состав для удаления парафиногидратных и/или асфальтеносмолопарафиновых отложений и способ его применения

Формула изобретения

1. Состав для удаления парафиногидратных и/или асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий сплав алюминия с щелочными металлами, отличающийся тем, что он дополнительно содержит кальций, и/или магний, и/или железо, и/или кремний при следующем соотношении компонентов, мас.

Алюминий 1,5 15,0

и/или

Кальций 1 60

и/или

Магний 1 25

и/или

Железо 1 10

и/или

Кремний 1 5

и/или

Щелочные металлы Остальное

2. Способ удаления парафиногидратных и/или асфальтеносмолопарафиновых отложений термохимическим воздействием на скважину путем взаимодействия с водой состава на основе алюминия с щелочными металлами, отличающийся тем, что состав подают в скважину через лубрикатор или в контейнере, выполненном в виде цилиндра, перфорированного по образующей из алюминия, и/или кальция, и/или железа, а в качестве состава используют композиты, содержащие алюминий, и/или кальций, и/или магний, и/или железо, и/или кремний, и/или щелочные металлы при следующем соотношении компонентов, мас.

Алюминий 1,5 15,0

и/или

Кальций 1 60

и/или

Магний 1 25

и/или

Железо 1 10

и/или

Кремний 1 5

и/или

Щелочные металлы Остальное,

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и применяется для удаления парафиногидратных и/или асфальтеносмолопарафиновых отложений термохимическим воздействием на скважину.

В составе нефтей имеются вещества, которые ухудшают условия работы скважины. К ним относятся высокомолекулярные парафины, смолы и асфальтены, а также природный газ, образующий в соединении с водой так называемые гидраты. Гидраты по своей структуре имеют кристаллическую структуру, внутри которой часто находятся вкрапления АСПО.

В промысловой практике широкое распространение получили термические методы удаления асфальтеносмолопарафиновых (АСПО) и парафиногидратных отложений, которые способствуют увеличению дебита скважин и повышению рентабельности эксплуатации месторождений, за счет повышения температуры, достаточной для расплавления АСПО и АСПГО.

Известен способ когда прогрев призабойной зоны проводят прогретым водяным паром. Однако указанный метод, как правило, приводит к значительной обводненности продукции. Кроме того, он может вызвать образование внутри пласта стойких эмульсий, водяных конусов, набухание лиофильных глин в пласте, если таковые имеются, и т.д.

Известны термохимические способы воздействия на скважины, когда реакционный наконечник, в который на поверхности загружают магний, на насосно-компрессорных трубах спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По насосно-компрессорным трубам НКТ через наконечник прокачивается соляная кислота, где происходит взаимодействие кислоты с магнием с выделением тепла.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разрушения гидратных пробок в газовых скважинах включающий подачу в НКТ взвеси сплава на основе алюминия, содержащего не менее 10% щелочных металлов в количестве не менее 10% от массы гидрата.

Известный метод недостаточно эффективен ввиду невозможности использовать его в нефтяных скважинах для удаления АСПО, сложности приготовления сплава, длительности времени обработки скважины, а также большой расход реагента.

Целью изобретения является увеличение эффективности удаления АСПО и АСПГО.

Это достигается тем, что состав, содержащий алюминий, и/или кальций, и/или магний, и/или железо, и/или кремний, и/или щелочные металлы, выполнен в виде композитов, которыми заполнят трубки из алюминия, и/или кальция, и/или железа. Профиль трубки может иметь различную конфигурацию с перфорированными стенками.

Трубки, заполненные щелочными металлами, подают с помощью стандартного оборудования, применяемого для спуска в скважину под давлением, измерительных приборов и скважинного оборудования. С помощью стандартного устройства, например лубрикатора, реактив может быть заброшен в НКТ, где под собственным весом опускается до зоны воздействия, или доставлен на заданную глубину в контейнере, представляющем собой тонкостенную перфорированную трубку с закрытыми торцами. При недостаточной обводненности нефти в зону воздействия подают воду в количестве, в 1,5-2 раза большем веса композита.

За счет взаимодействия композита с водой выделяется большое количество тепла, что ведет к ликвидации парафиногидратных пробок и разогреву призабойной зоны скважины. Образующаяся в процессе реакции щелочь обрабатывает пристенную поверхность НКТ, ликвидируя центры кристаллизации парафина, что способствует большему времени работы скважины.

При обработке призабойной зоны после ее прогрева образующаяся в процессе реакции горячая щелочь задавливается в пласт и выдерживается там определенное время, после чего скважина резко увеличивает приемистость.

Твердые химические реагенты готовят в виде композитов в следующей последовательности.

Заливают расплавленный щелочной и/или другой металл, указанный выше, в тонкостенную трубку, выполненную из алюминия и/или железа, и/или кальция, причем предпочтительная толщина стенки трубки составляет 0,3-0,5 мм. Толщина стенки, диаметр и длина трубки выбирается соответственно параметрам обработки скважины.

Заполнение трубок можно производить методом экструзии (выдавливанием) предложенного состава соответствующего размера с последующим послойным заполнением элементами трубок.

Механическое заполнение трубок проводится равномерно перемешанными мелкозернистыми композитами или послойное заполнение элементами композита любой формы.

Для более устойчивого поведения трубки с твердым химическим реагентом (ТХР) в скважине и более интенсивного реагирования заряда с водой на поверхности трубки можно просверлить отверстия малого диаметра (например 2-4 мм) с живым сечением 5-30% от поверхности трубок, предпочтительно под углом к оси 45^o.

Для предотвращения случайного контакта ТХР с водой концы трубок и отверстия заливают парафином или иным легкоплавким составом, который расплавляется при температуре скважины.

Исследование удаления асфальтеносмолопарафиновых и/или парафиногидратных отложений и прогрева призабойной зоны проведено в промысловых условиях объединения Красноленинскнефтегаз г.Нягань Тюменской области на скважине N 5464.

Техническая характеристика работы скважины: режимный дебит 62 м³/сут; давление пластовое 147 кг/см²; давление забойное 144 кг/см²; обводненность 12% диаметр НКТ 2,5 дюйма.

Пример 1. Проводят удаление АСПО из НКТ, для чего через лубрикатор в контейнере опускают в скважину 8 кг композита в виде цилиндров состава, мас. литий 85,0; алюминий 15,0. Затем подают воду в количестве 12 л. Показатели процесса приведены в таблице.

Пример 2. Проводят удаление АСПО в призабойной зоне, для чего через лубрикатор под собственным весом забрасывают 16 кг композита следующего состава, мас. литий 90; железо 10. Через 30 мин образуется в процессе реакции горячая щелочь, которую задавливают в пласт, выдерживают 6 ч, затем скважину включают в работу. Показатели приведены в таблице.

Пример 3. Проводят удаление АСПО в призабойной зоне, для чего композиты весом 10 кг через лубрикатор забрасывают под собственным весом. Состав композита, мас. калий 94,5; кальций 1,0; магний 1,0; алюминий 1,5; кремний 1,0; железо 1,0 в виде тонкостенных цилиндров из алюминия и/или железа. На стенке труб делаются отверстия для лучшего контакта с водой, причем отверстия делают на одной половине трубы по составляющей для того, чтобы выделяющийся в процессе водород прижимал композит к стенке и не выталкивался реактивной струей. Для того, чтобы реактивная струя способствовала продвижению композита вниз, отверстия делают под углом 45-60^oС. Показатели приведены в таблице.

Пример 4. Проводят аналогично примеру 3 при следующем составе композита, мас. натрий 40; кальций 60. Затем подают воду в количестве 24 л. Показатели процесса приведены в таблице.

Все остальные примеры выполнены аналогично указанным, и результаты приведены в таблице.

Способ по сравнению с прототипом позволяет удалять не только гидратоотложения, но и гидратопарафиновые и асфальтеносмолопарафиновые отложения. При этом не требует специального дополнительного оборудования, увеличивает дебит скважины в среднем на 25% и время работы скважины, экологически чист.

Дополнительным эффектом является уменьшение коррозии оборудования и сокращение сернистых и хлористых соединений.