Способ удаления отложений из скважины, снабженной электроцентробежным насосом

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых, сульфидсодержащих, солевых и прочих отложений. При удалении отложений из скважины, снабженной электроцентробежным насосом, проводят закачку горячей нефти в затрубное пространство и ее циркуляцию через колонну насосно-компрессорных труб. Перед закачкой нефти в затрубное пространство производят запуск электроцентробежного насоса, а при закачке горячей нефти прокачивают третью часть объема подогретой нефти с температурой 40°С с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа, после чего прокачивают оставшиеся 2/3 объема горячей нефти с температурой, близкой к 80°С, при этом последние 2 м3 горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения, после чего скважину оставляют в работе. Повышается эффективность очистки скважины.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины, снабженной электроцентробежным насосом, от асфальтосмолопарафиновых (АСПО), сульфидсодержащих, солевых и прочих отложений.

Известен способ удаления солепарафиновых отложений, включающий подготовку устья скважины к циркуляции технологического раствора по замкнутому циклу, циклическую закачку технологического раствора в скважину плунжерным насосом, контроль степени очистки НКТ (патент РФ №2003783, кл. Е21В 37/06, Е21В 37/00, 1993).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ удаления асфальтосмолопарафиновых и сульфидсодержащих отложений из скважины, включающий определение на поверхности колонны насосно-компрессорных труб зоны образования асфальтосмолопарафиновых и сульфидсодержащих отложений, циклическую закачку рабочего агента в скважину и контроль степени очистки насосно-компрессорных труб. На колонне насосно-компрессорных труб в начале зоны образования асфальтосмолопарафиновых и сульфидсодержащих отложений устанавливают универсальную муфту с промывным клапаном и периодически закачивают в межтрубное пространство скважины рабочего агента - горячей нефти или технологического раствора, причем степень очистки колонны насосно-компрессорных труб от отложений определяют по снижению токовой нагрузки электродвигателя насоса или спуском шаблона в колонне насосно-компрессорных труб (патент РФ №2266392, кл. Е21В 37/00, опубл. 20.12.2005 - прототип).

Общим недостатком известных способов является малая эффективность удаления АСПО из скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины от отложений теплоносителем.

Задача решается тем, что в способе удаления отложений из скважины, снабженной электроцентробежным насосом, включающем закачку горячей нефти в затрубное пространство и ее циркуляцию через колонну насосно-компрессорных труб, согласно изобретению перед закачкой нефти в затрубное пространство производят запуск электроцентробежного насоса, а при закачке горячей нефти прокачивают третью часть объема подогретой нефти с температурой 40°С с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа, после чего прокачивают оставшиеся 2/3 объема горячей нефти с температурой, близкой к 80°С, при этом последние 2 м3 горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения, после чего скважину оставляют в работе.

Сущность изобретения

Существующие способы очистки колонны насосно-компрессорных труб скважины от АСПО и прочих отложений предполагают прокачку и циркуляцию горячей нефти через скважину. Однако при этом на начальном этапе возникает обратный эффект: происходит расплавление парафина (температура плавления порядка 45°С) в верхнем интервале внутренней части колонны насосно-компрессорных труб и его стекание вниз, что в дальнейшем приводит к образованию пробки и отсутствию циркуляции жидкости. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины от отложений теплоносителем. Задача решается следующим образом.

Перед закачкой нефти в затрубное пространство производят запуск электроцентробежного насоса. Подогревают нефть до температуры 40°С и прокачивают третью часть объема подогретой нефти с температурой 40°С с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа. После этого подогревают нефть до температуры около 80°С и прокачивают оставшиеся 2/3 объема горячей нефти с температурой, близкой к 80°С, т.е. порядка 70-80°С, при этом последние 2 м3 горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения при выключенном нагревательном оборудовании. После завершения циркуляции нефти электроцентробежный насос не выключают, скважину продолжают эксплуатировать в штатном режиме, т.е. оставляют в работе.

Такой ступенчатый прогрев скважины способствует прогреву отложений во всем объеме скважины и предотвращает стекание расплавленного парафина вниз по колонне насосно-компрессорных труб.

Режимы закачки: температура 40°С, расход при закачке нефти не более 6 л/с и давление закачки не более 4 МПа установлены как наиболее оптимальные, при которых не происходит преждевременного расплавления отложений в верхней части колонны насосно-компрессорных труб и их стекание вниз.

Режим прокачки 2/3 объема нефти при температуре, близкой к 80°С, позволяет расплавить предварительно подогретые отложения во всем объеме колонны насосно-компрессорных труб и удалить их из скважины.

Режим, при котором последние 2 м3 горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения при выключенном нагревательном оборудовании, способствует постепенному (не скачкообразному) возвращению температуры скважины к нормальной температуре эксплуатации, предотвращению кристаллизации отложений в случае их неполного удаления из скважины и вымыванию остатков отложений при эксплуатации скважины.

В результате удается полностью очистить скважину от отложений, в частности от АСПО.

Пример конкретного выполнения

Скважина имеет глубину 1586 м, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм. Скважина заполнена скважинной жидкостью - нефтяной эмульсией. Эксплуатация насосов в скважине невозможна из-за падения коэффициента подачи, возникшего вследствие отложений АСПО. Скважина эксплуатируется электроцентробежным насосом.

К затрубному пространству подсоединяют нагнетательную линию и начинают прокачку подогретой нефти. Запускают электроцентробежный насос. Прокачивают через затрубное пространство и колонну насосно-компрессорных труб 8 м3 подогретой нефти с температурой 40°С. Расход поддерживают не более 6 л/с, давление - не более 4 МПа. После чего прокачивают 14 м3 горячей нефти с температурой, поддерживаемой в пределах от 70 до 80°С, но не более 80°С и 2 м3 в режиме естественного охлаждения, после чего скважину оставляют в работе.

В результате удается полностью очистить скважину от всякого рода отложений и восстановить ее работу.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности очистки скважины от отложений теплоносителем.

Способ удаления отложений из скважины, снабженной электроцентробежным насосом, включающий закачку горячей нефти в затрубное пространство и ее циркуляцию через колонну насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что перед закачкой нефти в затрубное пространство производят запуск электроцентробежного насоса, а при закачке горячей нефти прокачивают третью часть объема подогретой нефти с температурой 40°C с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа, после чего прокачивают оставшиеся 2/3 объема горячей нефти с температурой, близкой к 80°С, при этом последние 2 м3 горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения, после чего скважину оставляют в работе.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины, снабженной штанговым глубинным насосом от асфальтосмолопарафиновых, сульфидсодержащих, солевых и прочих отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойных зон низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах после проведения в них гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Группа изобретений относится к оборудованию нефтегазодобывающих скважин. Способ содержит нагревание стенки, окружающей внутренний канал скважинного инструмента, через который течет скважинная текучая среда, мониторинг изменения толщины стенки, окружающей внутренний канал, произошедшего в результате скопления вещества в канале.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к методам и средствам защиты скважинных установок универсальных электропогружных насосов (УЭПН) при добыче углеводородного сырья.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи добывающих скважин при многократном гидроимпульсном воздействии на пласт.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к очищающей системе для элемента, расположенного в обсадной колонне скважины. Скважинная система содержит скважинную текучую среду под давлением, обсадную колонну, очищающий инструмент, имеющий продольное направление и содержащий вращающуюся головку, имеющую множество сопел, корпус инструмента, имеющий впускное отверстие, которое сообщается с соплами, для прохода скважинной текучей среды в указанный инструмент, препятствующий потоку элемент, расположенный на наружной стороне корпуса, разделяющий инструмент на первую часть и вторую часть, а также разделяющий обсадную колонну на первую часть и вторую часть, и вращающийся вал, соединяющий головку с корпусом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу теплоизоляции скважин, в том числе для скважин, осуществляющих совместно раздельную добычу промышленных пластовых вод и углеводородов многопластового месторождения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для очистки ствола наклонно направленных скважин. Устройство содержит лопастные центраторы, установленные между соединениями бурильных труб на расстоянии 25-50 метров друг от друга.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины с пакером. Устройство включает патрубок, закрепленные на патрубке верхнюю пару металлических конусных колец, обращенных основанием конуса вверх, с закрепленным между конусными кольцами герметизатором в виде конусного кольца с отверстиями по внешнему краю, нижнюю пару металлических конусных колец, обращенных основанием конуса вниз, с закрепленным между конусными кольцами герметизатором в виде кольца с отверстиями по внутреннему краю, ребра жесткости, поддерживающие пары металлических конусных колец.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти с пескопроявлениями в добывающих скважинах. Технический результат - снижение пескопроявления нефтяных скважин за счет создания внутрискважинного противопесочного фильтра. По способу осуществляют глушение скважины. Извлекают внутрискважинное оборудование. Осуществляют спуск компоновки оборудования с «пером» на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ - до головы песчаной пробки. Промывают песчаную пробку. Извлекают колонну НКТ с «пером». Спускают в скважину на колонне НКТ и устанавливают пакер-пробку на глубину на 1-2 м ниже нефтенасыщенного интервала пласта. Отсоединяют от колонны НКТ пакер-пробку. Извлекают из скважины колонну НКТ. Спускают перфорированную НКТ малого диаметра с размещенным в верхней ее части верхним пакером до упора на пакер-пробку. Распакеровывают верхний пакер. Спускают во внутреннюю полость колонны перфорированных НКТ гибкую трубу. Закачивают через гибкую трубу проппант с полимерной композицией в перфорированную НКТ с продавкой его в заколонное пространство между обсадной колонной и перфорированной НКТ. Выдерживают скважину во времени и обеспечивают сшивку проппанта. Затем осваивают скважину и выводят ее на режим эксплуатации. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для очистки и освоения пласта. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб - НКТ, оснащенную снизу фильтром, а выше - пакером, установленным выше пласта, седло и сваб, установленные в колонне НКТ. Фильтр выполнен в виде перфорированного отверстиями патрубка, размещенного напротив пласта. В исходном положении отверстия фильтра изнутри перекрыты втулкой, закрепленной стопорным разрезным пружинным кольцом. Втулка оснащена наружной цилиндрической проточкой, а в колонне НКТ выше фильтра выполнена внутренняя кольцевая проточка, в которой установлено дополнительное стопорное разрезное пружинное кольцо. В колонну НКТ спущен ловитель, имеющий возможность фиксации на внутренней поверхности втулки. Втулка в рабочем положении после сжатия стопорного разрезного пружинного кольца имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх совместно с ловителем до фиксации дополнительного стопорного кольца в наружной цилиндрической проточке втулки с последующим освобождением ловителя от втулки и извлечением из колонны НКТ ловителя на канате. Снизу к фильтру жестко закреплена шламосборная камера. Колонна НКТ выше внутренней кольцевой проточки оснащена рядом каналов, перерытых изнутри седлом, зафиксированным срезным элементом. В колонну НКТ с устья скважины с возможностью осевого перемещения вниз установлена пробка, имеющая возможность герметичного взаимодействия с седлом, разрушения срезного элемента, фиксирующего седло в колонне НКТ, с открытием ряда каналов в колонне НКТ и совместного с седлом ограниченного осевого перемещения вниз до упора седла в верхний торец втулки. Повышается эффективность освоения пласта за счет предварительной очистки призабойной зоны, повышается качество освоения за счет исключения обратного попадания скважиной жидкости в пласт в скважинах с высоким пластовым давлением и сокращается длительность освоения. 4 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к очистке призабойной зоны нефтяного пласта, ухудшившего свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны. Способ включает закачку в скважину заданного объема водного раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ), который равен сумме внутреннего объема насосно-компрессорных труб (НКТ), первого внутреннего объема эксплуатационной колонны (ЭК) и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием; оставляют водный раствор ПАВ на время реагирования, извлекают свабированием объем жидкости, который превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием, степень превышения определяют в зависимости от истекшего времени реагирования, ожидают осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины в течение времени ожидания, промывают водовод перед последующим запуском нагнетательной скважины в работу. Повышается эффективность и качество очистки, обеспечивается возможность контроля процесса на устье и осуществления процесса без подъема насосного оборудования. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к оборудованию для освоения и ремонта нефтяных и газо-конденсатных скважин и предназначено для повышения нефтеотдачи нефтяных и газо-конденсатных пластов при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Имплозионный гидрогенератор давления содержит заборный трубопровод с отверстиями для подвода пластового давления скважинной жидкости, цилиндр имплозионной камеры, плунжер, рабочую камеру, гидравлический амортизатор. Цилиндр имплозионной камеры соединен переводником с заборным трубопроводом. Плунжер соединен с насосной штангой. Рабочая камера состоит из рабочего цилиндра с окнами и концентраторами давления, запорного клапана со штоком и муфтой запорного клапана, соединяющей цилиндр имплозионной камеры с рабочей камерой. Гидравлический амортизатор состоит из цилиндра с перепускными отверстиями, цилиндрической пружины сжатия, поршня, выполненного за одно со штоком запорного клапана и подпружиненного с помощью цилиндрической пружины сжатия, гильзы с жестким подпружиненным упором, выполненным с возможностью взаимодействия со штоком запорного клапана. При этом имплозионный гидрогенератор давления снабжен разгрузочной камерой с давлением воздуха внутри камеры, равным атмосферному давлению, полость которой образована цилиндром имплозионной камеры и цилиндрическим корпусом, герметично установленным на муфте запорного клапана и переводнике заборного трубопровода, снабженных уплотнительными элементами. Техническим результатом является повышение рабочего ресурса и эксплуатационной надежности имплозионного гидрогенератора давления. 3 ил.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано в телеметрических системах в качестве устройства для передачи измеренной забойной информации в процессе бурения по гидравлическому каналу связи на поверхность. Пульсатор забойный для создания положительных импульсов давления в промывочной жидкости содержит блок управляющего клапана пульсатора и блок рабочего клапана пульсатора. Блок управляющего клапана пульсатора состоит из корпуса привода, соленоида с сердечником, соединенным с подпружиненным штоком и через муфту со шпилькой с управляющим клапаном, который перекрывает отверстие во вкладыше ствола. Блок рабочего клапана пульсатора состоит из корпуса рабочего клапана, пружины с поршнем, штока с втулкой и золотником, патрубка и пера. При этом блоки выполнены в виде отдельных сборочных единиц, соединенных муфтой. При этом электромагнитный привод управляющего клапана объединен с эластичным сильфонным компенсатором давления и выполнен герметичным от поступления промывочной жидкости за счет того, что подпружиненный подвижный шток управляющего клапана расположен внутри заполненного маслом сильфонного компенсатора давления, загерметизированного радиально-фланцевыми защелками. Техническим результатом является повышение надежности, энергоэффективности, технологичности изготовления и сборки устройства. 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для очистки забоя от песчаных и гипсовых пробок при текущем ремонте вертикальной скважины. Устройство включает полый корпус с направляющей втулкой в его верхней части. Направляющая втулка снизу жестко соединена с винтовым валом, на винтовом валу размещена ведомая гайка, оснащенная боковыми отверстиями и жестко соединенная снизу с фрезой-рыхлителем. При движении винтового вала вниз его поступательное перемещение преобразуется во вращательное движение ведомой гайки, которое передается фрезе-рыхлителю. Полый корпус снизу оснащен зубцами, расположенными выше нижнего конца фрезы-рыхлителя. Снаружи полый корпус снабжен самоуплотняющейся манжетой, пропускающей снизу вверх, и радиальными отверстиями, выполненными выше самоуплотняющейся манжеты и сообщающимися с боковыми отверстиями ведомой гайки. Винтовой вал внутри оснащен каналом, сообщающим боковые отверстия ведомой гайки с внутренним пространством колонны труб, присоединенной к верхнему концу направляющей втулки. Повышается эффективность очистки забоя скважины и надежность работы устройства, упрощается конструкция и исключается прихват колонны труб. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Технический результат - повышение эффективности расклинивания и очистки установки электроцентробежного насоса от отложений механических примесей и солей, образовавшихся в процессе отбора пластового флюида и, как следствие, увеличение межремонтного периода эксплуатации насосных установок данного типа. По способу через насосно-компрессорные трубы - НКТ на гибкой трубе или на НКТ меньшего диаметра до уровня насоса спускают гидродинамический генератор для создания до, во время и после запуска погружного электродвигателя колебаний давления рабочей жидкости. Частоту колебаний давления рабочей жидкости обеспечивают такой, что она совпадает с частотой толчковых или колебательных движений ротора погружного электродвигателя и возникновения эффекта резонанса. Частоты и амплитуды резонансного воздействия подбирают из условия предотвращения повреждений рабочих органов электроцентробежного насоса, но обеспечения интенсивного механического разрушения твердой фазы отложений упомянутого заклиненного насоса с увеличением дисперсности этой фазы. При воздействии на заклиненный насос пульсациями давления, создаваемыми гидродинамическим генератором, осуществляют интенсивную промывку электроцентробежного насоса рабочей жидкостью в пульсационном режиме с заданным расходом. 1 ил.

Изобретение относится к устройствам для магнитной обработки скважинной жидкости в призабойной зоне пласта. Технический результат заключается в предотвращении асфальтеносмолопарафиновых отложений и снижении коррозионной активности флюида в скважинах. Скважинный магнитный комплекс для обработки пластового флюида в призабойной зоне скважины включает магнитный блок, состоящий из ферромагнитного цилиндрического защитного экрана, установленного внутри него ферромагнитного трубного элемента и из размещенных вокруг указанного элемента постоянных магнитов. Ферромагнитный трубный элемент выполнен удлиненным, выходящим за пределы магнитного блока, при этом комплекс дополнительно содержит скважинный фильтр, жестко соединенный с одним концом указанного удлиненного трубного элемента и установленный на расстоянии 700 мм и более от ближайшего к нему магнита магнитного блока, а также дополнительно содержит патрубок, соединенный с другим концом этого удлиненного трубного элемента. Диаметр патрубка равен диаметру колонны насосно-компрессорных труб скважины. Магнитный блок в качестве магнитов содержит не менее двух зашунтированных постоянных кольцевых магнитов, установленных на трубном элементе с зазором 150-250 мм и имеющих общую магнитную массу не менее 1200 грамм, выполненных с возможностью создания внутри трубного элемента магнитного поля с напряженностью аксиальной составляющей 15000-30000 кА/м. Магнитный блок и патрубок герметично охвачены защитным экраном. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазобывающей промышленности, в частности к технологиям промывки проппантовых пробок в скважинах. Способ включает спуск в скважину в интервал пласта колонны труб с пакером, установку пакера над пластом, закачку жидкости гидроразрыва в продуктивный пласт, проведение дренирования пласта с удалением из него жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в скважину, затем спуск колонны гибких труб - ГТ через колонну труб и промывку проппанта из скважины. Нижний конец колонны труб оснащают опрессовочным седлом. Перед проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП) колонну труб опрессовывают при давлении, превышающем ожидаемое давление разрыва пласта в 1,5 раза. После проведения ГРП и дренирования из пласта жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в колонну труб производят спуск колонны ГТ с пером на конце и промывают проппант из скважины в два этапа. На первом этапе спускают колонну ГТ до опрессовочного седла колонны труб, затем технологической жидкостью с вязкостью от 1,0 до 2,0 МПа⋅с вымывают проппант из колонны труб, после чего доспускают колонну ГТ до забоя скважины и вымывают проппант из призабойной зоны скважины загущенной технологической жидкостью с вязкостью от 6 до 8 МПа⋅с, после чего приподнимают колонну ГТ на глубину 100 м, выдерживают паузу на технологический отстой частиц, повторным спуском колонны ГТ с пером определяют забой скважины. Повышается надежность и качество промывки, упрощается реализация способа. 2 ил.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к оборудованию для очистки насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных и газовых скважин от отложений асфальтенов, смол, парафинов, гидратов, солей кальция (АСПО) и т.д. без извлечения НКТ из скважин. Данный прибор может быть использован также для очистки вододобывающих и прочих скважин. Очистка внутренней поверхности НКТ осуществляется за счет комбинированного воздействия (ультразвуковое, механическое, тепловое) на загрязнения. В связи с тем, что работа скважины не останавливается, измельченная комбинированным воздействием грязь поднимается на поверхность и удаляется из скважины потоком флюида. Комплекс ультразвуковой очистки НКТ состоит из ультразвукового генератора и скважинного ультразвукового скребка, который представляет собой преобразователь электрических колебаний в механические, помещенный в защитный кожух, соединенный с трансформатором колебаний, усиливающим амплитуду колебаний ультразвуковых излучателей. Повышается эффективность и экономичность операции по очистке НКТ. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых, сульфидсодержащих, солевых и прочих отложений. При удалении отложений из скважины, снабженной электроцентробежным насосом, проводят закачку горячей нефти в затрубное пространство и ее циркуляцию через колонну насосно-компрессорных труб. Перед закачкой нефти в затрубное пространство производят запуск электроцентробежного насоса, а при закачке горячей нефти прокачивают третью часть объема подогретой нефти с температурой 40°С с расходом не более 6 лс и давлением не более 4 МПа, после чего прокачивают оставшиеся 23 объема горячей нефти с температурой, близкой к 80°С, при этом последние 2 м3 горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения, после чего скважину оставляют в работе. Повышается эффективность очистки скважины.

Наверх