Способ подачи реагента и обработки скважины с высоковязкой нефтью



Способ подачи реагента и обработки скважины с высоковязкой нефтью
Способ подачи реагента и обработки скважины с высоковязкой нефтью
Способ подачи реагента и обработки скважины с высоковязкой нефтью

Владельцы патента RU 2593850:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации и предотвращения образования асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтегазодобывающих скважинах. Способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с винтовым насосом с приводом от колонны насосных штанг насосом, кабеля питания электродвигателя насоса и капиллярной трубки, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента - деэмульгатора дозировочным насосом с устья скважины по капиллярной трубке на прием насоса. Запускают в работу привод винтового насоса с частотой вращения колонны штанг 100 об/мин. Подачу реагента производят по капиллярной трубке в колонну НКТ на расстоянии 0,2 м от ее нижнего конца. В процессе отбора высоковязкой нефти периодически определяют нагрузку на привод винтового насоса по току. При росте нагрузки до 40 А снижают частоту вращения колонны штанг до 60 об/мин, после чего прекращают подачу деэмульгатора по капиллярной трубке в колонну НКТ. В межколонное пространство скважины на геофизическом кабеле спускают наконечник и производят импульсную высокочастотную термоакустическую (ИВЧТА) обработку скважины, не прерывая отбора высоковязкой нефти из скважины. В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое определение нагрузки по току на привод винтового насоса через каждые 12 ч до достижения значения по току 15 А, затем восстанавливают частоту вращения колонны штанг до 100 об/мин, после чего ИВЧТА обработку скважины прекращают, извлекают из межколонного пространства скважины наконечник с геофизическим кабелем и возобновляют подачу деэмульгатора по капиллярной трубке, продолжают одновременный отбор высоковязкой нефти и подачу деэмульгатора дозировочным насосом по капиллярной трубке. Повышается эффективность обработки скважины, надежность, увеличивается отбор нефти, исключаются ремонтные работы. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации и предотвращения образования асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтегазодобывающих скважинах.

Известен способ обработки скважины (патент RU №2475627, МПК Е21В 37/00, опубл. 20.02.2013 г., бюл. №5), состоящий в том, что в насосно-компрессорную трубу (НКТ) скважины на длину от устья до призабойной зоны или на глубину возможного формирования АСПО спускают кабель питания (КП) с тросом или без с количеством проводников в нем от 1 до 20, на котором крепят N блоков разрядных (БРn) с количеством от 1 до 1000 штук на расстоянии Ln (n-1) от 1 м до 5000 м друг от друга, и каждым n-м БРn обрабатывают свой n-й участок НКТ длиной (ΔLn) от 1 м до 1000 м, на каждый БРn по КП подают от блока управления (БУ), который располагают на поверхности, постоянное или переменное напряжение питания от 10 до 1000 В, и формируют БРn импульсы или пакеты импульсов напряжения с амплитудой от 10 В до 50 кВ, длительностью от 1 нс до 100 мс, с фронтом от 0,1 нс до 1 мс, спадом от 1 нс до 1 мс, частотой следования от 0,001 Гц до 1 МГц, скважностью импульсов от 10-5 до 109 которые по кабелям разряда (КР) с количеством проводников в нем от 1 до 20, от каждого БРn поступают на разрядники количеством от 1 до 100 в группе (Рm) с числом электродов от 2 до 10 и общим количеством 1 до 1000, которые крепят на КП на расстоянии (Δsm(m-1)) от 1 м до 1000 м друг от друга, в результате чего производят разряд на любом из разрядников независимо от других разрядников или на любой выбираемой из их общего количества группе разрядников и локальный нагрев в месте разряда, для контроля процессов получают сигналы от акустических датчиков числом от 1 до 100, датчиков температуры числом от 1 до 100 и датчиков давления числом от 1 до 100, которые устанавливают внутри НКТ и в межтрубном пространстве, инициируют тем самым электрогидродинамические ударные волны и в комплексе указанных воздействий на все разрядники повышают температуру в НКТ выше температуры плавления АСПО, производят при этом очистку НКТ ударными волнами, разрушают твердые фракции нефтяной жидкости в продукте, снижают вязкость продукта, предотвращают выпадение АСПО и ликвидируют выпавшие АСПО.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, технологически сложный процесс реализации, связанный с большим количеством разрядников от 1 до 100 в группе (Рm) с числом электродов от 2 до 10 и общим количеством 1 до 1000;

- во-вторых, низкая эффективность реализации способа при отборе высоковязкой нефти, так как способ реализуют только после зависания привода скважинного насоса или в процессе подземного ремонта. Поэтому в обоих случаях происходят остановка работы скважинного насоса и простой скважины;

- в-третьих, способ применяется как временная мера для предотвращения выпадения АСПО и ликвидации выпавших АСПО из скважины и НКТ, после прекращения реализации способа возобновляется выпадение АСПО в скважине и НКТ, а также образование водонефтяной эмульсии в НКТ.

Наиболее близким по технической сущности является способ подачи реагента в скважину (патент RU №2302513, МПК Е21В 37/06, Е21В 41/02, опубл. 10.07.2007, Бюл. №19), включающий периодическую регулируемую подачу реагента в межтрубное пространство скважины дозировочным насосом, при подземном ремонте осложненной скважины кабель питания электродвигателя насоса меняют на кабель с капиллярной трубкой, который спускают на колонне НКТ в скважину и осуществляют одновременный отбор нефти насосом и подачу химического реагента по капиллярной трубке, при этом подачу химического реагента осуществляют либо на прием скважинного насоса, либо в интервал перфорации скважины, для чего на конец капиллярной трубки кабеля присоединяют полиэтиленовую капиллярную трубку расчетной длины с помощью соединительного ниппеля с грузом-форсункой.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность подачи реагента на прием насоса и в интервал перфорации, так как в процессе отбора высоковязкой нефти электроцентробежным насосом из карбонатных пород на приеме насоса и в колонне труб откладываются как АСПО, так и водонефтяная эмульсия, вследствие высокой обводненности (от 40 до 80%) отбираемой продукции из карбонатных пород, при этом химический реагент, подаваемый по капиллярной трубке на прием насоса или в интервал перфорации пласта, не способен разрушить уже образовавшуюся АСПО и водонефтяную эмульсию, поэтому в процессе работы происходит увеличение нагрузки на насос, а это увеличение энергетических затрат на единицу (м3) отбираемой нефти;

- во-вторых, низкая надежность, увеличение нагрузки на насос вследствие отложения АСПО и/или водонефтяной эмульсии на приеме насоса и в колонне труб, что приводит к отказу его в работе;

- в-третьих, отказ насоса в работе требует проведения подземного ремонта скважины (ПРС), а это дополнительные затраты на ПРС;

- в-четвертых, в процессе проведения ПРС отбор нефти не производится, что снижает объем добычи нефти из скважины.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и надежности реализации способа подачи реагента и обработки скважины с высоковязкой нефтью, а также исключение привлечения бригады ПРС для восстановления отбора нефти из скважины и сохранение объемов отбора высоковязкой нефти из скважины.

Поставленная задача решается способом подачи реагента и обработки скважины с высоковязкой нефтью, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом, кабеля питания электродвигателя насоса и капиллярной трубки, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента дозировочным насосом с устья скважины по капиллярной трубке.

Новым является то, что в качестве насоса используют винтовой насос с приводом от колонны насосных штанг, а в качестве химического реагента, дозируемого по капиллярной трубке, используют деэмульгатор, запускают в работу привод винтового насоса с частотой вращения колонны штанг 100 об/мин, подачу химического реагента производят дозировочным насосом по капиллярной трубке в колонну НКТ на расстоянии 0,2 м от ее нижнего конца, при этом в процессе отбора высоковязкой нефти периодически определяют нагрузку на привод винтового насоса по току, так при росте нагрузки до 40 А снижают частоту вращения колонны штанг до 60 об/мин, после чего прекращают подачу деэмульгатора по капиллярной трубке в колонну НКТ, в межколонное пространство скважины на геофизическом кабеле спускают наконечник и производят импульсную высокочастотную термоакустическую (ИВЧТА) обработку скважины, не прерывая отбора высоковязкой нефти из скважины, в процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое определение нагрузки по току на привод винтового насоса через каждые 12 ч до достижения значения по току 15 А, затем восстанавливают частоту вращения колонны штанг до 100 об/мин, после чего ИВЧТА обработку скважины прекращают, извлекают из межколонного пространства скважины наконечник с геофизическим кабелем и возобновляют подачу деэмульгатора по капиллярной трубке, продолжают одновременный отбор высоковязкой нефти и подачу деэмульгатора дозировочным насосом по капиллярной трубке.

На чертеже схематично изображен предлагаемый способ подачи реагента и обработки скважины с высоковязкой нефтью.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

Способ подачи реагента и обработки скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину 1 колонны НКТ 2 с винтовым насосом 3, кабеля питания электродвигателя (не показан) винтового насоса 3 и капиллярной трубки 4.

На устье скважины устанавливают емкость 5 и дозировочный насос 6. Емкость 5 обвязывают с дозировочным насосом 6, после чего заправляют емкость 5 химическим реагентом (деэмульгатором). Применяют любой известный деэмульгатор.

Деэмульгатор предназначен для разрушения высоковязких водонефтяных эмульсий с высоким содержанием смол и парафинов, обеспечивает высокую скорость отделения воды при температурах 18-20°С и значительную глубину обезвоживания нефти при температурах 35-40°С, обладает свойствами ингибитора парафиноотложений.

В скважине 1 производят посадку трубного якоря 7 винтового насоса 3, а затем монтируют привод винтового насоса 3 в виде колонны насосных штанг 8.

Запускают в работу привод винтового насоса 3 с частотой вращения колонны насосных штанг 100 об/мин. Производят отбор высоковязкой нефти винтовым насосом 3, при этом высоковязкая нефть через интервалы перфорации 9 пласта 10 и нижний конец колонны НКТ 2 попадает на прием винтового насоса 3, который перекачивает высоковязкую нефть по колонне НКТ 2 на устье скважины 1. Одновременно производят подачу деэмульгатора дозировочным насосом 6 из емкости 5 с устья скважины 1 по капиллярной трубке 4 в колонну НКТ 2 на расстоянии 0,2 м от ее нижнего конца.

В процессе отбора высоковязкой нефти винтовым насосом 3 деэмульгатор, подающийся в колонну НКТ 2 на расстоянии 0,2 м от ее нижнего конца, разрушает высоковязкие водонефтяные эмульсии с содержанием смол и парафинов до достижения высоковязкой нефтью приема винтового насоса 3, что снижает нагрузку на привод (колонну штанг 8) винтового насоса 3.

В процессе отбора высоковязкой нефти периодически, например через каждые 24 ч, определяют нагрузку на привод винтового насоса 3 по току, так при росте нагрузки до 40 А снижают частоту вращения колонны насосных штанг до 60 об/мин и прекращают подачу деэмульгатора по капиллярной трубке 4 в колонну НКТ 2.

Например, через 24 ч после запуска в работу винтового насоса 3 определили, что нагрузка на привод винтового насоса 3 по току составила 26 А. Далее продолжили одновременный отбор высоковязкой нефти винтовым насосом 3 по колонне НКТ 2 из скважины 1 и подачу из емкости 5 дозировочным насосом 6 деэмульгатора по капиллярной трубке 4 в колонну НКТ 2.

Спустя еще 24 ч определили, что нагрузка на привод винтового насоса 3 по току составила 34 А. Далее продолжили одновременный отбор высоковязкой нефти винтовым насосом 3 по колонне НКТ 2 из скважины 1 и подачу из емкости 5 дозировочным насосом 6 деэмульгатора по капиллярной трубке 4 в колонну НКТ 2.

Спустя еще 24 ч (т.е. через 24 ч + 24 ч + 24 ч = 72 ч) после запуска винтового насоса 3 определили, что нагрузка на привод винтового насоса 3 по току составила 40 А. Снизили частоту вращения колонны насосных штанг до 60 об/мин и прекратили подачу деэмульгатора по капиллярной трубке 4 в колонну НКТ 2.

В межколонное пространство 11 скважины 1 посредством геофизического подъемника 12 на геофизическом кабеле 13 спускают наконечник 14 и производят ИВЧТА обработку скважины, не прерывая отбора высоковязкой нефти из скважины 1.

При проведении ИВЧТА обработки скважины 1 осуществляют термическое и вибромеханическое (акустическое) воздействие по всему тракту размещения геофизического кабеля по глубине скважины за счет передачи по нему сверхмощных и коротких высокочастотных импульсов, режима генерирования и передачи высокоплотной и высокочастотной энергии по кабелю в виде коротких высокочастотных и мощных импульсов на глубину скважины следующим образом.

В ствол скважины 1 спускают, например, со скоростью 0,5 м/с наконечник 14 (термоакустический излучатель), соединенный посредством геофизического кабеля 13 с наземным ультразвуковым генератором (не показан) мощностью 4-30 кВт. Ультрозвуковой генератор размещен внутри геофизического подъемника 12 и расположен рядом с пультом управления оператора. Ультрозвуковой генератор подает по геофизическому кабелю, например, марки КГ 7×0,75-75-150 на теромоакустический излучатель короткие высокочастотные и мощные импульсы. Например, со следующими характеристиками импульсов: амплитуда - 500-800 мкм, длительность - 0,2 0,4 с, форма - синусоида, частота следования - 25-36 кГц.

Специальная форма импульсов, длительность и восстанавливающие разделяющую изоляцию меры между импульсами позволяют передать в этом режиме по кабелю с ограниченным поперечным сечением среднюю электрическую мощность в 5-10 раз больше, чем при постоянном или переменном токе.

Во время передачи мощных импульсов вследствие высокой частоты изменения тока в них и поверхностного экранного эффекта происходит выделение тепла в металле колонны НКТ 2 по типу индукционного высокочастотного нагрева, а из-за высокого уровня мощности и возникновения ударных электродинамических сил создается по всему тракту передачи упругая механическая волна в металле колонны НКТ 2 и тем самым осуществляется высокочастотное виброакустическое воздействие на высоковязкую нефть, находящуюся внутри колонны НКТ 2.

Таким образом, создаются условия для возникновения индукционного высокочастотного нагрева и передачи упругой механической волны в металле колонны НКТ, и в результате обеспечивается необходимое эффективное воздействие на высоковязкую нефть внутри колонны НКТ, т.е. достигается заявленный технический результат.

В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины 1 производят периодическое, например через каждые 12 ч, определение нагрузки по току на привод (колонну штанг 8) винтового насоса 3 до достижения значения по току 15 А. Например, через 12 ч после начала ИВЧТА обработки нагрузка по току на привод винтового насоса 3 достигла значения 32 А. Спустя еще 12 ч непрерывной ИВЧТА обработки скважины 1 нагрузка по току на привод винтового насоса 3 достигла значения 24 А. Спустя еще 12 ч (т.е. через 12 ч + 12 ч + 12 ч = 36 ч) непрерывной ИВЧТА обработки скважины 1 нагрузка по току на привод винтового насоса 3 достигла значения 15 А.

Повышается эффективность реализации способа, так как подача химического реагента (деэмульгатора) осуществляется в нижний конец колонны НКТ 2, что позволяет разрушить высоковязкие водонефтяные эмульсии с содержанием смол и парафинов до достижения высоковязкой нефтью приема винтового насоса 3, что снижает нагрузку на привод (колонну штанг 8) винтового насоса 3.

Кроме того, происходит попеременное воздействие на АСПО и водонефтяную эмульсию химическим реагентом (деэмульгатором) и ИВЧТА обработкой скважины, что позволяет увеличить эффективность очистки скважины и колонны НКТ от АСПО и разрушить водонефтяную эмульсию, тем самым по сравнению с прототипом значительно снизить нагрузки на насос (привод насоса) и, как следствие, снизить энергетические затраты на единицу (м3) отбираемой нефти.

После чего ИВЧТА обработку скважины прекращают и восстанавливают частоту вращения колонны насосных штанг до 100 об/мин.

Извлекают из межколонного пространства 11 скважины 1 наконечник 14 с геофизическим кабелем 13.

Повышается надежность реализации способа, так как периодический контроль нагрузки по току (до 40 А) на привод насоса позволяет не допустить аварийную остановку насоса по причине отложения АСПО и/или водонефтяной эмульсии на приеме насоса и в колонне труб и провести предупреждающую ИВЧТА обработку скважины, не допустив отказа насоса в работе, и продолжить отбор высоковязкой нефти из скважины.

Возобновляют подачу деэмульгатора по капиллярной трубке 4. Таким образом, продолжают одновременный отбор высоковязкой нефти, которая через интервалы перфорации 9 пласта 10 и нижний конец колонны НКТ 2 попадает на прием винтового насоса 3, который перекачивает высоковязкую нефть по колонне НКТ 2 на устье скважины 1, и подачу деэмульгатора дозировочным насосом 6 из емкости 5 по капиллярной трубке 4 в колонну НКТ 2.

По сравнению с прототипом, в котором в случае отказа насоса в работе необходимо извлекать внутрискважинное оборудование (колонну НКТ, насос, капиллярную трубку), необходима бригада ПРС, в предложенном способе исключается проведение ПРС и, как следствие, дополнительные затраты на ПРС, так как проведение ИВЧТА обработки производится без привлечения бригады ПРС с помощью геофизического подъемника, что в 5-6 раз дешевле по сравнению с проведением ПРС.

Периодически определяют нагрузку на привод винтового насоса 3 по току и при росте нагрузки до 40 А вышеописанные операции с применением ИВЧТА обработки скважины 1 повторяют, как описано выше.

Реализация предлагаемого способа позволяет сохранить объемы отбора высоковязкой нефти из скважины, так как в процессе проведения ИВЧТА обработки скважины насос продолжает работать, а при проведении ПРС насос отключают.

Предлагаемый способ подачи реагента и обработки скважины с высоковязкой нефтью позволяет:

- повысить эффективность обработки скважины;

- повысить надежность способа;

- исключить привлечение бригады ПРС для восстановления отбора высоковязкой нефти из скважины;

- увеличить объемы отбора высоковязкой нефти из скважины.

Способ подачи реагента и обработки скважины с высоковязкой нефтью, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с насосом, кабеля питания электродвигателя насоса и капиллярной трубки, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента дозировочным насосом с устья скважины по капиллярной трубке на прием насоса, отличающийся тем, что в качестве насоса используют винтовой насос с приводом от колонны насосных штанг, а в качестве химического реагента, дозируемого по капиллярной трубке, используют деэмульгатор, запускают в работу привод винтового насоса с частотой вращения колонны штанг 100 об/мин, подачу химического реагента производят дозировочным насосом по капиллярной трубке в колонну НКТ на расстоянии 0,2 м от ее нижнего конца, при этом в процессе отбора высоковязкой нефти периодически определяют нагрузку на привод винтового насоса по току, так при росте нагрузки до 40 А снижают частоту вращения колонны штанг до 60 об/мин, после чего прекращают подачу деэмульгатора по капиллярной трубке в колонну НКТ, в межколонное пространство скважины на геофизическом кабеле спускают наконечник и производят импульсную высокочастотную термоакустическую (ИВЧТА) обработку скважины, не прерывая отбора высоковязкой нефти из скважины, в процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое определение нагрузки по току на привод винтового насоса через каждые 12 ч до достижения значения по току 15 А, затем восстанавливают частоту вращения колонны штанг до 100 об/мин, после чего ИВЧТА обработку скважины прекращают, извлекают из межколонного пространства скважины наконечник с геофизическим кабелем и возобновляют подачу деэмульгатора по капиллярной трубке, продолжают одновременный отбор высоковязкой нефти и подачу деэмульгатора дозировочным насосом по капиллярной трубке.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа.

Изобретение относится к эксплуатации и ремонту нефтяных и газовых скважин. Устройство гидроударное для очистки ствола скважины от песчано-глинистой пробки состоит из разъемного корпуса, седла с продольными пазами, соединительного патрубка с кольцевым поршнем, размещенным в корпусе компенсатора, подпружиненного толкателя торцевого клапана со штоком и коронкой, гайки на нижнем конце разъемного корпуса.

Изобретение относится к скважинным контейнерам с твердым реагентом, предназначенным для предупреждения отложения солей на погружном оборудовании. Устройство включает цилиндрические секции с реагентом, соединенные муфтами и имеющие камеру смешения, отделенную от реагента проницаемой перегородкой и снабженную отверстиями для соединения со скважиной.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины. Способ включает промывку забоя циркуляцией моющей композиции в скважине по гибкой трубе и колонне насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к способам стимуляции пласта и его призабойной зоны для повышения приемистости нагнетательных скважин.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.

Группа изобретений относится к области добычи нефти с использованием добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Технический результат - повышение эффективности работы добывающей скважины.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к системе подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности. Система содержит емкость хранения химического реагента, насос-дозатор, объект дозирования, установленные в нем контрольно-измерительные приборы, гидростатический датчик давления, установленный в емкости хранения, блок управления.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к осуществлению подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения. После этого на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Спуск компоновки производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. Верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. При открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию. Ее продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией. Закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость. Производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава. После этого циркуляцию кислотного состава прекращают. Закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. Закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины. Обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость. Производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола для ликвидации поглощения. После обработки на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Осуществляют спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины. Спуск ее производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. На устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. Закачивают в затрубное пространство обратную эмульсию до появления ее на устье. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную и трубную задвижки. По колонне НКТ закачивают обратную эмульсию в межтрубное пространство до появления обратной эмульсии на устье скважины из межтрубного пространства. Закачку прекращают и закрывают межтрубную задвижку. Затрубную задвижку открывают. Производят поинтервальную обработку горизонтального ствола, который разделяют на участки длиной по 50 м, начиная с участка от забоя скважины. Для этого при закрытой затрубной задвижке и открытых межтрубной и трубной задвижках в колонну НКТ закачивают кислотный состав и продавливают его в межтрубное пространство в объеме, равном объему кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка. Закрывают межтрубную задвижку. Открывают затрубную задвижку и обратной эмульсией, вышедшей на поверхность, продавливают кислотный состав по колонне НКТ из кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка в призабойную зону пласта по всей длине обрабатываемого участка. Ожидают реагирование в течение 12 час. Закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола в вертикальную часть. Перемещают колонну НКТ в следующий интервал. После обработки всех участков горизонтального ствола колонну НКТ спускают до забоя. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. В колонну НКТ закачивают товарную нефть до ее появления на устье из межтрубного пространства. Затем производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована для ремонтных работ нефтегазового оборудования и хранилищ нефтепродуктов с целью ликвидации и предотвращения образования гидратопарафиновых и асфальтосмолистых отложений и пробок. При осуществлении способа растворитель отложений предварительно нагревают в замкнутом объеме, размещенном вне обрабатываемой емкости, превращая его в насыщенный пар, который изобарно подают в обрабатываемое оборудование. Пар растворителя дросселируют с обеспечением создания непрерывно пульсирующего пузыря стабильной кавитации паров растворителя, которым обрабатывают нефтепродукты скрытой теплотой конденсации растворителя и ударным механическим воздействием стабильной кавитации для разжижения отложений и нагрева нефтепродуктов, которые избыточным давлением или под собственным весом удаляются из обрабатываемого оборудования. Устройство включает нагревательный элемент в виде конического сопла с дисковым фланцем, закрепленным с кольцевым зазором на аналогичном фланце дросселирующего патрубка питающего трубопровода, внешний конец которого при помощи теплоизолированного шланга подключен к генератору насыщенного пара растворителя. Повышается эффективность и безопасность обработки оборудования. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта, в частности к способам очистки внутренней поверхности магистральных нефтепроводов. Осуществляют химическую очистку внутренней поверхности нефтепровода, предварительного разделенного на очищаемые участки, путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений. Очистку внутренней поверхности нефтепровода от остатков растворителя осуществляют путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки адсорбционного светлого нефтепродукта. Контроль качества очистки нефтепровода осуществляют путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки контрольного светлого нефтепродукта с последующим отбором пробы в конечной точке очищаемого участка. Сокращается время на перевод магистрального нефтепровода под транспортировку светлых нефтепродуктов, повышается качество очистки внутренней поверхности линейной части магистрального нефтепровода. 8 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения. Динамическое воздействие растворителем на отложения в трубах в виде разнонаправленного движения растворителя по полости колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) оказывают с помощью попеременной работы двух источников энергии и давления. После заполнения колонны НКТ растворителем дальнейшее продвижение растворителя в сторону глубинного насоса организуется с помощью избыточного давления попутного нефтяного газа, взятого по трубопроводу из межтрубного пространства соседней скважины. Попутный нефтяной газ соседней скважины направляется в колонну НКТ обрабатываемой скважины, благодаря этому растворитель проникает далее вниз вплоть до глубинного насоса. Для обратного движения растворителя вверх глубинный насос пускают в работу до появления растворителя на устье скважины. Циклическое движение растворителя вверх и вниз повторяют до тех пор, пока не исчерпается его растворяющая способность, например, не стабилизируется его плотность. Повышается эффективность промывки растворителем в скважинах с глубоким динамическим уровнем жидкости в межтрубном пространстве, сокращается время удаления отложений. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к погружным контейнерам преимущественно с порошкообразным реагентом и предназначено для предупреждения отложения солей на нефтепогружном оборудовании. Устройство содержит цилиндрический корпус с перфорациями по длине, растворимые пробки, перекрывающие каждую перфорацию за исключением верхней, верхнюю крышку с отверстием, нижнюю крышку и твердый реагент, заполняющий корпус до уровня верхней перфорации. В корпус через перфорации введены трубки, в которых размещены растворимые пробки, отделенные от скважины поджатым пружиной поршнем. Повышается равномерность дозирования реагента в пластовую жидкость. 5 ил.

Изобретение относится к устройствам, дозирующим реагент, и может использоваться в нефтяной отрасли промышленности для подачи в пластовую жидкость ингибитора солеотложений. Устройство содержит емкость с ингибитором, полую трубку, один конец которой погружен в ингибитор, а другой - вмонтирован во входное отверстие емкости и гидравлически связан с внешним пространством. В нижней части емкости выполнено дозировочное отверстие, обеспечивающее вытекание ингибитора наружу. Над дозировочным отверстием внутри емкости расположен узел регулирования потока ингибитора, на котором происходит потеря энергии потока. Узел регулирования потока выполнен в виде двух встречно направленных комплектов верхних и нижних цилиндрических перегородок с наглухо закрытыми противоположными концами и образованием кольцевых зазоров между отрытыми концами. Обеспечивается равномерность поступления ингибитора в пластовую жидкость и повышение надежности конструкции в целом. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть. Способ освоения скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом и капиллярной трубки, закрепленной на наружной поверхности колонны НКТ клямсами, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента дозировочным насосом с устья скважины по капиллярной трубке. В качестве насоса используют винтовой насос с верхним приводом от колонны насосных штанг. В качестве химического реагента, дозируемого по капиллярной трубке, используют растворитель парафинов нефтяной. За 12 ч до запуска привода винтового насоса осуществляют импульсную высокочастотную термоакустическую - ИВЧТА обработку призабойной зоны пласта. Перед запуском винтового насоса подачей растворителя насосом-дозатором заполняют капиллярную трубку растворителем от интервала приема винтового насоса до устья, прекращают подачу растворителя в капиллярную трубку, выставляют максимальную нагрузку по току на привод винтового насоса в зависимости от номинальной нагрузки по току электродвигателя привода винтового насоса. Запускают привод винтового насоса с оборотами ротора 70 об/мин с последующим плавным увеличением до 110 об/мин. После запуска привода винтового насоса осуществляют подачу растворителя по капиллярной трубке на прием винтового насоса с расходом 10% от дебита скважины. При росте нагрузки по току на 15% от номинальной нагрузки снижают обороты ротора до 60 об/мин, производят ступенчатое увеличение подачи растворителя в капиллярную трубку до 20% от дебита скважины. В случае роста нагрузки выше максимального значения и отключения насоса производят обратную промывку горячей нефтью и продолжают освоение скважины с высоковязкой нефтью. Техническим результатом предлагаемого способа освоения скважины с высоковязкой нефтью является повышение надежности реализации способа за счет исключения отложения АСПО на внутрискважинном оборудовании с началом запуска насоса в работу при повышении эффективности скважинного насоса. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к погружным устройствам для внутрискважинной подачи ингибитора солеотложений на вход погружных установок для добычи пластовой жидкости. Устройство содержит цилиндрический корпус с верхней крышкой, перекрытый снизу днищем с дозировочным отверстием для вытекания ингибитора, размещенного в корпусе. Корпус снабжен полой трубкой, один конец которой погружен в ингибитор, а второй вмонтирован во входное отверстие верхней крышки и гидравлически связан с затрубным пространством. На верхней крышке смонтирован входной модуль, сообщающийся с полой трубкой и предотвращающий попадание пластовой воды внутрь контейнера. Входной модуль выполнен в виде толстостенного цилиндра, имеющего центральный сквозной канал и равномерно расположенные вокруг него по окружности внутренние осевые каналы, радиальные входные отверстия, выполненные под заборным козырьком и соединенные с нижней частью осевых каналов, причем осевые каналы в своей верхней части сообщены с центральным каналом посредством наклонных соединительных проточек. Обеспечивается постоянная скорость вытекания ингибитора без изменения его концентрации. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, на поверхность погружных электродвигателей и вход электроцентробежных насосов, и может быть использовано для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов. Устройство содержит цилиндрический корпус, с одной стороны которого установлены герметичный модуль с интеллектуальным блоком, с другой стороны установлено основание с камерой смешивания, с управляемым клапаном и с выходным каналом, сообщенным с камерой смешивания. Интеллектуальный блок соединен электрическим проводником в изоляционной оболочке, находящимся в герметичной трубе с управляемым клапаном. Внутренняя полость цилиндрического корпуса выполнена герметичной с возможностью заполнения пластовой жидкостью и химическим реагентом и герметично разделена поршнем. Герметичная труба является направляющей для поршня и расположена по оси цилиндрического корпуса. В основании дозатора дополнительно выполнен заливной канал химического реагента с клапаном. В качестве управляемого клапана установлен электромагнитный клапан, выполненный с возможностью открытия/закрытия по управляющему сигналу. Электромагнитный клапан установлен в выходном канале. Интеллектуальный блок соединен с нулевым проводом трехфазного электрического привода погружного насоса. Увеличивается полезный объем химического реагента. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-08-10 2016-08-10T11:10:15
Наверх