Способ предотвращения парафиновых отложений в нефтяных и газоконденсатных скважинах. Парафиноотложения при добыче нефти


МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯМИ

    Одна из самых наболевших проблем в нефтяной отрасли это выпадение парафиновых отложений на внутренних поверхностях стенок труб при добыче и транспортировке нефти. Все существующие на сегодняшний день методы борьбы с АСПО (механические, химические, тепловые) являются в большей степени периодическими, позволяющие лишь в той или иной мере увеличить межремонтный период технологического оборудования месторождения. Таким образом, борьба с парафиноотложением требует новых технологических и технических решений.

     Для успешной борьбы с отложениями парафина необходимо определить основные термодинамические параметры газожидкостного потока в скважине - изменение температуры и давления по стволу скважины, давление насыщения нефти газом, а также глубину и интенсивность отложения парафина в зависимости от производительности скважины и обводненности ее продукции. Необходимы также данные о составе парафиновых отложений и температуре их плавления. Проведение в рамках данной работы таких исследований позволит сделать выбор наиболее эффективного метода борьбы с отложениями парафина в конкретных условиях.

       В настоящее время в промысловой практике наибольшую значимость, как в России, так и за рубежом, имеют следующие методы защиты действующего оборудования от парафинизации:

  •          Механические - применение всевозможных скребков. Недостатки методов - отказы механических устройств — скребков и лебедок; застревание скребков в запарафиненных трубах. Но главное — они не могут быть применены для очистки призабойной зоны от парафина. 
  •        Тепловые - весьма эффективные методы, но довольно дорогие, заключаются в применении греющих кабелей и проведении обработок горячей нефтью, водой или паром с помощью, например, паропередвижных установок.
  •       Химические - наиболее широко используемые методы, которые заключаются в применении растворителей для растворения образовавшихся парафиновых отложений, а также ингибиторов парафиноотложения для предотвращения выпадения АСПО на стенках НКТ. Наиболее эффективными ингибиторами АСПО являются композиционные реагенты, состоящие из нескольких химических соединений различной химической природы и с разным механизмом воздействия на процесс образования слоев АСПО на поверхности технологического оборудования (снижение температуры возникновения зародышей твердой фазы и кристаллизации парафинов, снижение адгезии парафинов к стальным стенкам оборудования и т.п.). Однако композиция из таких разных реагентов будет обладать высокой эффективностью лишь в том случае, если между всеми ее компонентами будет присутствовать так называемый положительный синергетический эффект, при котором достигается усиление действия каждого из реагентов. Несмотря на широкую известность данного явления до сих пор не описаны, как его природа, так и экспериментальные методы регистрации. У авторов данного проекта имеется серия патентов по способам регистрации данного явления на уровне межмолекулярных взаимодействий (наноуровне) в нефтепромысловых реагентах различного принципа действия (в том числе и в ингибиторах парафиноотложения), что позволило нам разработать составы различных реагентов с эффективностью выше импортных. Кроме того нами обнаружено, что лучшие реагенты любого принципа действия обладают идентичным свойством - у них должно обеспечиваться максимально высокие межмолекулярные взаимодействия. Выявленная общность реагентов позволяет нам разрабатывать реагенты комплексного действия, обладающие одновременно свойствами нескольких нефтепромысловых реагентов. Например, наличие у разработанного нами деэмульгатора ТНД свойства ингибитора парафиноотложения были показаны при промысловых испытаниях на месторождениях Тюменской области. В литературе отмечается, что при высокой обводненности добываемой нефти целесообразно применение химреагентов именно комплексного действия, обладающих свойствами ингибиторов парафиноотложения и деэмульгаторов, с помощью которых можно осуществить процесс внутрискважинной деэмульсации нефти.
  •     Физические - воздействие на продукцию скважин физическими полями, например, ультразвуковыми или магнитными. Разработкой всевозможных ультразвуковых устройств для этой цели занимался целый ряд фирм, но используются они крайне редко, т.к. ультразвуковой прогрев продукции внутри скважины требует использование генераторов с очень высоким выходным напряжением (несколько киловольт), что повышает вероятность аварийных ситуаций на месторождении. Кроме того, при спуске излучателей внутрь скважины нередко случается обрыв проводов с потерей дорогостоящего оборудования.

        Данными недостатками не обладает использование постоянных магнитных полей. Например, известны магнитные устройства «Магнифло» (компания «Петролеум Магнетик Интернешн»), которые представляют собой трубы НКТ с внешним кожухом, в котором размещаются магниты. Из-за значительных размеров (2 - 5 м) и массы (30 - 100 кг) возникают проблемы с их установкой и монтажом (обязателен подъем НКТ).

      Магнитная обработка продукции скважины проводится при ее прохождении либо внутри магнитного устройства, либо через зазор между его поверхностью и стенкой трубы. Замечено, что после такого воздействия затрудняется слипание образующихся частиц парафина, в результате они не выпадают на стенки трубы, а выносятся потоком жидкости. Природа явления остается не ясной и проявляется не на всех АСПО.

        Мы предлагаем испытать эффективность снижения парафинов с помощью своего инновационного магнитного активатора, способного существенно изменять свойства любых протонсодержащих жидкостей путем воздействия на них слабым переменным магнитным полем строго определенной резонансной частоты и амплитуды. Потребляемая мощность прибора - единицы ватт, напряжение 20-30 В, делает его полностью электробезопасным.

       В случае парафинсодержащих жидкостей выявлена возможность их нахождения в метастабильном переохлажденном состоянии вплоть до температур на несколько градусов ниже температуры их кристаллизации с последующим образованием очень мелкодисперсных зародышей, находящихся во взвешенном состоянии и легко уносимые потоком жидкости. Дополнительным воздействием нашим магнитным активатором на ингибиторы парафиноотложения мы предполагаем многократно увеличить межремонтный период технологического оборудования месторождения в связи с необходимостью его чистки из-за выпадения парафинов.

www.protonoil.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Парафиноотложение

Cтраница 1

Форма парафиноотложений исследовалась визуально при подземном ремонте скважин. Толщина отложений непрерывно возрастала от забоя к устью. В результате исследований профиля парафиноотложений было выявлено, что максимум толщины отложений на некоторой глубине от устья скважин отсутствует По внешнему виду АСПО представляет собой пластичную, мазеподобную массу темно-коричневого, почти черного цвета.  [2]

Предотвращение парафиноотложения с помощью ингибиторов осуществляется в Пермской области ( Ольховское, Баклановское, Гожанское месторождения), Татарии ( Ромашкинское месторождение), Башкирии и других нефтяных районах Волга-Уральского региона.  [4]

Прямая пропорциональность парафиноотложения от температуры рабочей смеси ( рис. 2), а также совпадение температуры максимума интенсивности отложения при всех разностях температур ( рис. 3) указывают на основополагающее значение температуры смеси в процессе парафиноотложения в гидродинамических условиях. Температура определяет состояние рабочей смеси как дисперсной системы, поэтому от температуры зависят такие, влияющие на процесс парафиноотложения, объемные свойства рабочей смеси как количество дисперсной фазы и ее полидисперсность. Таким образом, температуру рабочей смеси можно рассматривать в процессе парафиноотложения как фактор, определяющий вероятность парафиноотложения и формирующий исходное состояние системы для этого процесса. Однако, она не определяет реальных результатов парафиноотложения.  [6]

Реализация вероятности парафиноотложения и количественные параметры образующихся отложений определяются температурой подложки.  [7]

Для предотвращения парафиноотложения в нефтепромысловом оборудовании был также разработан целый ряд химических реагентов типа СНПХ ( ВНИИнефтепромхим), ИПС ( СибНИИНП), ИКВ и др. Эффективно и экономически обосновано применение ингибиторов парафинизации, в частности ИПС-2 [1], на месторождениях Сибири.  [8]

Прямая пропорциональность парафиноотложения от температуры рабочей смеси ( рис. 2), а также совпадение температуры максимума интенсивности отложения при всех разностях температур ( рис. 3) указывают на основополагающее значение температуры смеси в процессе парафиноотложения в гидродинамических условиях. Температура определяет состояние рабочей смеси как дисперсной системы, поэтому от температуры зависят такие, влияющие на процесс парафиноотложения, объемные свойства рабочей смеси как количество дисперсной фазы и ее полидисперсность. Таким образом, температуру рабочей смеси можно рассматривать в процессе парафиноотложения как фактор, определяющий вероятность парафиноотложения и формирующий исходное состояние системы для этого процесса. Однако, она не определяет реальных результатов парафиноотложения.  [10]

Реализация вероятности парафиноотложения и количественные параметры образующихся отложений определяются температурой подложки.  [11]

Для предотвращения парафиноотложения применяют разнообразные композиции химических веществ, существенно различающихся по механизму воздействия на образование смолопарафиновых отложений на поверхности оборудования.  [12]

Действие детергентов-удалителей парафиноотложений заключается в следующем. При температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений ( 50 - 80 С) ПАВ способствует отмыву, диспергированию, а также предотвращает повторное отложение парафина при охлаждении нефтяного потока.  [13]

Интенсивные процессы парафиноотложения в добывающих скважинах многих нефтяных месторождений Западной Сибири объясняются не только причинами, возникающими при эксплуатации любых нефтяных залежей ( значительное количество парафина в нефти, снижение температуры нефти при ее подъеме по стволу скважины и др.), но и геолого-физическими условиями данного региона.  [15]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Особенности эксплуатации нефтяных скважин при отложении асфальтосмолопарафиновых веществ.

 

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются отложения асфальтосмолопарафиновых веществ. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.

АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Нефть состоящая из смеси как легких, так и тяжелых углеводородов, при пластовых условиях находятся, как правило, в термодинамическом равновесии. При изменении термобарических условий в призабойной зоне и в самой скважине, связанных с понижением давления и температуры, нарушается фазовое равновесие, и из смеси углеводородов выделяются как газообразные, так и твердые компоненты. Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина.

Образовавшиеся микрокристаллы и микроагрегаты твердой фазы могут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься потоком смеси. В противном случае микрокристаллы парафина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, прилипают к поверхности НКТ. Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины.

Механизм и характер формирования отложений парафина достаточно сложны и зависят от: давления насыщения в подъёмнике, газонасыщенности нефти, температурного режима работы скважины, содержания парафина в нефти, температуры кристаллизации парафина, давление на устье скважины, дебита скважины, обводненности продукции, состояния внутренней поверхности подъемника (его шероховатость), типа этой поверхности (гидрофильная или гидрофобная), характер работы скважины (работа с постоянным дебитом или в пульсирующем режиме) и др.

Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны. Первая - непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.

В фонтанных скважинах при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения, выпадение парафина следует ожидать в колонне НКТ.

Влияние температуры в пласте и в стволе скважины. Нефть является сложной по химическому составу смесью компонентов, которые, в зависимости от строения и внешних условий, могут находиться в разных агрегатных состояниях. Снижение температуры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина.

Влияние скорости движения газожидкостной смеси. Интенсивность образования АСПО во многом зависит от скорости течения жидкости. При ламинарном характере течения, формирование АСПО происходит достаточно медленно. При турбулизации потока интенсивность отложений вначале возрастает. Дальнейший рост скорости движения газожидкостной смеси ведет к уменьшению интенсивности отложения АСПО: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется резкое уменьшение отложений в интервале 0-50 м от устья скважины. При больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее, чем при малых, что также замедляет процесс образования АСПО.

Влияние шероховатости стенок труб. Состояние поверхности труб влияет на образование отложений. Микронеровности являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причиной образования центров кристаллизации отложений, прилипания кристаллов парафина к поверхности труб, блокирования их движения между выступами и впадинами поверхности. В случае, когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размером кристаллов парафина, либо меньше его, процесс образования отложений затруднен

Как показывает практика, основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.

Методы борьбы с АСПО

Существует два принципиальных подхода к борьбе с АСПО:

1 Предотвращение отложений парафина

2 Различные методы удаления отлагающего парафина

Первый подход является предпочтительным и базируется на создании условий в процессе работы скважины, исключающих формирование отложений парафина или облегчающих их срыв с внутренней поверхности подъемника. Данный подход включает следующие методы: снижение шероховатости внутренней поверхности НКТ путем нанесения на нее стекла специальных покрытий.

Использование специальных химических реагентов, называемых ингибиторами парафиноотложений: диспергаторы – ПАВ, покрывающие частички парафина и препятствующие их слиянию; депрессаторы, замедляющие рост и выделение парафина; модификаторы, дробящие частицы на более мелкие; смачиватели, делающие поверхность гидрофильной; растворители, предназначены для растворения уже выделившегося парафина.

Второй подходявляется широко распространенным и делится несколько методов:

1 Механические – использование различных по конструкции и форме скребков, спускаемых в подъемник либо на проволоке с помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавливаемых на устье скважин, либо автоматических летающих скребков. Конструктивно скребок устроен таким образом, что при спуске полукруглые по форме пластинчатые ножки сложены и скребок свободно спускается в НКТ. При подъеме ножки раскрываются, их диаметр становится равным диаметру НКТ, и они срезают отложившийся парафин, который потоком продукции выносится за пределы устья скважины.

2 Тепловые – прогрев колонны НКТ паром, закачиваемым в скважину с помощью специальной паропередвижной установки.

3 Химические – использование различных растворителей парафиновых отложений. Добавка в продукцию различных гелей и взвесей для создания искусственных центров кристаллизации.

4 Воздействие магнитным полем, вибровоздействие

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Способ предотвращения парафиновых отложений в нефтяных и газоконденсатных скважинах

 

Использование: для борьбы с парафиноотложениями химическими способами методом введения ингибиторов, присадок. Сущность изобретения: определяют участок активного парафиноотложения, осуществляют подбор химической добавки и очистному агенту в концентрации, необходимой для данного участка, и вводят очисткой агент с присадкой посредством дополнительно установленной в насосно-компрессорных трубах с калиброванным отверстием.

Изобретение относится к химическим способам борьбы с парафиноотложениями в процессе добычи легких и низковязких нефтей и газоконденсатов и касается методом введения химических добавок (депрессорных присадок или ингибиторов парафиноотложений), предупреждающих застывание добываемого продукта или отложение парафинов в скважинах.

Известен способ предотвращения парафиноотложений в нефтяных скважинах, оборудованных штанговыми насосами путем введения присадки внутрь насосно-компрессорных труб (НКТ) с помощью специальной емкости и дозирующего устройства, установленных на поршне глубинного насоса [1] Для газоконденсатных скважин, работающих за счет энергии пласта или при газлифтном способе эксплуатации, этот метод неприменим. Более близким к предлагаемому является известный для нефтяных скважин способ предотвращения парафиноотложений путем закачки раствора присадки в затрубное пространство, который попадает в добываемый продукт через открытый конец обсадной колонны и начало НКТ внутрь ее и движется вместе с потоком нефти от забоя скважины к устью [2] Способ подачи присадок внутрь НКТ через затрубное пространство будет эффективен только тогда, когда соотношение концентрацией молекул присадки и различных сортов молекул (смол, асфальтенов, парафинов) в добываемом продукте в процессе движения потока от забоя к устью будет оставаться неизменным. Это может быть только тогда, когда молекулы присадки и добываемого продукта движутся от места их смешивания до устья скважины с одинаковой скоростью, равной средней скорости общего потока. Это, как правило, имеет место в нефтях со средней и большой вязкостью и молекулярной массой. В скважинах с такими нефтями способ введения присадок через затрубное пространство поэтому, как правило, дает желаемый эффект депрессии температуры застывания и уменьшения парафиноотложений. Однако такой способ неэффективен в случае различия состава добываемого продукта в разных по глубине слоях. Такая ситуация может возникнуть в малодебитных или временно остановленных скважинах, из которых добывают легкие нефти или газоконденсаты, вязкость которых мала. Цель изобретения повышение эффективности действия депрессорных присадок и ингибиторов парафиноотложений путем совершенствования методов введения их в скважины с учетом неоднородности по глубине слоев газоконденсата и легких нефтей. В способе предотвращения парфиноотложений в нефтяных и газоконденсатных скважинах, включающем отбор проб добываемого продукта, измерение параметров, определяющих условия парафиноотложения, подбор соответствующей химической добавки и введение ее в добываемый продукт, отбор проб осуществляют из различных по глубине слоев добываемого продукта по параметрам, определяющим условия парафиноотложения, устанавливают местонахождение слоя, потенциально опасного для запарафинивания скважины, после чего к пробам, взятым из потенциально опасного слоя, подбирают соответствующую химическую добавку и вводят ее в указанный слой. При малых скоростях потока добываемого продукта и малой его вязкости скорость всплывания или осаждения различных дисперсных частиц (в частности, парафинов), присутствующих в нем, может оказаться больше средней скорости потока. В этих случаях содержание парафинов в добываемом продукте станет различным в верхних и нижних участках скважины, поэтому присадка и ее концентрация, подобранные для устьевой пробы, могут оказаться неэффективными для тех слоев нефти или газоконденсата, которые образовались в нижней части скважины в области забоя. Следовательно, вводить присадку в газоконденсатные скважины и скважины, добывающие легкие низковязкие нефти, в отличие от нефтяных скважин, добывающих высоковязкие нефти, надо не на забой скважины и не на уровень окончания обсадных труб, где концентрация парафинов мала, а в тот участок внутренней (насосно-компрессорной, лифтовой) трубы скважины, на котором концентрация, структура и молекулярный вес парафинов в добываемом продукте таковы, что в процессе своего движения к устью и понижения температуры потока из него начнут выпадать парафины в пределах скважины, даже без учета дополнительного обогащения всех слоев движущегося потока добываемого продукта парафинами по мере их подъема от забоя к устью. Учет дополнительного обогащения движущихся слоев продукта парафинами приведет к тому, что кристаллизация парафинов будет происходить на участках ниже устья с температурами, большими устьевой. В этом случае концентрация присадки, вводимой в слои, расположенные выше граничного и более близкие к устью, должна быть увеличена. Таким образом, общим для известных и предлагаемого химических способов предотвращения парафиноотложений является этап подбора присадок к добываемому продукту. Он состоит в следующем: депрессорные присадки или ингибиторы парафиноотложений перед их промышленным применением предварительно апробируют эмпирически в лабораторных условиях на пробах нефтей тех скважин, в которых их собираются использовать. Для этого в одну и ту же отобранную пробу нефти, разделенную на несколько частей, в лабораторных условиях вводят апробируемую депрессорную присадку или ингибитор парафиноотложений в нескольких концентрациях при нескольких температурах и сравнивают температуру застывания, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига и вязкости в исходной пробе нефти и в пробе с присадкой или ингибитором при нескольких темпах охлаждения сразу после введения присадки и через различные интервалы времени (час, сутки, неделю, месяц). Та присадка, которая в наибольшей мере понизила температуру застывания, статическое и динамическое напряжение сдвига, вязкость и действие которой в пробе сохранилось наиболее длительное время, признается наиболее эффективной (технически) и рекомендуется для промыслового использования при тех концентрациях, тех температурах введения и тех скоростях охлаждения проб, при которых она оказывается наиболее эффективной в лабораторных условиях. На промысле измеряют температуру нефти на том участке скважины, куда предполагается подавать присадку, а также скорости охлаждения нефти при движении ее по стволу скважины от места ввода присадки до устья скважины. Если температура нефти в месте ввода присадки равна или выше той, при которой присадка начинает работать, то присадку можно вводить. Если температура на участке ввода ниже той, при которой присадка начинает действовать, то вводить ее бессмысленно. Если скорость потока нефти такова, что скорость охлаждения нефти от места ввода до участка скважины с той температурой, при которой из нефти начинают выпадать парафины, меньше или равна той, при которой присадка еще действует, то ее можно вводить. Если же скорость охлаждения нефти в скважине больше той, при которой присадка уже не действует, то надо подбирать другую присадку. Из-за малой вязкости газоконденсатов при температурах выше температуры начала кристаллизации парафинов относительное содержание в газоконденсате легких и тяжелых фракций и парафинов различной молекулярной массы будет различно на разных глубинах скважины. Более тяжелые парафины выпадут в осадок, а более легкие всплывут на устье скважины. В середине скважины должно быть наименьшее количество парафинов. Таким образом, в тех случаях, когда скорость потока газоконденсата или легкой нефти меньше скорости всплывания или осаждения парафинов, вводить присадку на забой скважины или на уровне конца обсадной колонны становится бессмысленно, поскольку состав газоконденсата или легких нефтей в этих участках скважины будет резко отличаться от того, который имеет место на тех участках, где начинается кристаллизация парафинов. Следовательно, вводить присадку в газоконденсатные скважины или скважины, добывающие легкие нефти, в отличие от нефтяных, добывающих высоковязкую нефть, надо не на забой скважины и не на уровне окончания обсадных колонн, а только в том участке скважины, куда всплывут парафины и где они начинают кристаллизироваться. Основные отличия существующих и предлагаемого химического способов предотвращения остановок скважин вследствие их запарафинивания или застывания в них добываемого продукта связаны с необходимостью учета различия состава добываемого продукта на разных участках скважины по высоте и состоят в следующем. Исследуют температуры начала кристаллизации парафинов и температуры застывания не одной пробы, взятой на устье, в середине или на забое скважины, а по крайней мере всех трех или большего количества проб, взятых из разных слоев добываемого продукта с разных глубин скважины, и находят некоторый граничный слой, выше которого расположен слой, где кристаллизация парафинов или застывание добываемого продукта происходят при температурах равных или больше температуры на устье скважины, т.е. такой слой, который является потенциально опасным для запарафинивания скважины. Присадку и ее концентрацию подбирают не к произвольно взятой пробе (с устья, середины или забоя скважины), а к пробе, взятой из потенциально опасного слоя. Присадка, подобранная к пробам из потенциально опасного для запарафинивания скважины слоя добываемого продукта, вводится в нужном количестве внутрь насосно-компрессорной (лифтовой) трубы не через затрубное пространство в слой на уровне конца обсадной колонны или НКТ, а через третью трубу, опущенную внутрь НКТ через устье скважины в потенциально опасный слой через систему калиброванных отверстий, расположенных на разном расстоянии от заглушенного конца третьей трубы. Если кристаллизация парафинов при устьевой температуре tупроисходит в пробе, взятой с глубины отбора hотб, равной 500 м, и в пробах, взятых с глубины hотб > 500 м, кристаллизация парафинов начинается при температурах tиу, то к пробе, взятой с глубины hотб 500 м, надо подбирать присадку и ее концентрацию, а к пробам из вышележащих слоев в случае, если кристаллизация в них начинается при t > tу, надо подбирать только концентрацию присадки, уже подобранной для пробы с глубины 500 м. Вводить подобранную присадку в необходимом количестве нужно будет на глубину 500 м, а при необходимости и в вышележащие слои, в количестве большем, чем в слой на глубине 500 м, через отверстия большего, чем на глубине 500 м, диаметра или большего, чем на глубине 500 м, количества. Известные способы введения химических добавок разработаны для потоков добываемого продукта однородного состава и не учитывают возможной неоднородности состава продукта по высоте скважины.

Формула изобретения

СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИНАХ, включающее определение участка активного парафиноотложения и введение рабочего очистного агента в указанный участок, отличающийся тем, что осуществляют подбор химической добавки к очистному агенту в концентрации, необходимой для предварительно определенного участка активного парафиноотложения, и вводят очистной агент в указанный участок посредством дополнительно установленной в насосно-компрессорных трубах трубы с калиброванным отверстием.

www.findpatent.ru