Способ обработки призабойной зоны скважины


 


Владельцы патента RU 2535765:

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

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для очистки скважин. На устье монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, которое обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом. Одновременно запускают в работу паропередвижную установку и насосный агрегат, заполняют эксплуатационную колонну и спущенную в нее колонну насосно-компрессорных труб растворителем, подогретым в теплообменном устройстве до температуры 75-80°C. Температуру растворителя на выходе из теплообменного устройства поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата, подающего растворитель из автоцистерны, при постоянных значениях температуры и расхода пара, создаваемых паропередвижной установкой на ее выходе. Процесс заполнения растворителем производят с одновременным вытеснением в нефтепровод скважинной жидкости. По окончании заполнения растворителем прекращают подачу пара в теплообменное устройство, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель в скважину. Оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 4 ч, после чего запускают в работу глубинный насос в режиме циркуляции, запускают скважину в эксплуатацию и откачивают отработанный растворитель в нефтепровод. Повышается эффективность и надежность обработки, сокращается продолжительность, повышается культура производства. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины.

Известен способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины (патент RU №2184221, МПК E21B 37/06, опубл. 27.06.2002 г., бюл. №18), включающий извлечение из скважины глубинно-насосного оборудования, спуск в скважину до забоя насосно-компрессорных труб, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя продавочной жидкостью в призабойную зону пласта, спуск нагревателя, прогрев растворителя в интервале перфорации, извлечение нагревателя и запуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют водный раствор 10%-ной концентрации бисульфата натрия, 10%-ной концентрации карбамида натрия и 0,5%-ной концентрации сульфанола в объеме 1 м3 на 1 м эффективной мощности пласта, а прогрев растворителя проводят после его продавки в призабойную зону пласта, при этом перед продавкой растворителя герметизируют межтрубное пространство.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая надежность и бесконтрольный процесс нагревания растворителя в интервале перфорации скважины, так как в процессе спуска кабеля с нагревателем кабель может повредиться, в результате невозможно будет осуществить нагревание растворителя;

- во-вторых, в процессе обработки при отсутствии или малой приемистости пласта возможно превышение давления продавки растворителя выше допустимого на эксплуатационную колонну скважины, что может привести к ее повреждению;

- в-третьих, длительность реализации способа, связанная с извлечением колонны труб с глубинно-насосным оборудованием и его последующим спуском в скважину после обработки призабойной зоны пласта;

- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем при демонтаже нагнетательной линии (насосного агрегата, автоцистерны).

Наиболее близким по технической сущности является способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины (патент RU №2160359, МПК E21B 37/06, опубл. 10.12.2000., бюл. №34), включающий остановку скважины, заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, промывку и заполнение эксплуатационной колонны скважины и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб, оснащенной глубинным насосом, до глубины спуска насоса растворителем, продавку скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80-90°C, извлечение нагревателя из скважины, продавку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м3/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12-24 ч и запуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе 25-75:25-75, а технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12-24 ч проводят при начально установленном давлении на устье скважины 2,5-3,5 МПа.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, малая эффективность реализации способа, так как продавка скважинной жидкости осуществляется в призабойную зону пласта в процессе заполнения скважины растворителем, при этом происходит кольматация призабойной зоны пласта асфальтосмолопарафиновыми отложениями, поступающими в нее из скважины вместе со скважинной жидкостью;

- во-вторых, низкая надежность и бесконтрольный процесс нагревания растворителя в интервале перфорации скважины, так как в процессе спуска кабеля с нагревателем кабель может повредиться, в результате невозможно будет осуществить нагревание растворителя;

- в-третьих, большие временные затраты на реализацию способа, связанные с длительностью приготовления растворителя, проведения спуско-подъемных операций на кабеле в интервал перфорации и времени на прогрев растворителя в скважине, а также технологической выдержкой в течение 12-24 ч;

- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и надежности обработки призабойной зоны скважины растворителем, а также сокращение временных затрат на реализацию способа и повышение культуры производства.

Поставленные технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны скважины, включающим остановку скважины, заполнение растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений скважины с эксплуатационной колонной и спущенной в нее колонной насосно-компрессорных труб, оснащенной глубинным насосом, технологическую выдержку, запуск скважины в эксплуатацию.

Новым является то, что перед заполнением скважины растворителем отложений на устье скважины монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, при этом теплообменное устройство обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом, в качестве растворителя применяют растворитель парафинов нефтяной, одновременно запускают в работу паропередвижную установку и насосный агрегат, заполняют эксплуатационную колонну скважины и спущенную в нее колонну насосно-компрессорных труб растворителем, подогретым в теплообменном устройстве до температуры 75-80°C, причем температуру растворителя на выходе из теплообменного устройства поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата, подающего растворитель из автоцистерны, при постоянных значениях температуры и расхода пара, создаваемых паропередвижной установкой на ее выходе, процесс заполнения растворителем эксплуатационной колонны скважины и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб производят с одновременным вытеснением в нефтепровод скважинной жидкости, не превышая предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины, по окончании заполнения растворителем обсадной колонны скважины и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб прекращают подачу пара паропередвижной установкой в темплообменное устройство, отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с растворителем и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель из нагнетательной линии в скважину, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 4 ч, после чего запускают в работу глубинный насос в режиме циркуляции, по окончании 3-х циклов циркуляции растворителя запускают скважину в эксплуатацию и откачивают отработанный растворитель в нефтепровод.

Сущность предлагаемого способа заключается в осуществлении одновременно теплового и химического методов очистки поверхности колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны добывающей скважины от отложений.

На фигуре схематично изображен предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины.

Способ обработки призабойной зоны скважины реализуют следующим образом.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины реализуют в скважине 1 с эксплуатационной колонной 2 и спущенной в нее колонной насосно-компрессорных труб 3, оснащенной глубинным насосом 4, например электроцентробежным насосом с циркуляционным клапаном (на фигуре не показан), установленным выше насоса.

Перед заполнением скважины 1 растворителем отложений останавливают скважину 1, т.е. отключают глубинный насос 4.

На устье скважины (на фигуре не показано) к первой затрубной задвижке 5 скважины 1 монтируют нагнетательную линию 6, проходящую через теплообменное устройство 7. Теплообменное устройство 7 обвязывают с паропередвижной установкой 8 и автоцистерной 9 с растворителем и автоцистерной 10 с технологической жидкостью, обвязанные с насосным агрегатом 11.

В качестве растворителя применяют растворитель парафинов нефтяной, выпускаемый по ТУ 0251-062-00151638-2006.

Растворитель парафинов нефтяной представляет собой бензиновую фракцию, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти. Его моющее действие основано на избирательном растворении смолопарафиновой составляющей отложений, при этом остальные компоненты диспергируются и выносятся на поверхность потоком нефти или промывочной жидкости при промывке. Кроме того, растворитель парафинов нефтяной прост в применении, а также не требует смешивания с другими химическими компонентами на устье скважины перед закачкой в скважину 1.

Одновременно запускают в работу паропередвижную установку 8, например паровую промысловую установку ППУА-1600/100, которая перекачивает пар с расходом 1600 кг/ч под давлением 3,0 МПа через теплообменное устройство 7, и насосный агрегат 11, например насосный агрегат СИН-35, который из автоцистерны 9 подает растворитель по нагнетательной линии 6 через теплообменное устройство 7 при открытой первой затрубной задвижке 5 скважины 1 по межколонному пространству 12. Растворитель, подогретый в теплообменном устройстве 7 до температуры 75-80°C, заполняет эксплуатационную колонну 2 скважины 1 и спущенную в нее колонну насоснокомпрессорных труб 3, оснащенную глубинным насосом 4 (через циркуляционный клапан).

Температуру растворителя в 75-80°C на выходе из теплообменного устройства 7 поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата 11, подающего растворитель из автоцистерны 9 при постоянных значениях температуры, создаваемых на выходе паропередвижной установки 8, например 220°C, и расхода пара 1600 кг/ч.

Например, насосный агрегат 11 подает растворитель из автоцистерны 9 через теплообменное устройство 7 по нагнетательной линии 6 через открытую первую затрубную задвижку 5 в межколонное пространство 12 скважины 1 с расходом 10 л/с, при увеличении температуры растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 выше 80°C, например до 85°C, увеличивают расход растворителя, подаваемого насосным агрегатом 11, до 15 л/с, при этом температура растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 снижается до 75-80°C.

Наоборот, при снижении температуры растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 ниже 75°C, например до 70°C, уменьшают расход растворителя, подаваемого насосным агрегатом 11, до 5 л/с, после чего температура растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 повышается до 75-80°C.

Применение паропередвижной установки (ППУ) позволяет повысить надежность реализации способа, так как обеспечивает гарантированное нагревание растворителя, которым заполняют скважину. Кроме того, поддержание температуры растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 позволяет контролировать температурный режим при заполнении скважины 1 растворителем.

Процесс заполнения растворителем эксплуатационной колонны 2 скважины 1 и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб 3 производят с одновременным вытеснением в нефтепровод 13 скважинной жидкости, не превышая давления предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну 2 скважины 1, при этом вторую затрубную задвижку 14 закрывают, а линейную 15 и трубную 16 задвижки открывают. Например, предельно допустимое давление на эксплуатационную колонну 2 скважины 1 составляет 9,0 МПа, тогда давление закачки растворителя 9 из автоцистерны насосным агрегатом 11 при заполнении скважины 1 не должно превышать давления 9,0 МПа, что контролируют по показаниям манометра, установленного на насосном агрегате 11.

В предлагаемом способе обработки призабойной зоны скважины скважинная жидкость в процессе заполнения скважины растворителем вытесняется из скважины в нефтепровод, а не продавливается, как в прототипе, поэтому не происходит кольматации призабойной зоны пласта асфальтосмолопарафиновыми отложениями, поступающими в нее из скважины вместе со скважинной жидкостью, а это позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины в целом.

По окончании заполнения растворителем эксплуатационной колонны 2 и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб 3 растворитель по колонне насосно-компрессорных труб 3 через выкидную линию 16 поступает в нефтепровод 13, после этого подачу пара паропередвижной установкой 8 в теплообменное устройство 7 прекращают.

В предлагаемом способе исключаются спуско-подъемные операции для прогрева нагревателем растворителя в скважине, а следовательно, сокращается время технологической выдержки и время на осуществление способа в целом.

Отсоединяют от насосного агрегата 11 автоцистерну 9 с растворителем и подсоединяют автоцистерну 10 с технологической жидкостью.

В качестве технологической жидкости применяют, например, пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, выпускаемого по ТУ 2481-007-48482528-99 в количестве 0,2% от объема пресной воды.

Насосным агрегатом 11 подают технологическую жидкость из автоцистерны 10 в нагнетательную линию 6 в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель по нагнетательной линии 6 через теплообменное устройство 7 при выключенной паропередвижной установке 8 в скважину 1. Закрывают первую затрубную задвижку 5 и отсоединяют нагнетательную линию 6 от затрубной задвижки. Оставляют скважину 1 на технологическую выдержку в течение 4 ч.

Прокачка нагнетательной линии 6 технологической жидкостью исключает загрязнение территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии 5 при демонтаже насосного агрегата 11, автоцистерны с растворителем 9, теплообменного устройства 7, и повышает культуру производства при реализации способа.

По окончании технологической выдержки закрывают линейную задвижку 15 и открывают вторую затрубную задвижку 14. Запускают глубинный насос 4, который работает в течение 3-х циклов сам на себя, т.е. глубинный насос 4 осуществляет три круговые циркуляции растворителя: глубинный насос 4 - колонна насосно-компрессорных труб 3 - выкидная линия 16 - трубная задвижка 17 - вторая затрубная задвижка 14 - межколонное пространство 12 - глубинный насос 4.

По окончании 3-х циклов циркуляции растворителя с помощью глубинного насоса 4 открывают линейную задвижку 15 и закрывают вторую затрубную задвижку 14.

Запускают скважину 1 в эксплуатацию, т.е. включают глубинный насос 4 и откачивают им отработанный растворитель в нефтепровод 13.

В результате реализации предлагаемого способа сокращаются временные затраты реализации способа за счет исключения спуско-подъемных операции нагревателя на кабеле в интервал перфорации, а также время на прогрев нагревателем растворителя в скважине, кроме того, сокращается время технологической выдержки.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность и надежность обработки призабойной зоны скважины растворителем, а также сократить продолжительность его реализации и повысить культуру производства.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий остановку скважины, заполнение растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений скважины с эксплуатационной колонной и спущенной в нее колонной насосно-компрессорных труб, оснащенной глубинным насосом, технологическую выдержку, запуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что перед заполнением скважины растворителем отложений на устье скважины монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, при этом теплообменное устройство обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом, в качестве растворителя применяют растворитель парафинов нефтяной, одновременно запускают в работу паропередвижную установку и насосный агрегат, заполняют эксплуатационную колонну скважины и спущенную в нее колонну насосно-компрессорных труб растворителем, подогретым в теплообменном устройстве до температуры 75-80°C, причем температуру растворителя на выходе из теплообменного устройства поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата, подающего растворитель из автоцистерны, при постоянных значениях температуры и расхода пара, создаваемых паропередвижной установкой на ее выходе, процесс заполнения растворителем эксплуатационной колонны скважины и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб производят с одновременным вытеснением в нефтепровод скважинной жидкости, не превышая предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины, по окончании заполнения растворителем обсадной колонны скважины и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб прекращают подачу пара паропередвижной установкой в темплообменное устройство, отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с растворителем и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель из нагнетательной линии в скважину, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 4 ч, после чего запускают в работу глубинный насос в режиме циркуляции, по окончании 3-х циклов циркуляции растворителя запускают скважину в эксплуатацию и откачивают отработанный растворитель в нефтепровод.



 

Похожие патенты:

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением. Устройство содержит колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений. Колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, к первой затрубной задвижке монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью.Насосным агрегатом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство растворитель, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения коррозии и отложений на оборудовании. Устройство содержит установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания в виде жесткого шланга, соединенную с помощью устройства ввода, выполненного в устьевой арматуре с капиллярным трубопроводом, проходящим по наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и насосного агрегата, на нижнем конце которого размещены подвесное устройство, распылитель и центратор.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности эксплуатации скважинных глубинных электроцентробежных насосов, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений на рабочих органах насоса.

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 газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. При этом основной ствол бурят с заданным зенитным углом, обсаживают его эксплуатационной колонной, в которой предварительно вырезано окно в алюминиевой оболочке для бурения и заканчивания бокового ствола меньшего диаметра. Продуктивные участки стволов бурят пологими и оснащают фильтрами соответствующих диаметров. Производят одновременный спуск сдвоенной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб на основной и боковой горизонты, изолируя их между собой пакером выше кровли нижнего продуктивного горизонта, и осуществляют раздельную эксплуатацию горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб. При эксплуатации скважины осуществляют подачу метанола в автоматическом режиме с установленным расходом в трубное пространство основного ствола и затрубное пространство бокового ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовых месторождений, залежи которых гидродинамически не связаны между собой. 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей. Промывочная текучая среда для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения, и дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий сферические частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон и плотность, варьирующую от 0,8 до 1,3 г/см3, причем дисперсный компонент составляет 1-10% по объему от текучей среды. Способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает стадию, в которой нагнетают указанную выше текучую среду над стенкой буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере, в области отложений. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты. В способе производят закачку в скважину кислотного технологического состава, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции. До закачки в скважину кислотного технологического состава после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины перед освоением в буровой раствор, содержащий высокомолекулярные соединения и кольматант, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта, по циркуляции вводят смесь неионогенного поверхностно-активного вещества с сульфаминовой кислотой при массовом соотношении 0,003-0,005:1 в количестве 1-3 мас.%. Затем после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав и выдерживают последний на реакции не менее четырех часов. В качестве кислотного технологического состава используют состав, содержащий, мас.%: перекисное соединение 0,5-3,0; сульфаминовую кислоту 5,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,005-0,02; минерализованную воду остальное. Плотность указанного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выборе эффективных растворителей для удаления отложений парафина. Способ включает отбор из нефтяного оборудования образцов отложений, определение группового состава и типа отложений, процедуру предварительного смешивания пустых бюксов, приготовления в этих бюксах 10% растворов нефтяного парафина, где в качестве растворителей выступают различные углеводороды и их композиции, доведение до постоянно веса в сушильном шкафу бюксов с содержимым. Исследования проводят с использованием нефтяного парафина марки В2, дополнительно определяют температуру плавления чистого парафина и парафина после обработки различными углеводородами методом дифференциальной сканирующей калориметрии и оценивают эффективность растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений. Повышается точность оценки эффективности реагентов для удаления парафиновых отложений. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное. Изобретение обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность состава по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям различного типа, а также снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне. 4 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения отложений солей на нефтепромысловом оборудовании. Регулировку расхода реагента осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом. В процессе спуска в скважину насоса на колонне труб нижний конец капиллярного трубопровода оснащают распылителем с регулируемым обратным клапаном. Капиллярный трубопровод состоит из одной капиллярной трубки с двухслойной проволочной оплеткой. Колонну труб спускают так, чтобы распылитель находился напротив подошвы пласта. После спуска в скважину запускают насос в работу и начинают добычу продукции. На устье осуществляют отбор пробы добываемой продукции, производят анализ пробы на содержание ионов кальция в попутно добываемой воде. В зависимости от результата анализа по капиллярному трубопроводу в призабойную зону пласта дозируют реагенты, в качестве которых применяют соответствующие ингибиторы солеотложений с соответствующим расходом. Периодически производят отбор пробы добываемой продукции на устье и ее анализ. При содержании ионов кальция в попутно добываемой воде свыше 100 мг/л расход ингибитора, дозируемого в капиллярный трубопровод, повышают на 10-20% от первоначального значения до достижения содержания ионов кальция в попутно добываемой воде ниже 100 мг/л. Повышается эффективность предотвращения отложений. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности ингибирования. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 табл., 10 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для предупреждения отложения солей на нефтепогружном оборудовании. Контейнер содержит по крайней мере один цилиндрический корпус с перфорациями, снабженный верхней крышкой с отверстием, нижней крышкой и заполненный порошкообразным реагентом ниже уровня перфораций с образованием свободной полости. Перфорации расположены окружными рядами, распределенными по всей длине корпуса. Перфорации во всех рядах за исключением ближнего к верхней крышке ряда перекрыты растворимыми пробками. Повышается равномерность дозирования реагента. 3 ил.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам регулируемой подачи реагентов в скважину и наземному оборудованию. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью. В качестве устройства для подачи реагента, выполненного в виде контейнера, состоящего из секций и вторичных регулируемых дозирующих механизмов. В каждой секции контейнера расположены один или несколько картриджей с реагентом. Картридж с торцов закрыт заглушками с регулируемыми первичными дозирующими механизмами или с одного торца глухой заглушкой, а со второго - заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами. Картриджи закреплены посредством фиксирующих механизмов. Регулируемые вторичные дозирующее механизмы расположены в той части секций контейнера, которая образуется между регулируемыми первичными дозирующими механизмами и глухой заглушкой секции контейнера или концом секции контейнера или другим картриджем. Повышается удобство дозирования, обеспечивается технологичность устройства, исключаются потери реагента в процессе транспортировки. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной скважины и, в частности, к восстановлению обводненной скважины, верхняя часть которой расположена в заглинизированном низкотемпературном терригенном коллекторе вблизи многолетнемерзлых пород. Технический результат - повышение эффективности восстановления обводненной скважины за счет приобщения к эксплуатации верхней ее части. По способу ликвидируют нижнюю обводнившуюся часть эксплуатационной колонны. Для этого извлекают из скважины лифтовую колонну. В эксплуатационной колонне устанавливают ликвидационный цементный мост. Осуществляют перфорацию верхней необводнившейся части эксплуатационной колонны в интервале низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, расположенных ниже многолетнемерзлых пород. Спускают в интервал перфорации колонну насосно-компрессорных труб. Осуществляют последовательное закачивание в призабойную зону заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений ацетона в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины. Затем закачивают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины. Продавливают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в заглинизированные низкопроницаемые низкотемпературные терригенные отложения газовым конденсатом с кратковременной технологической выстойкой на период отслаивания глинистой составляющей от частиц горной породы. Осуществляют удаление и вынос из скважины на поверхность смеси, состоящей из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми составляющими горной породы. Затем осуществляют освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например азота. Осуществляют отработку и ввод скважины в эксплуатацию с оставлением в скважине ранее спущенных насосно-компрессорных труб. 3 пр., 5 ил.
Наверх