Способ промывки скважинного погружного электроцентробежного насоса реагентом


 


Владельцы патента RU 2475628:

Денисламов Ильдар Зафирович (RU)
Еникеев Руслан Марсельевич (RU)
Галимов Артур Маратович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологиям очистки скважинного насоса от отложений. При осуществлении способа реагент подают в полость насоса через клапан обратный трехпозиционный (КОТ), установленный над выкидным отверстием насоса. Подачу и сбор реагента организуют в лифтовых трубах через гибкую армированную трубку, спущенную с устья скважины на время обработки или установленную предварительно стационарно внутри колонны лифтовых труб или по межтрубному пространству скважины. Накопленный объем реагента над насосом и обратным клапаном продавливают в насос через КОТ путем создания необходимого перепада давления в колонне лифтовых труб с устья скважины для открытия КОТ в обратном направлении. Повышается эффективность и экономичность способа промывки насоса. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к технологиям очистки глубинного скважинного насоса от отложений и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности на скважинах с погружным электроцентробежным насосом.

Скважинная добыча нефти с высоким содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена выпадением из нефти этих составляющих и образованием из них отложений в полости глубинного насоса и ее рабочих органах. Наиболее опасны такие образования на поверхности фильтра на входе в электроцентробежный насос (ЭЦН). Из-за отложений пропускная способность фильтра и проток жидкости в ЭЦН значительно снижаются. Это ведет к уменьшению теплоотвода с погружного электродвигателя установки и выходу его из строя.

Общеизвестен способ очистки скважинного ЭЦН и его фильтра путем закачки с устья скважины в лифтовые трубы расчетного объема реагента. Предварительно над насосом во время его спуска устанавливается специальный обратный трехпозиционный клапан, например КОТ-93 производства НП «Пакер» (каталог продукции №10 за 2011 год, стр.106-107; http://www.npf@paker.ru). Для открытия такого обратного клапана в обратном направлении необходимо над ним создать определенный перепад давления, что и делается нефтяниками в настоящее время.

Недостатком способа является то, что для промывки полости ЭЦН и фильтра требуется, как правило, не более 100-300 литров реагента (растворителя), а с устья скважины вынужденно качают несколько кубометров дорогого растворителя. Даже если использовать в качестве буферной жидкости малоценную технологическую жидкость, то всегда останется другой недостаток способа. Это рабочее время персонала, обслуживание насосного агрегата типа ЦА-320 и автоцистерны для подвода и закачки буферной технологичной жидкости после закачки в лифтовые трубы требуемого - небольшого - объема реагента.

Известна заявка на изобретение №2011103370, по которой реперная жидкость (реагент) подается над обратным клапаном глубинного насоса для последующего определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины. По заявке используется обычный обратный клапан без функции пропуска жидкости в обратном направлении, поэтому по этой технологии невозможно промыть электроцентробежный насос от отложений.

Задачей заявляемого изобретения является обеспечение адресной доставки ограниченного объема реагента без смешения с другой технологической жидкостью в полость погружного электроцентробежного насоса скважины для промывки (удаления) отложений из насоса и его фильтра.

Поставленная задача выполняется тем, что в способе промывки погружного электроцентробежного насоса скважины реагентом путем подачи реагента в полость насоса через клапан обратный трехпозиционный (КОТ), установленный над выкидным отверстием насоса, предлагается подавать и собирать реагент над КОТ в лифтовых трубах с помощью гибкой армированной трубки, спущенной с устья скважины на время обработки или установленной предварительно стационарно внутри колонны лифтовых труб или по межтрубному пространству скважины. Накопленный объем реагента над насосом и обратным клапаном продавливают в насос через КОТ путем создания необходимого перепада давления в колонне лифтовых труб с устья скважины для открытия КОТ в обратном направлении.

С тем чтобы повышенное давление, необходимое для открытия КОТ в обратном направлении, не нарушило целостности трубки по подаче реагента, нижний конец этой трубки снабжают обратным клапаном.

Согласно изобретению реагент собирается над насосом и обратным клапаном КОТ с помощью гибкой армированной трубки, которая может быть проложена в 4 вариантах: внутри НКТ стационарно или временно и аналогично в межтрубном пространстве. Поэтому реализацию способа рассмотрим только для одного из этих 4 вариантов - когда гибкая армированная трубка спущена в скважину стационарно вместе с насосом и КОТ.

Реализация способа схематично дана на фиг.1, где 1 - колонна лифтовых труб (НКТ), 2 - погружной электроцентробежный насос, 3 - клапан обратный трехпозиционный, 4 - трубка гибкая армированная для подачи реагента, 5 - обратный клапан обычный, 6 - устьевой насос по подаче реагента, 7 - передвижной насос повышенной производительности типа ЦА-320, 8 - накопленный объем чистого реагента над насосом.

Способ реализуется следующими процедурами.

1. Погружной насос 2 останавливают и через трубку 4 и его обратный клапан 5 закачивают насосом 6 необходимый (ограниченный) объем реагента 8. Этот реагент собирается в лифтовых трубах 1 над насосом 2 и клапаном 3 (КОТ). Отметим то, что клапан 3 удерживает реагент 8 от проникновения в насос 2 благодаря тому, что колонна лифтовых труб на устье скважины открыта, а закачка реагента по трубке 4 не приводит к повышению давления над обратным клапаном трехпозиционным 3.

2. На устье скважины к выходу колонны лифтовых труб соединяют передвижной насос 7.

3. Насосом 7 давление в лифтовых трубах медленно поднимают на величину, необходимую для открытия клапана 3.

4. После открытия клапана 3 давление в колонне лифтовых труб 1 незначительно понизится, и при этом давлении насосом 7 закачивают такой объем технологической жидкости, равный объему реагента 8 над КОТ.

5. Заполненный реагентом электроцентробежный насос оставляется в покое на время, необходимое для растворения реагентом отложений в полости насоса и на его фильтре.

6. Погружной электроцентробежный насос 2 пускают в эксплуатацию в обычном режиме.

Использование по предложенному способу двух известных в практике нефтедобычи устройств: клапана КОТ и гибкой армированной трубки - положительно решает поставленную задачу. Эта задача решается в две стадии. На первом этапе над КОТ собирают ограниченный объем дорогостоящего реагента в чистом виде, а на втором этапе этот объем продавливают в полость насоса и его фильтра.

На наш взгляд предложенный способ промывки ЭЦН от отложений обладает новизной и соответствует критерию "существенное отличие".

Данная технология будет востребована из-за того, что отложения в скважине в первую очередь появляются, как правило, на фильтре и рабочих органах насоса и только потом в лифтовых трубах. Поэтому будет всегда рентабельным восстанавливать работоспособность глубинного насоса ограниченным объемом реагента - в пределах 100-300 литров. При доставке реагента с устья скважины необходимо использовать не менее 500 литров реагента и несколько кубометров технологической жидкости в расчете на стандартную глубину насоса в 1000-1500 метров для условий Урало-Поволжской нефтегазоносной провинции.

Дополнительный положительный эффект от применения способа будет получен и от сокращения времени работы передвижного насосного агрегата типа ЦА-320, автоцистерны и персонала.

1. Способ промывки скважинного погружного электроцентробежного насоса реагентом, заключающийся в том, что реагент подают в полость насоса через клапан обратный трехпозиционный (КОТ), установленный над выкидным отверстием насоса, отличающийся тем, что организуют подачу и сбор реагента над КОТ в лифтовых трубах через гибкую армированную трубку, спущенную с устья скважины на время обработки или установленную предварительно стационарно внутри колонны лифтовых труб или по межтрубному пространству скважины, а накопленный объем реагента над насосом и обратным клапаном продавливают в насос через КОТ путем создания необходимого перепада давления в колонне лифтовых труб с устья скважины для открытия КОТ в обратном направлении.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижний конец гибкой армированной трубки снабжают обратным клапаном.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может найти применение для очистки нефтяных и газовых скважин от отложений. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к устройствам для подачи химических реагентов в скважинную жидкость для предотвращения отложения солей на рабочих органах электроцентробежных насосов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам удаления неорганических солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. .

Изобретение относится к скважинной добыче нефти, газа, газоконденсата и других полезных ископаемых. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для очистки призабойной зоны пласта. .

Изобретение относится к способу удаления отложений из трубопроводов и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для очистки нефтесборных трубопроводов от отложений с помощью растворителей.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к установкам для дозированной подачи химического реагента в продуктопровод, например, в скважину или в трубопроводы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к технике, предназначенной для периодической закачки в скважины различных видов ингибиторов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для дозированной подачи жидких реагентов в нефте- или газопроводы при обработке призабойной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предупреждения образования отложений неорганических соединений солей в процессе добычи нефти в скважинах с исправным состоянием обсадных колонн и оборудованных УЭЦН

Изобретение относится к автономным устройствам для доставки реагента в скважину и его дозирования в добываемую жидкость

Изобретение относится к нефтяной промышленности

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может использоваться при защите от внутренней коррозии трубопроводов системы сбора нефти с высокой обводненностью на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Производят дозирование ингибитора коррозии перед насосами, производящими периодическую откачку продукции скважин из резервуаров по мере их заполнения. После заполнения резервуара производят автоматическую откачку разделившейся на нефть и воду продукции скважин насосом, при этом производят дозирование ингибитора коррозии в приемный коллектор насоса для откачки продукции скважин насосом-дозатором. Запуск насоса-дозатора производят автоматически и синхронизируют с запуском насоса для откачки продукции скважин. Остановку насоса-дозатора производят автоматически при снижении обводненности перекачиваемой продукции скважин до 30%. Для контроля обводненности откачиваемой продукции скважин на напорный нефтепровод устанавливают поточный прибор для измерения содержания воды. Техническим результатом является уменьшение расхода ингибитора коррозии и увеличение защитного эффекта от коррозии. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями при добыче парафинистой нефти. Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины включает создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов, вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб. Предварительно строят кривые распределения температуры скважинного потока в интервалах эксплуатационной колонны от забоя до приема насоса и колонны насосно-компрессорных труб от насоса до устья с учетом определения температуры жидкости на выкиде насоса, кривые распределения давления в скважине в указанных выше интервалах и кривые распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине с учетом изменения давления в скважине и газосодержания нефти в процессе подъема газожидкостной смеси согласно формуле: tнi=tнд+A1·Pi/Pнас-A2Гi/Г0, где tнi - температура насыщения нефти парафином в скважине; tнд - температура насыщения дегазированной нефти; Pi - ряд последовательных значений давления в заданном интервале, МПа; Pнас - давление насыщения нефти газом; Гi - газонасыщенность нефти при соответствующих значениях давления Pi и температуре Ti, м3/м3; Г0 - газосодержание нефти при давлении Pнас; A1 и A2 - корреляционные коэффициенты, зависящие от состава и свойств нефти. По построенным кривым распределения в точке пересечения температуры скважинного потока и температуры насыщения нефти парафином определяют глубину и термодинамические условия интенсивной парафинизации в скважине. Далее с учетом определяемых условий подбирают количество и концентрацию компонентов для выноса расплавленного парафина. Технический результат - повышение эффективности борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к устройствам для подачи химических реагентов в скважину. Устройство содержит цилиндрический корпус с заглушкой и отверстиями в верхней части, заполненный ниже уровня отверстий реагентом с образованием свободной полости. В заглушке выполнено сквозное отверстие, снаружи перекрытое дозатором, а со стороны свободной полости - рукавным фильтром из полимерного материала. На корпусе установлена муфта с отверстиями для выноса разбавленного реагента, поступающего из свободной полости через дозатор. Изобретение обеспечивает продолжительное равномерное поступление реагента в пластовую жидкость. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. В способе ингибирования образования гидратов углеводородов, включающем закачку в прискважинную зону или в участок трубопровода водной композиции полимера, указанная композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат полиакриламид, гипан, полиоксипро в масле полимера из группы, включающей: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт или их сополимеры, и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат КФК и гидрофобизирующую добавку при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанные водный раствор или эмульсия 0,05-5,0, КФК 0,1-5,0, гидрофобизирующая добавка 0,1-5,0, вода - остальное, а перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас.% от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 часов. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 1 з.п. ф-лы, 19 пр., 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности эксплуатации скважинных глубинных электроцентробежных насосов, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений на рабочих органах насоса. В качестве растворяющего отложения реагента предложено использовать горячую нефть по технологии динамического воздействия. С этой целью выше и ниже глубинного насоса предварительно устанавливают камеры одинакового объема с электронагревательным элементом и датчиками температуры. Скважинную нефть после остановки ЭЦН нагревают до необходимой температуры в нижней камере и перемещают через полость насоса самим же насосом в верхнюю камеру нагрева. Для снижения скорости движения горячей нефти через полость насоса производительность последнего снижают с помощью частотного регулятора тока. При наличии клапана обратного трехпозиционного (КОТ) над верхней камерой нагрева горячую нефть возвращают обратно в нижнюю камеру с устья скважины с помощью передвижного насосного агрегата типа ЦА-320. При отсутствии выше насоса и верхней камеры нагрева обратного клапана типа КОТ горячая нефть самотеком под действием сил гравитации спускается в нижнюю камеру. Общее время циклического воздействия горячей нефти на отложения в полости глубинного электроцентробежного насоса должно быть равным времени, необходимому для полного растворения АСПО. Это время предварительно определяется в лабораторных условиях с моделированием скважинных условий. Периодическое применение способа на осложненных скважинах позволит повысить сроки их безаварийной эксплуатации. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к устройствам для подачи химических реагентов в скважинную жидкость.Устройство содержит соединенные по торцам с помощью муфт цилиндрические контейнеры с реагентом, камеры смешения и фильтры-дозаторы, расположенные в муфтах, имеющих, по крайней мере, по одному ряду входных и выходных отверстий. Верхние торцы цилиндрических контейнеров перекрыты фильтрами-дозаторами, а нижние торцы - заглушками. Муфты снаружи оснащены уплотнительными манжетами. Фильтры-дозаторы помещены в цилиндрический корпус, оснащенный сверху калиброванным отверстием. Выше фильтра-дозатора в муфте установлен струйный насос, а ниже струйного насоса в муфте установлен эжектор, сообщенный с рядом входных отверстий муфт патрубками. Камера смешения расположена в муфте на выходе струйного насоса. Выше струйного насоса в муфте размещены диафрагмы с центральными щелевыми отверстиями. Каждое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 25-30° по направлению часовой или против часовой стрелки. Проходные сечения отверстий диафрагм выполнены уменьшающимися снизу вверх. Повышается эффективность работы устройства за счет повышения качества смешивания реагента и точности дозирования. 3 ил.
Наверх