Способ промывки скважинного глубинного электроцентробежного насоса

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.

 

Предлагаемое изобретение относится к технологиям очистки глубинного скважинного насоса от отложений и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности на скважинах с глубинным 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 его рабочих органах. Из-за отложений пропускная способность глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН) значительно снижается.

Общеизвестен способ очистки скважинного ЭЦН 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; ). Для открытия такого обратного клапана в обратном направлении необходимо над ним создать определенный перепад давления, что и делается нефтяниками во время промывки насоса.

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. При отсутствии на скважине растворителя способ невозможно реализовать.

Известно устройство для очистки колонны лифтовых труб от отложений (патент РФ на изобретение №2452850, опубл. 10.06.2012), с помощью которого растворитель нагревается перед его поступлением в глубинный насос. При отсутствии растворителя с помощью этого устройства можно проводить нагрев скважинной нефти для последующего смыва отложений с полости глубинного насоса. Асфальтосмолопарафиновыми и солевыми отложениями заполняются и рабочие турбинки с направляющими электроцентробежных насосов (ЭЦН). Как правило, на нефтяных месторождениях широко применяют высокопроизводительные ЭЦН с подачей 30 и более м3/час. Нагретый в контейнере растворитель или нефть по изобретению №2452850 в течение нескольких минут будет прокачан через полость электроцентробежного насоса после его пуска в работу. Между тем для эффективного растворения многих видов отложений требуется от 60 минут и более. Возникает необходимость увеличения времени взаимодействия реагента с отложениями внутри ЭЦН.

Известен также способ удаления отложений из нефтесборного трубопровода (патент РФ на изобретение №2460594, опубл. 10.09.2012), по которому на отложения оказывается динамическое воздействие растворителем. По способу отложения удаляются меньшим количеством реагента. Технология не предусматривает непрерывного подвода тепла к растворяющему агенту, поэтому при использовании в качестве растворителя АСПО скважинной и неподогретой нефти данная технология не принесет положительного эффекта.

Технической задачей по заявленному изобретению является создание динамического режима воздействия на отложения в полости глубинного электроцентробежного насоса скважины реагентом или скважинной нефтью повышенной температуры.

Поставленная задача решается тем, что в способе промывки скважинного глубинного электроцентробежного насоса, включающем подачу реагента в полость насоса, а также содержащем процедуру нагрева реагента перед подачей в насос, организуют дополнительное нагревание скважинной нефти в камере между ЭЦН и клапаном обратным трехпозиционным аналогично процедуре нагрева в камере ниже ЭЦН, а промывку насоса горячей нефтью производят несколькими циклическими движениями "вверх-вниз", причем вверх с помощью глубинного насоса, а вниз - через КОТ с помощью насосной установки с устья скважины и колонну лифтовых труб, для увеличения времени взаимодействия горячей нефти с отложениями производительность насоса снижают со станции управления с помощью частотного регулятора силы тока. При отсутствии над ЭЦН обратного клапана динамическое воздействие нагретым реагентом организуют самотеком благодаря силе гравитации в вертикальной скважине. Такая технология требует предварительной разрядки давления и выравнивания уровней жидкости в межтрубном пространстве скважины и колонне лифтовых труб, а также учета перемещения известного объема нагретого реагента из нижней камеры в верхнюю и обратно по времени работы глубинного насоса и прослеживанию уровня жидкости в колонне лифтовых труб. Внутренние объемы обеих камер равны между собой с тем, чтобы нагревать один и тот же объем нефти.

Рассмотрим по чертежу обустройство скважины для проведения очистки глубинного ЭЦН от отложений по предлагаемому способу, где:

1 - колонна лифтовых труб;

2 - клапан обратный трехпозиционный - КОТ;

3 - верхняя камера нагрева теплоносителя с датчиками температуры;

4 - электроцентробежный насос;

5 - нижняя камера нагрева теплоносителя с датчиками температуры;

6 - насосная установка на устье скважины для перемещения теплоносителя вниз;

7 - устьевой вентиль межтрубного пространства;

8 - станция управления УЭЦН и камерами нагрева реагента;

9 - задвижка колонны лифтовых труб (КЛТ);

10 - разрядный вентиль КЛТ.

Станция управления работой УЭЦН содержит в себе контроллер по приему и обработке информации от датчиков температуры камер 3 и 5, а также частотный регулятор силы тока погружного электродвигателя (ПЭД) установки. С помощью частотного регулятора производительность ЭЦН на время обработки понижают до необходимого уровня с тем, чтобы общее время обработки соответствовало оптимальной величине.

Реализацию способа рассмотрим на примере нефтедобывающей скважины, оборудованной ЭЦН, внутри которого постоянно с определенным интервалом времени образуются интенсивные отложения из асфальтенов, смол и парафинов. Выполняются следующие процедуры:

Первый вариант - выше верхней камеры 3 имеется КОТ.

1. Электроцентробежный насос 4 со станции управления 8 останавливают.

2. Одновременно включают в работу обе камеры нагрева скважинной нефти.

3. Скважинную нефть известного объема V в нижней камере 5 нагревают до необходимой температуры Т, например на 10-20°С выше, чем температура выпадения из нефти парафина - ТП. Отметим, что Т не может превышать критической температуры Ткр для безопасной работы УЭЦН, в частности погружного электродвигателя, то есть выполняется условие: ТП<Т<Ткр.

4. Глубинным насосом 4 горячую нефть перемещают из нижней камеры 5 в верхнюю камеру нагрева 3. При этом учитывается фактическая, то есть пониженная производительность ЭЦН за счет снижения со станции управления 8 частоты питающего ПЭД тока.

5. Перемещенную в верхнюю камеру нефть нагревают до температуры Т и перемещают ее устьевым насосом 6 через насос 4 в нижнюю камеру 5. Для этого насос 6 поднимает давление в колонне лифтовых труб 1, клапан 2 (КОТ) открывается, после чего нефть из колонны лифтовых труб вытесняет горячую нефть вниз.

В зависимости от фактической производительности электроцентробежного насоса 4 и насосной установки на устье 6 производят несколько вертикальных перемещений горячей нефти объема V через глубинный ЭЦН с тем, чтобы общее время динамического воздействия горячей нефтью на отложения было не менее необходимого времени, предварительно определенного по результатам лабораторного моделированию процесса растворения АСПО.

Второй вариант - выше верхней камеры 3 отсутствует КОТ.

1. Электроцентробежный насос 4 со станции управления 8 останавливают.

2. Задвижку 9 закрывают, вентиль 7 и разрядный вентиль 10 открывают с тем, чтобы уровни жидкости в лифтовых трубах и в межтрубном пространстве стабилизировались и выровнялись.

3. Одновременно включают в работу обе камеры нагрева скважинной нефти.

4. Скважинную нефть известного объема V в нижней камере 5 нагревают до необходимой температуры - Т, например на 10-20°С выше, чем температура выпадения из нефти парафина - ТП. Также выполняется условие ТП<Т<Ткр.

5. Глубинным насосом 4, учитывая его фактическую производительность, горячую нефть перемещают из нижней камеры 5 в верхнюю камеру нагрева 3. Благодаря этому уровень нефти в колонне лифтовых труб поднимется на высоту, соответствующую объему поднятой горячей нефти - V. Следует отметить, что во время вертикального движения горячей нефти в нижней и верхних камерах происходит постоянный разогрев нефти до необходимой температуры Т.

6. После остановки ЭЦН 4 благодаря более высокому уровню жидкости в колонне лифтовых труб, чем в межтрубном пространстве, горячая нефть из верхней камеры 3 начнет самотеком перетекать через полость ЭЦН 4 в нижнюю камеру 5.

7. Положение уровня жидкости в КЛТ во время промывки ЭЦН контролируют постоянно или периодически акустическим уровнемером через вентиль 7 или 10, тем самым принимается своевременное решение о начале второго цикла обработки.

Существенное отличие предложенного способа от ранее известных изобретений и технологий, на наш взгляд, заключается в следующих позициях:

1. По изобретению №2460594 использование нефти в нефтепроводе в качестве растворителя даже в динамическом режиме не приведет к положительному результату, ведь обычная нефть не является растворителем АСПО, а по этой технологии не предусмотрен подогрев нефти. Нами же предложено в динамическом воздействии реагентом использовать нефть, которая уже обладает свойством растворителя за счет своей высокой температуры.

2. По изобретению №2452850 в качестве теплоносителя применяют растворитель, доставляемый в контейнер с устья скважины. А использование скважинной нефти для нагрева под УЭЦН не приведет к необходимому эффекту из-за быстрого охлаждения нефти после прохождения полости электроцентробежного насоса. Только в управляемом перемещении туда и обратно порции горячей нефти практически одной и высокой температуры через отложения в глубинном насосе можно ожидать появление нового и положительного технического результата - эффективное растворение АСПО в полости электроцентробежного насоса без применения специального реагента, а именно - органического растворителя АСПО.

Благодаря предложенной технологии отложения с внутренних органов УЭЦН будут своевременно и эффективно удаляться без применения растворителя.

1. Способ промывки скважинного глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН), включающий подачу реагента в полость насоса, а также содержащий процедуру нагрева реагента перед подачей в насос, отличающийся тем, что организуют дополнительное нагревание скважинной нефти в камере между ЭЦН и КОТ аналогично прогреву в камере ниже ЭЦН, а промывку насоса горячей нефтью производят несколькими циклическими движениями "вверх-вниз", а именно: вверх с помощью глубинного насоса, а вниз - через КОТ с помощью насосной установки с устья скважины и колонну лифтовых труб, причем для увеличения времени взаимодействия горячей нефти с отложениями производительность ЭЦН снижают со станции управления установки с помощью частотного регулятора силы тока.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при отсутствии над ЭЦН обратного клапана обратное движение горячей нефти из верхней камеры в нижнюю организуют самотеком благодаря силе гравитации в вертикальной скважине путем предварительной разрядки давления и выравнивания уровней жидкости в межтрубном пространстве скважины и колонне лифтовых труб, причем перемещение известного объема нагретого реагента из нижней камеры в верхнюю и наоборот производят по времени работы глубинного насоса и прослеживанию уровня жидкости в колонне лифтовых труб или в межтрубном пространстве.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что камеры нагрева скважинной нефти, расположенные ниже и выше электроцентробежного насоса, имеют равные внутренние объемы.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, в частности к способу и устройству для защиты скважинного оборудования. Способ нанесения защитного покрытия на внутреннюю и наружную поверхности труб включает спуск устройства для нанесения покрытия в колонну труб, расплавление и нанесение его на стенки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к методам и средствам защиты скважинных установок электроцентробежных насосов при добыче углеводородного сырья.

Изобретение относится к оборудованию для систем катодной защиты от подземной коррозии насосно-компрессорных и обсадных труб газодобывающих скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей отрасли.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способу защиты скважинного оборудования от коррозии. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для защиты скважин от коррозии. .
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 нефтегазовой промышленности, в частности к способам защиты скважинного оборудования от коррозии и отложений смоло-парафинистых отложений.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при очистке призабойной зоны нагнетательной скважины. .

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

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

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологиям очистки скважинного насоса от отложений. .

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

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.

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 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.

Наверх