Способ борьбы с образованием асфальтосмолопарафиновых отложений в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации скважин
Трушко Ольга Владимировна
10 ноября 2021
356
| Предметная область | |
| Отрасли по ОКВЭД | |
| Страна, регион, город | Российская Федерация, Санкт-Петербург |
| Отличия от конкурентов | — |
| Вид документа об охране ИС | изобретение |
| Номер документа ИС | 2755778 |
| Дата регистрации документа ИС | 2021-09-21 |
| Необходимые инвестиции для внедрения | договорная |
| Сроки внедрения | — |
| Стоимость предоставления технологии | договорная |
| Наличие экспертного заключения | Нет |
Польза для потенциального потребителя
Технический результат - повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин, осложненных интенсивным образованием асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО в лифтовых трубах при добыче высокопарафинистой нефти, увеличение межремонтного периода работы скважины.
В способе предотвращения образования АСПО в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации нефтяных скважин получают исходные данные по компонентным составам пластовой жидкости и попутно-нефтяного газа ПНГ, который используют в качестве рабочего агента, далее проводят его очистку от сероводорода и углекислого газа, затем проводят закачку очищенного попутного нефтяного газа без изменения его углеводородного состава и определяют температуру Т1 насыщения нефти парафином и глубину его образования в скважине с учетом изменения компонентного состава нефти при закачке попутно-нефтяного газа. Изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого попутного нефтяного газа и определяют температуру Т2 насыщения нефти парафином и глубину его образования для данного соотношения легких и тяжелых фракций. Если Т2 > Т1, заново изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого рабочего агента и повторяют определение температуры Т2 насыщения нефти парафином и глубину его образования. Если Т2 < Т1, принимают полученную температуру как новый исходный вариант. Проверяют условие возможности обеспечения требуемого соотношения фракций исходя из компонентного состава ПНГ, если оно подтверждается, то повторяют данную процедуру для другого варианта соотношений легких и тяжелых фракций, если не подтверждается, выбирают оптимальный вариант требуемого количества расхода рабочего агента при наиболее низкой температуре насыщения нефти парафином. Осуществляют закачку горячего ПНГ в затрубное пространство скважины между колонной насосно-компрессорных труб НКТ и технологической колонной, при этом предварительно определяют оптимальный расход горячего ПНГ исходя из объема закачиваемого рабочего агента и наименьшего значения глубины его закачки. Интервал спуска технологической колонны с теплоизоляционным покрытием с оптимальной толщиной 20-35 мм устанавливают ниже глубины закачки горячего ПНГ в скважину на величину не более 30 м. Теплоизоляционное покрытие технологической колонны выполнено из полиуретана. Закачиваемый ПНГ предварительно нагревают до 90-105°С, определяют режим закачки горячего ПНГ в скважину путем прогнозирования скорости образования органических отложений в колонне НКТ по снижению дебита скважины и увеличению толщины отложений с течением времени - область точки пересечения зависимостей изменения дебита скважины и толщины отложений соответствует оптимальному значению межочистного периода работы скважины, далее непрерывно закачивают горячий ПНГ в газлифтную скважину до восстановления запланированного значения текущего дебита скважины, после этого клапан постоянного давления закрывают.
В способе предотвращения образования АСПО в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации нефтяных скважин получают исходные данные по компонентным составам пластовой жидкости и попутно-нефтяного газа ПНГ, который используют в качестве рабочего агента, далее проводят его очистку от сероводорода и углекислого газа, затем проводят закачку очищенного попутного нефтяного газа без изменения его углеводородного состава и определяют температуру Т1 насыщения нефти парафином и глубину его образования в скважине с учетом изменения компонентного состава нефти при закачке попутно-нефтяного газа. Изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого попутного нефтяного газа и определяют температуру Т2 насыщения нефти парафином и глубину его образования для данного соотношения легких и тяжелых фракций. Если Т2 > Т1, заново изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого рабочего агента и повторяют определение температуры Т2 насыщения нефти парафином и глубину его образования. Если Т2 < Т1, принимают полученную температуру как новый исходный вариант. Проверяют условие возможности обеспечения требуемого соотношения фракций исходя из компонентного состава ПНГ, если оно подтверждается, то повторяют данную процедуру для другого варианта соотношений легких и тяжелых фракций, если не подтверждается, выбирают оптимальный вариант требуемого количества расхода рабочего агента при наиболее низкой температуре насыщения нефти парафином. Осуществляют закачку горячего ПНГ в затрубное пространство скважины между колонной насосно-компрессорных труб НКТ и технологической колонной, при этом предварительно определяют оптимальный расход горячего ПНГ исходя из объема закачиваемого рабочего агента и наименьшего значения глубины его закачки. Интервал спуска технологической колонны с теплоизоляционным покрытием с оптимальной толщиной 20-35 мм устанавливают ниже глубины закачки горячего ПНГ в скважину на величину не более 30 м. Теплоизоляционное покрытие технологической колонны выполнено из полиуретана. Закачиваемый ПНГ предварительно нагревают до 90-105°С, определяют режим закачки горячего ПНГ в скважину путем прогнозирования скорости образования органических отложений в колонне НКТ по снижению дебита скважины и увеличению толщины отложений с течением времени - область точки пересечения зависимостей изменения дебита скважины и толщины отложений соответствует оптимальному значению межочистного периода работы скважины, далее непрерывно закачивают горячий ПНГ в газлифтную скважину до восстановления запланированного значения текущего дебита скважины, после этого клапан постоянного давления закрывают.