Способ промывки скважины



Способ промывки скважины
Способ промывки скважины

 


Владельцы патента RU 2429341:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при промывке скважины. В способе промывки скважины, включающем промывку водным раствором смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6, в смеси соотношение неонолов АФ9-12 и АФ9-6 устанавливают 1:(4,5-5,5) соответственно, водный раствор смеси неонолов используют 4,5-5,5%-ной концентрации, предварительно из скважины извлекают образцы асфальтосмолопарафиновых отложений и выделяют образцы с ненарушенной структурой, образцы наплавляют на металлические пластины, погружают в упомянутый раствор и методом спектрофотометрии определяют время набухания образцов до равновесного состояния и время образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами асфальтосмолопарафиновых отложений, а перед промывкой в скважине организуют ванну упомянутого раствора, продолжительность ванны минимально принимают равной времени набухания образцов до равновесного состояния, а максимально - в течение времени образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами асфальтосмолопарафиновых отложений. Технический результат - повышение эффективности промывки скважины. 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при промывке скважины.

Известна моющая композиция для металлической и окрашенной поверхности, содержащая (мас.ч.) оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12-неонол АФ9-12 1, оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 6-неонол АФ9-6 0,5-1, триполифосфат натрия 0,1-2, сульфат натрия 0,1-2, вода 8,3-2500. Композицию используют в виде водного раствора. (Патент РФ №2041258, опубл. 09.08.1995).

Известное моющее средство для очистки металлической поверхности содержит, мас.%: оксиэтилированные монононилфенолы на основе тримера пропилена неонол АФ9-12 3-4; неонол АФ9-6 3-4; кальцинированная сода 29-45; тринатрийфосфат 15-25; триполифосфат натрия до 100. Моющее средство используют в виде водного раствора. (Патент РФ №2041927, опубл. 20.08.1995 - прототип).

Недостатком известных технических решений является недостаточно высокая эффективность промывки скважины.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности промывки скважины.

Задача решается тем, что в способе промывки скважины, включающем промывку водным раствором смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6, согласно изобретению в смеси соотношение неонолов АФ9-12 и АФ9-6 устанавливают 1:(4,5-5,5) соответственно, водный раствор смеси неонолов используют 4,5-5,5%-ной концентрации, предварительно из скважины извлекают образцы асфальтосмолопарафиновых отложений и выделяют образцы с ненарушенной структурой, образцы наплавляют на металлические пластины, погружают в упомянутый раствор и методом спектрофотометрии определяют время набухания образцов до равновесного состояния и время образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами асфальтосмолопарафиновых отложений, а перед промывкой в скважине организуют ванну упомянутого раствора, продолжительность ванны минимально принимают равной времени набухания образцов до равновесного состояния, а максимально - в течение времени образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами асфальтосмолопарафиновых отложений.

Сущность изобретения

При промывке скважины, закольматированной АСПО, возникает опасность или недоотмыть отложения, или закупорить трубы и запорную арматуру на устье скважины крупными частицами отслаивающихся отложений. Известные технические решения не решают эти вопросы, т.к. сориентированы только на растворение отложений. В результате эффективность промывки скважины оказывается невысокой. В предложенном способе решается задача повышения эффективности промывки скважины. Задача решается следующим образом.

Выбирают соотношение неонолов и концентрацию раствора. Проводят серию опытов по отмыву АСПО при соотношениях неонолов АФ9-6 к АФ9-12 от 1 к 10 до 10 к 1. В качестве основного регистрирующего эффективность отмыва АСПО метода использовалась спектрофотометрия. Измерения оптической плотности промывочных растворов проводили на спектрофотометре СФ-102 при длине волны 540 нм. Из скважины извлекают образцы АСПО и выделяют образцы с ненарушенной структурой. Образцы наплавляют на металлические пластины без разрушения структуры, погружают в упомянутый раствор и методом спектрофотометрии определяют помутнение раствора. Со степенью помутнения раствора прямо связана степень набухания АСПО. Результаты сведены в таблицу.

Строят график зависимости коэффициента светопоглощения раствора от времени (фиг.1). На графике отображена динамика коэффициента светопропускания (Ксп), где линия 1 соответствует изменению Ксп при соотношении АФ9-6 к АФ9-12 5 к 1, линия 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 - соответственно соотношения АФ9-6 к АФ9-12, равные 4 к 1, 3 к 1, 2 к 1, 1 к 1, 1 к 2, 1 к 3, 1 к 4, 1 к 5, 1 к 6, 1 к 7. Как видно из графика, наибольший отмывающий эффект достигнут при соотношении АФ9-12 к АФ9-6 как 1 к 5. Поскольку технический результат достигается при соотношении компонентов в пределах 1:(4,5-5,5), то это соотношение принято в качестве заявляемого.

На фиг.1 отмечают время, когда коэффициент светопоглощения практически перестает изменяться, что свидетельствует о максимальном набухании отложений. На графике на кривой 1 - это 2 часа. Это время считают минимальным для технологической выдержки скважины в режиме ванны. Далее образцы по очереди через промежутки времени подвергают воздействию потока раствора и под микроскопом определяют размер частиц отложений, на которые распадается слой отложений. Отмечают, что с увеличением времени выдержки размер частиц увеличивается, что нежелательно. Поскольку всегда стремятся свести размер частиц вымываемых отложений к минимуму, то выбирают оптимальное время ванны, когда отложения набухли и способны разрушаться и когда частицы отложений при промывке образуются малого размера, когда они способны пройти через трубы и запорную арматуру устья скважины без опасности создать там пробку, закупорить трубы. Если время набухания совпадает с оптимальным временем для минимизации размера частиц при промывке скважины, то его принимают как наиболее оптимальное.

Таким образом, при промывке скважины используют 4,5-5,5%-ный водный раствор смеси неонола АФ9-12 и неонола АФ9-6 при соотношении в смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6 1:(4,5-5,5) соответственно. Как показали предварительные исследования, такой раствор с таким соотношением неонолов и такой концентрации оказывается наиболее эффективным при промывке скважины.

При проведении операций скважину заполняют раствором для промывки, т.е. 4,5-5,5%-ным водным раствором смеси неонола АФ9-12 и неонола АФ9-6 при соотношении в смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6 1:(4,5-5,5) соответственно, проводят технологическую выдержку для набухания АСПО и появления возможности быть размытыми потоком раствора и промывают скважину этим же раствором до полного освобождения скважины от АСПО.

В результате удается отмыть скважину от АСПО.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют промывку нефтедобывающей скважины от АСПО. Определяют, что время набухания образцов АСПО до равновесного состояния в 4,5%-ном водном растворе смеси неонола АФ9-12 и неонола АФ9-6 при соотношении в смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6 1:4,5 соответственно составляет 2,3 ч. Определяют, что время образования частиц отложений с минимальными размерами - до 0,5 мм при промывке скважины потоком того же раствора составляет также 2,3 ч, т.е. совпадает с временем набухания. Это время принимают как оптимальное для продолжительности ванны. Скважину заполняют 4,5%-ным водным раствором смеси неонола АФ9-12 и неонола АФ9-6 при соотношении в смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6 1:4,5 соответственно, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для набухания АСПО и появления возможности быть размытыми потоком раствора в течение 2, 3 часа и промывают скважину этим же раствором до полного освобождения скважины от АСПО.

Пример 2. Выполняют промывку нефтедобывающей скважины от АСПО. Определяют, что время набухания образцов АСПО до равновесного состояния в 5%-ном водном растворе смеси неонола АФ9-12 и неонола АФ9-6 при соотношении в смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6 1:5 соответственно составляет 1,7 часа. Определяют, что время образования частиц отложений с минимальными размерами - до 0,5 мм при промывке скважины потоком того же раствора составляет 2 часа. Время 2 часа принимают как оптимальное для продолжительности ванны. Скважину заполняют 5%-ным водным раствором смеси неонола АФ9-12 и неонола АФ9-6 при соотношении в смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6 1:5 соответственно, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для набухания АСПО и появления возможности быть размытыми потоком раствора в течение 2 часов и промывают скважину этим же раствором до полного освобождения скважины от АСПО.

Пример 3. Выполняют промывку нефтедобывающей скважины от АСПО. Определяют, что время набухания образцов АСПО до равновесного состояния в 5,5%-ном водном растворе смеси неонола АФ9-12 и неонола АФ9-6 при соотношении в смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6 1:5,5 соответственно составляет 1,8 часа. Определяют, что время образования частиц отложений с минимальными размерами - до 0,5 мм при промывке скважины потоком того же раствора составляет 1,9 часа. Время 1,8 часа принимают как оптимальное для продолжительности ванны. Скважину заполняют 5,5%-ным водным раствором смеси неонола АФ9-12 и неонола АФ9-6 при соотношении в смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6 1:5,5 соответственно, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для набухания АСПО и появления возможности быть размытыми потоком раствора в течение 1,8 часа и промывают скважину этим же раствором до полного освобождения скважины от АСПО.

В результате по примерам 1-3 удается полностью отмыть скважину от АСПО. Применение состава по прототипу показало низкую отмывающую способность и наличие остатков АСПО в скважине после промывки.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности промывки скважины.

Способ промывки скважины, включающий промывку водным раствором смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6, отличающийся тем, что в смеси соотношение неонолов АФ9-12 и АФ9-6 устанавливают 1:(4,5-5,5) соответственно, водный раствор смеси неонолов используют 4,5-5,5%-ной концентрации, предварительно из скважины извлекают образцы асфальтосмолопарафиновых отложений и выделяют образцы с ненарушенной структурой, образцы наплавляют на металлические пластины, погружают в упомянутый раствор и методом спектрофотометрии определяют время набухания образцов до равновесного состояния и время образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами асфальтосмолопарафиновых отложений, а перед промывкой в скважине организуют ванну упомянутого раствора, продолжительность ванны минимально принимают равной времени набухания образцов до равновесного состояния, а максимально - в течение времени образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами асфальтосмолопарафиновых отложений.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к композиции и способу для очистки части подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием. .
Изобретение относится к оптимизации и увеличению добычи нефти, газа и воды из скважин, пробуренных к подземному пласту. .

Изобретение относится к способу удаления фильтрационных осадков, образовавшихся в нефтяных скважинах в ходе бурения, путем обработки указанных фильтрационных осадков водными растворами конкретных окислительных систем, эффективных также при низких температурах.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам регулируемой подачи в скважину и наземное трубное оборудование разных по физическому состоянию и назначению реагентов, а также относится к оборудованию, предназначенному для подачи реагентов в поток жидкости.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к доставке реагента в скважину и подаче его в поток пластовой жидкости для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов на глубинно-насосном оборудовании.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к погружным устройствам для подачи ингибитора солеотложений на поверхность погружных электродвигателей и вход электроцентробежных насосов, и может быть использовано для повышения надежности работы УЭЦН.

Изобретение относится к технологии обработки призабойной зоны скважины и может быть использовано в нефтяной промышленности, например, при добыче тяжелых нефтей и природных битумов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к погружным устройствам для подачи ингибитора солеотложений на поверхность погружных электродвигателей и вход электроцентробежных насосов.

Изобретение относится к технологии и технике ввода химического реагента (далее - химреагента) в скважину и может найти применение в нефтедобывающей промышленности.

Изобретение относится к дозирующим устройствам, применяемым в нефтедобывающих скважинах (Е21В 37/06; Е21В 41/02.) Подобные заявки на изобретение были обнаружены при изучении патентов в разделах Е21В 37/06; Е21В 41/02.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для внутрискважинной обработки нефти

Изобретение относится к применению определенной группы алкоксилированных и/или ацилированных нечетвертичных азотсодержащих соединений в качестве противоагломератов для газовых гидратов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологиям удаления отложений с внутренней поверхности лифтовых труб добывающих скважин

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технологиям внутрискважинной очистки подземного оборудования от отложений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов на нефтедобывающем оборудовании

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче высоковязкой нефти с использованием энергии упругих колебаний, и может быть реализовано при выполнении работ в условиях низких климатических температур

Изобретение относится к дезинфекции обрабатываемых флюидов, используемых при операциях в стволе скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам по удалению парафиновых отложений с колонны лифтовых труб растворителем
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к технике, предназначенной для периодической закачки в скважины различных видов ингибиторов
Наверх