Отчет о прохождении первой производственной практики в ООО «РН-УфаНИПИнефть», страница 24

Необходимо отметить высокую эффективность применения химических растворителей при обработке добывающих скважин. Технология доставки растворителя в НКТ и реагирования его с АСПО предполагает использование различных вариантов, из которых наиболее технологичными являются следующие:

- растворитель из автоцистерны подается в затрубное пространство агрегатом в объеме 5-7 м³ с последующим продавливанием нефтью при работающим насосе до полного проникновения в НКТ с фиксацией выхода его на устье скважины. Скважина останавливается для  реагирования агента с АСПО на 8-10 часов. Продукты обработки после пуска насоса в работу направляются в выкидную линию;

- растворитель в количестве 2-3 объемов НКТ нагнетается агрегатом в затрубное пространство скважины,  после чего производится обвязка ее по схеме НКТ - затрубное пространство. Скважина переводится на самоциркуляцию в течение 8-10 часов. Продукты обработки направляются в выкидную линию.

В качестве растворителей могут быть рекомендованы нефрас С₄ 130/350, обладающий повышенной растворимостью к АСПО, характерным для  месторождений  ОАО “Юганскнефтегаз” ,  либо  смесь  ароматических нефрасов А 120/200, А 150/330 с гексановой, толуольной фракциями, бензинорастворителем БР-1 либо нефрасом С₃ 70/150 в объемном соотношении 1:3.

Наилучшие результаты при удалении АСПО со значительной долей мехпримесей достигаются при совмещении дешевых механических методов с использованием растворителей и промывок НКТ горячей нефтью.

Для удаления АСПО из нефтепроводных коммуникацией рекомендуется очистка трубопровода с помощью термохимических составов.

Для предотвращения выпадения АСПО повышают дебит скважины до парафинобезопасного, при котором на всей протяженности НКТ из-за увеличения скорости потока температура добываемой пластовой продукции выше температуры ее насыщения парафином. В промысловых условиях это достигается увеличением проницаемости призабойной зоны пласта обработкой реагентами, либо проведением гидроразрыва пласта. При неизменном дебите увеличение скорости потока можно достичь уменьшением диаметра лифтовых труб. Для предупреждения АСПО возможно использование химических реагентов – ингибиторов, обеспеченное:

        - непрерывной подачей ингибитора в затрубное пространство с помощью наземного дозировочного насоса;

        - непрерывной подачей с помощью глубинного забойного дозатора, например, из контейнера, заполненного ингибитором и оборудованного струйным насосом, приводимым в действие нефтяным потоком, втягиваемым ЭЦН;

- ежедневной подачей в затрубное пространство с помощью дозаторов типа “метанольницы”;

- подачей «ударной» дозы в течение 1-5 суток;

        - периодической закачкой ингибитора в ПЗП, выполняющую роль дозатора реагента, через 1-3 месяца;

        - задавливанием  в пласт нефтью и др.

В зарубежной практике ингибирования АСПО в добывающих скважинах широко используется технология, заключающаяся в непрерывной подаче ингибитора расположенным на поверхности дозировочным насосом по дозировочной трубке через специальную нагнетательную муфту, крепящуюся на НКТ ниже интервала начала отложения АСПВ. Данная технология, а также метод с использованием дозаторов, устанавливаемых ниже спуска насоса, наиболее целесообразны для ингибирования АСПО в НКТ эксплуатационных скважин, оборудованных пакерами.

Перед использованием ингибиторов АСПО на скважинах, не оборудованных пакерами, необходимо переоборудовать  устье  скважины  для  перепуска  части  добываемой продукции из выкидной линии в затрубное пространство с целью обеспечения доставки ингибитора к приему насоса и удалить накопившиеся АСПО в процессе эксплуатации с помощью химических растворителей.