1.007. После высыхания материал не выделяет вредных химических веществ, химически инертен к щелочам, кислотам и углеводородным растворителям.

Пример 1. Определение эффективности предотвращения АСПО при контакте покрытой наружной поверхности с газом (воздухом).

В две капсулы, состоящие из трубок с двумя заглушками по концам, заливали кипяченную воду с температурой 93-95°C. Одна капсула была без покрытия, а другая - с нанесенными кисточкой и просушенными несколькими слоями покрытий «Изоллат». Каждый слой после нанесения просушивался при нормальной температуре в течение суток. Длина трубок составляет 200 мм, внутренний диаметр - 25 мм, наружный диаметр - 30 мм, длина заглушек - 30 мм. Последние были выполнены под ключ 40 мм. Общая наружная площадь капсулы, контактирующая с воздухом, равна 0,021-0,022 м², объем заливаемой в капсулу воды - 0,125-0,130 мл. Температура окружающей среды при заливе воды в капсулы составляла 23-25°C. Время на разлив воды в две капсулы и скручивание верхних заглушек составляло примерно 30 с. Вода в капсулах за это время охлаждалось до 75°C. Далее капсулы помещались в морозильную камеру холодильника с температурой минус 8-10°C.

Через определенный промежуток времени капсулы вынимали из холодильника, отворачивали верхние заглушки и замеряли температуру воды в них. Полученные данные с контрольной капсулой без покрытия и капсулами с 3, 5 и 7 слоями теплозащитного покрытия представлены графически на фиг.1.

Как видим, при контакте капсул с охлажденным воздухом разница температур воды в капсулах с покрытием «Изоллат» по сравнению с водой в капсуле без покрытия отличается максимально в периоде через 3-15 мин охлаждения, примерно на 3-8°C при пиковом различии через 5 мин. Менее 2-х слоев покрывать нежелательно из-за повышенной вероятности получения на отдельных участках непрокраса, к тому же, и эффективность одного слоя еще очень мала. Оптимальным и одновременно максимальным является 5 слоев покрытия, что составляет примерно 2,0-2,5 мм. Более 5 слоев материала «Изоллат» не приводит к значительному увеличению температуры воды внутри трубки, а между тем, более существенно увеличивается расход материала, затраты средств на него и проведение работ по покраске. Поэтому увеличение более 5 слоев покрытия при контакте поверхности с воздухом (газом) экономически мало оправданно.

Пример 2. Определение эффективности предотвращения АСПО при контакте покрытой наружной поверхности с жидкостью (водой).

В этих опытах использовались те же капсулы, но после заполнения их горячей водой с той же температурой 93-95°C их одновременно помещали на определенный промежуток времени в больший сосуд с водой с температурой плюс 13-15°C. Затем также капсулы вынимали из воды, отворачивали заглушки примерно в течение 30 с и замеряли температуру воды внутри капсул без покрытия и с 3, 5, 10 и 15 слоями. Результаты экспериментов представлены графически на фиг.2.

В данном случае после охлаждения разница температур воды в капсулах с покрытием и без покрытия значительно больше (на десятки градусов). Максимальное различие температур наблюдается через 0,5-15 мин, при пиковом различии - через 3-5 мин охлаждения. Из-за высокого теплоотвода с поверхности капсул, погруженных в жидкость, требуется большее количество слоев покрытия и общей нарощенной ее толщины, чтобы, например, выйти примерно на уровень отвода тепла с непокрытой поверхности, контактирующей с воздухом. Поэтому в данном случае вполне оправданным будет увеличение количества слоев до 15-и с общей толщиной покрытия до 6-7 мм. Дальнейшее увеличение толщины покрытия ограничивается размерами кольцевого пространства в скважине (необходимыми зазорами) и экономическими соображениями. Выявлена та же зависимость, что наибольший прирост температуры на единицу слоя происходит при 5 слоях покрытия. Дальнейшее увеличении на 5 слоев дает меньший прирост и еще меньший прирост происходит при наросте последующих 5 слоев до 15. Поскольку наибольшее (более существенное) регулирование температуры добываемой нефти в сторону увеличения можно осуществить в случае контакта покрываемой поверхности с жидкостью, то эту особенность необходимо максимально использовать. Поэтому в данном случае нецелесообразно покрывать НКТ менее чем 5 слоями материала «Изоллат».

Схема добывающей скважины со спущенным подземным оборудованием представлена на фиг.4.

Способ осуществляется следующим образом.

Ограничений на применение способа в зависимости от вида эксплуатации нефтяных скважин (фонтанного, компрессорного, погружными центробежными электронасосами винтовыми электронасосными установками, штанговыми глубинными насосами) не существует.

На эксплуатационной скважине 1 глубиной, допустим, 2800 м перед подъемом скважинного оборудования для его смены или перед проведением капитального ремонта замеряют температуру добываемой нефти. Допустим, температура продуктивного пласта 2 составляет 80°C, а температура нефти на устье 3, в частности отобранной в головке и елке арматуры 4, равна 20°C. Исходя из градиента температур в скважине АСПО в данном случае откладывались на глубинах до 1100 м. Задача заключается в том, чтобы добиться повышения температуры нефти на устье 3, а также и в выкидной линии 5 от скважины 1, в лучшем случае температуры 50°C или, как минимум, чтобы эта температура была на глубине не ниже хотя бы 500-700 м. Определяют динамический уровень 6 в жидкости 7 (нефти, нефти с водой) в скважине 1, который, например, составил 1000 м. В верхней части кольцевого пространства скважины 1 находится нефтяной газ 8. Скважину глушат.

Старый комплект НКТ, например, длиною 2500 м с глубинным насосом поднимают. Заранее подготавливают два новых комплекта НКТ, покрытых снаружи теплозащитным продуктом на основе полых микросфер (микрошариков), например, теплоизоляционным материалом «Изоллат». При этом нижнюю секцию 9 НКТ длиною 1500 м покрывают, например, 7 слоями материала «Изоллат» с общей толщиной 3 мм. А верхнюю секцию 10 НКТ длиною 1000 м покрывают 5-ю слоями жидкокерамического материала «Изоллат» с общей толщиной 2 мм.

Немаловажным является и то, что после нанесения каждого слоя его необходимо просушивать. Исходя из практики оптимальным временем просушки слоев покрытия при положительных температурах подбирают из соотношения:

t=k/Т,

где t - время просушки слоя покрытия, ч;

k - коэффициент просушки слоя покрытия (k=360-540);

Т - температура покрываемой поверхности (окружающей среды), °C.

Исследования показали, что чем выше температура поверхности, тем меньше времени требуется на полимеризацию покрытия и сушку одного слоя. Соответственно, чем ниже температура поверхности труб, тем больше времени потребуется на просушку одного слоя. Минимальное время ограничивается тем, что недостаточно просушенный слой может отслоиться при погружении в жидкость либо сравнительно легко растворится или механически повредится. Кроме того, наложение последующего слоя на недостаточно просушенный предыдущий слой требует увеличения времени на просушку последующего слоя. Верхний предел времени просушки ограничивается экономическими и организационными рамками, требующими ускоренного ведения работ.

Графическое выражение данной формулы представлено на фиг.3.

На покрытие НКТ для данной скважины одним слоем потребуется 0,26-0,32 м³ материала «Изоллат». А с указанным количеством слоев общий расход составит 1,42-1,78 м³. Выкидную линию 5 от скважины, контактирующую с воздухом, также покрывают 2-5 слоями материала «Изоллат» в зависимости от экономической и технической целесообразности. Полученное покрытие стойко под воздействием ультрафиолетовых лучей.

В скважину 1 последовательно спускают хвостовик 11 нижней секции 9 НКТ, покрытый 7 слоями материала «Изоллат», длиною, допустим, 1000 м. Далее спускают новый глубинный насос 12 с производительностью прежнего и еще остаток - 500 м НКТ нижней секции 9, покрытый также 7 слоями. Затем спускают 1000 м верхней секции 10 НКТ, покрытых 5 слоями материала «Изоллат». Вызывают приток жидкости и запускают скважину в эксплуатацию. В итоге граница между нижней 9 и верхней 10 секциями НКТ должна совпадать с динамическим уровнем жидкости 7 в скважине 1, ниже которой, естественно, нефть или нефть с водой, а выше - газ 8.

Через несколько дней эксплуатации замеряют устоявшуюся температуру нефти на устье 3 скважины 1. Если температура составит 50°C и выше, это послужит гарантией, что в НКТ откладываться АСПО практически не будут и скважина будет длительное время эффективно эксплуатироваться не осложненная данной проблемой. Если же температура нефти составит, например, 40°C, то значит, через некоторое время (а этот период будет больше, чем ранее) все же в НКТ отложатся АСПО на глубине (согласно градиенту температур) допустим до 600 м.

Из данного конкретного случая следуют два вывода. Первый - это то, что на другой аналогичной скважине желательно увеличить количество слоев покрытия в нижней секции от 7, например, до 10 или вплоть до 15, чтобы получить необходимую температуру добываемой нефти на устье, равной или более 50°C. Второй - это то, что через определенное время необходимо запланировать проведение работ по удалению АСПО тепловым и/или химическим методом со скважинным жидким теплосодержащим или химическим агентом.

Поскольку для более полного удаления АСПО в качестве теплоносителя целесообразно использовать химические растворители (например, нефтяной дистиллят [1, с.57]), то кратко опишем один из вариантов данной технологии.

По мере накопления АСПО в НКТ скважину останавливают. Берут растворитель в объеме НКТ до глубины 600 м плюс запас на 100-300 м. Для НКТ-73 это составит примерно 2,0-2,5 м³. А также берут некоторый объем растворителя для заполнения выкидной линии от скважины. Растворитель подогревают на поверхности и закачивают в колонное пространство НКТ. Закончив прямую промывку выдерживают время (десятки минут, несколько часов) на разогрев и растворение АСПО. Также закачивают остаток подогретого растворителя в выкидную линию от скважины. После ожидания растворения запускают глубинный насос, при этом весь объем отработавшего в скважине растворителя проходит через выкидную линию и дополнительно очищает и ее. Если не удалось удалить АСПО полностью за один раз, то операцию повторяют несколько циклов. Далее скважину выводят на режим.

Совмещение двух методов борьбы с АСПО, а именно предотвращения их образования теплосберегающей технологией с последующим удалением технологической жидкостью (теплосодержащим агентом или растворителем или нагретым растворителем) приводит к тому, что АСПО будут находиться значительно ближе к устью скважины и при более высокой температуре в НКТ (в описываемом случае примерно на 20°C) технологическая жидкость будет медленнее охлаждаться. А последнее уже повышает эффективность удаления АСПО. Кроме того, обеспечивается возможность к тому же более глубокой тепловой обработки внутреннего пространства НКТ. Учитывая, что предлагаемым методом предотвращения глубина отложения АСПО уменьшилась, получение сверхсуммарного эффекта позволяет ограничиться двумя вышеприведенными методами борьбы с АСПО и решить проблему полностью, не прибегая к механическим методам. Ранее же в аналогичных случаях отдельное применение теплового и/или химического методов удаления не имело смысла, так как не позволяло обработать отложения по всему простиранию в НКТ.

В другом варианте, когда, например, температура на устье скважины составит более 50°C, например 60°C, то для аналогичных случаев в последующем с целью экономии материала «Изоллат» и затрат времени на покраску им НКТ можно уменьшить количество слоев в верхней секции 10 НКТ до 2 или в нижней секции НКТ до 5, либо в обеих одновременно.

По мере накопления статистического материала в конкретных горно-геологических и технико-технологических условиях месторождения (или нефегазового региона) выяснится степень снижения (увеличения) температуры добываемой нефти на устье скважины в зависимости от изменения количества наносимых слоев защитного покрытия в двухсоставных НКТ.

Таким образом, предлагаемое техническое решение выгодно отличается от известных простой технологией нанесения защитного покрытия на наружной поверхности НКТ, а не на внутренней, причем вполне возможно производить работы при нормальных температурах. В связи с этим также расширяется область применения теплозащитных покрытий на НКТ для целей борьбы с АСПО, поскольку они не могут быть разрушены насосными штангами, двигающимися внутри колонны НКТ. А большинство скважин эксплуатируется именно штанговыми глубинными насосами. Температура добываемой нефти на устье легко регулируется увеличением количества и, как следствие, общей толщины теплозащитного покрытия. Не вызывает трудностей отбивка границы двухсоставных НКТ между верхней и нижней секцией относительно динамического уровня жидкости в скважине. В комбинированной технологии борьбы с АСПО предусмотренный метод предотвращения АСПО энергосберегающим путем органично дополняется тепловым и/или химическим методами удаления АСПО, которые наиболее эффективны и просты в реализации (проведении). Максимальное сохранение тепла продуктивного пласта может привести к тому, что не возникнут (не создадутся) условия для образования АСПО в НКТ либо они попросту будут стекать с нагретой внутренней поверхности или, по крайней мере, существенно снится скорость и уменьшатся глубины образования отложения. Кроме того, увеличится срок эксплуатации НКТ, поскольку материал «Изоллат» помимо теплоизоляционных свойств обладает также антикоррозионными свойствами.

Экономическая эффективность от применения нового способа заключается в увеличении межремонтного периода скважин, осложненных асфальто-смоло-парафиновыми отложениями, а следовательно, в уменьшении времени и затрат средств на проведение ремонтов либо они будут полностью исключены.

Источники информации

Аналоги

1. Осложнения в нефтедобыче. /Н.Г.Ибрагимов, А.Р.Хафизов, В.В.Шайдаков и др., под редакцией Н.Г.Ибрагимова, Е.И.Ишемгужина. - Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография»», 2003, - 302 с. (с.52-63).

2. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1989. - 215 с. (с.173-177).

Прототип

3. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984, 464 с. (с.63-73).

4. Шаров В.Н., Гусев В.И. Оператор по химической обработке скважин. Учебник для рабочих. - М.: Недра, 1983. - 141 с. (с.118-123).

1. Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб с предварительно нанесенным защитным покрытием и создание защитного покрытия на выкидных линиях от скважины, отличающийся тем, что 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве теплозащитного продукта на основе полых микросфер используют жидкий материал теплоизоляционный «Изоллат».