Способ удаления аспо со скважинного оборудования

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения. При осуществлении способа в колонну лифтовых труб скважины закачивают растворитель и ожидают определенное время для растворения отложений. Предварительно нижнюю часть колонны НКТ над глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) снабжают обратным клапаном, перепускным клапаном в межтрубное пространство и датчиком давления. Второй датчик давления устанавливают также внутри колонны НКТ на устье скважины. Данные по давлению с обоих датчиков выводят по линии электропитания ЭЦН на станцию управления скважиной. Растворитель закачивают с устья скважины в колонну НКТ с понижающейся во времени объемной скоростью и одновременно наблюдают по датчикам давления за изменением давления в нижней и верхней точках колонны НКТ. О заполнении колонны лифтовых труб растворителем судят по моменту стабилизации гидростатической составляющей давления столба жидкости в зоне нижнего датчика. Степень удаления отложений путем их растворения оценивают по росту плотности растворителя и гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика до максимального значения при поддержке уровня растворителя на отметке устья скважины или выше. Оценку первой и второй стабилизации гидростатического давления столба растворителя в колонне НКТ производят при отсутствии движения растворителя и скважинной продукции по колонне НКТ, то есть в статическом положении флюидов. Циклическую закачку растворителя в колонну НКТ производят до полного удаления отложений из колонны труб. Повышается эффективность удаления отложений за счет обеспечения возможности контроля за процессом и рационального использования реагентов. 2 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к сфере скважиной добычи нефти и может быт использовано на месторождениях нефти, где в подъемных трубах скважин наблюдается образование и накапливание тяжелых компонент нефти и других сопутствующих веществ.

Проблема заполнения колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) - лифтовых труб нефтедобывающих скважин асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) стала основной для многих нефтяных компаний страны в последние годы из-за ухудшения структуры запасов нефти. Несмотря на применение ингибиторов АСПО колонна НКТ способна за несколько месяцев эксплуатации практически заполниться отложениями.

Наиболее привлекательным для удаления АСПО из колонны НКТ без подъема труб на поверхность земли является применение органических растворителей. Во многих нефтяных компаниях растворитель закачивают в межтрубное пространство, который через определенное время приходит на прием насоса и растворяет отложившиеся асфальтены, смолы и парафины. Растворитель при своем движении сверху вниз смешивается с нефтью в межтрубном пространстве и частично теряет свои растворяющие способности.

Известно изобретение «Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины» по патенту РФ №2381359 (опубл. 10.02.2010, бюл. 4), по которому растворитель доставляется в колонну насосно-компрессорных труб через межтрубное пространство, а момент заполнения колонны труб растворителем определяется по его появлению на устье скважины (отбираются пробы с выкидной линии скважины).

Известно изобретение «Способ удаления солевых отложений в скважине и устройство для его осуществления» по а.с. СССР №1068589 (опубл. 23.01.1984), по которому разнонаправленное движение растворителя отложений организовано с помощью энергии глубинного насоса и насоса, находящегося на поверхности земли на устье скважины. По изобретению не определяется степень прохождения растворителя вниз по колонне лифтовых труб и не диагностируется эффективность процесса растворения солевых отложений.

Технической задачей по изобретению является создание технологии удаления отложений путем заполнения колонны НКТ скважины растворителем и наблюдения за его растворяющей способностью во времени.

Поставленная задача решается тем, что по способу удаления АСПО со скважинного оборудования, который заключается в том, что в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) скважины закачивают растворитель и ожидают определенное время для растворения отложений, предварительно нижнюю часть колонны НКТ над глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) снабжают обратным клапаном, перепускным клапаном в межтрубное пространство и датчиком давления, второй датчик давления устанавливают также внутри колонны НКТ на устье скважины, данные по давлению с обоих датчиков выводят по линии электропитания ЭЦН на станцию управления скважиной, растворитель закачивают с устья скважины в колонну НКТ с понижающейся во времени объемной скоростью и одновременно наблюдают по датчикам давления за изменением давления в нижней и верхней точках колонны НКТ, о заполнении колонны лифтовых труб растворителем судят по моменту стабилизации гидростатической составляющей давления столба растворителя в зоне нижнего датчика, степень удаления отложений путем их растворения оценивают по росту гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика давления до максимального значения при поддержке уровня растворителя на отметке устья скважины или выше, причем оценку первой и второй стабилизации гидростатического давления столба растворителя в колонне НКТ производят при отсутствии движения растворителя и скважинной продукции по колонне НКТ, то есть в статическом положении флюидов, циклическую закачку растворителя в колонну НКТ производят до полного удаления отложений из колонны труб.

Величину гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика определяют по формуле:

Ргидростат21

где:

P1 и Р2 - показания верхнего и нижнего датчиков давления при отсутствии движения растворителя в колонне НКТ и заполнении колонны НКТ жидкими флюидами.

Реализация предложенного способа условно изображена на двух рисунках, где на фиг. 1 показан процесс заполнения колонны НКТ растворителем под давлением с помощью передвижного насосного агрегата типа ЦА-320. На рисунке условно обозначены позициями 1 - обсадная колонна, 2 - колонна лифтовых труб (колонна НКТ), 3 - отложения по длине колонны НКТ, 4 - глубинный электроцентробежный насос, 5 - обратный клапан, 6 - перепускной клапан, 7 - датчик давления над насосом, 8 - датчик давления на устье скважины, 9 - линия электропитания и обратной связи установки и датчиков со станцией управления, 10 - станция управления скважиной, 11 - объемный счетчик жидкости, 12 - уровень жидкости в межтрубном пространстве.

Заявленный способ реализуется выполнением следующих процедур:

1. Скважину с отложениями 3 в колонне НКТ останавливают путем остановки работы насоса 4. Через счетчик 11 в колонну лифтовых труб с помощью насосного агрегата типа ЦА-320 закачивают растворитель отложений. На первой стадии закачку ведут с повышенным объемным расходом с тем, чтобы скорость движения растворителя вниз превышала скорость всплытия пузырьков попутного нефтяного газа.

Скважинная продукция из колонны НКТ будет вытесняться в межтрубное пространство через перепускной клапан 6.

2. В зависимости от объема отложений в колонне НКТ растворитель за определенное время начнет приближаться к перепускному клапану 6, вследствие чего гидростатическое давление Р начнет стабилизироваться на величине, соответствующей давлению столба растворителя без скважинной продукции.

3. После достижения давлением Р неизменной во времени величины P1 начинается наблюдение за процессом растворения отложений в растворителе, в результате этого через 30 и более минут плотность растворителя начнет повышаться из-за перехода в относительно легкий по плотности растворитель высокомолекулярных и тяжелых компонент отложений: асфальтенов, смол и парафинов. Известно, что в одном кубометре стандартных растворителей можно растворить до 300 кг и более асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ), благодаря этому плотность раствора повышается на 6-7%.

4. После потери растворяющей способности закаченного реагента по датчикам давления фиксируется момент второй стабилизации гидростатического давления на уровне Р2, превышающем P1 на значительную величину. Оценить эту величину для условий разработки нефтяного месторождения можно по предварительно проведенным лабораторным исследованиям. Путем постепенного растворения АСПВ в растворителе определяется максимальная плотность раствора, в которой асфальтены, смолы и парафины находятся в растворенном либо в мелкодиспергированном и взвешанном состоянии. Полученная разность плотностей чистого растворителя и растворителя максимально насыщенного АСПВ и будет определять разницу давлений Р2 и Р1.

5. По счетчику жидкости 11 оценивают объем закачанного растворителя и принимают решение о необходимости повторной закачки свежей порции растворителя. Если закачивают свежий растворитель с все той же плотностью, ожидают снижения давления Р от величины Р2 до Р1.

Результаты закачки растворителя в колонну НКТ и процесса насыщения реагента асфальтенами, смолами и парафинами в два цикла, полученные путем фиксации гидростатического давления Р в гипотетической скважине с общей длиной колонны НКТ по вертикали в 1000 м, приведены на фиг. 2. Рассмотрим подробнее смысловую нагрузку полученной динамики давления Р по выделенным участкам.

Участок 1-2: колонна НКТ заполнена высокоминерализованной водой с небольшим содержанием нефти и попутного нефтяного газа, поэтому гидростатическое давление Р столба жидкости в колонне НКТ имеет значительную величину в 100 атм. При заполнении с устья колонны НКТ относительно легким органическим растворителем с плотностью в 850 кг/м3 наблюдаемое давление Р постепенно снижается до 85 атм. Для установления постоянства во времени этой величины (85 атм) необходимо постепенно снижать объемный расход закачки растворителя и периодически во время закачки кратковременно останавливать закачку для удаления из расчетов величины потерь давления на преодоление силы трения.

Участок 3-2: продукцией скважины является малообводненая нефть с высоким газосодержанием, поэтому до закачки растворителя величина Р была относительно небольшой, например 70 атм. Закачка более тяжелого растворителя приводит к росту давления до 85 атм.

Участок 2-4 подтверждает то, что колонна НКТ с отложениями заполнена растворителем, и гидростатическое давление не меняется.

Участок 4-5: растворитель в колонне НКТ находится в статическом или динамическом положении (обеспечивается работой глубинного и устьевого насосов), в растворителе растворяются асфальтены, смолы и парафины, поэтому, плотность раствора растет, повышается и давление Р.

Участок 5-6: произошло насыщение растворителя тяжелыми углеводородами, давление Р стабилизировалось. При остаточном наличии АСПО в колонне НКТ необходимо закачать свежую порцию растворителя.

Участок 6-7: в колонну НКТ подается свежая порция органического растворителя с плотностью 850 кг/м3, то есть организуется второй цикл обработки АСПО растворителем. Давление Р вновь понижается до 85 атм.

Участок 7-8: стабилизация давления на уровне 85 атм как свидетельство о заполнении колонны НКТ свещей порцией растворителя.

Участки 8-9-10: насыщение свежей порции растворителя АСПВ и повторная стабилизация плотности раствора и давления Р.

С помощью счетчика 11 на каждом из рассмотренных этапов определяется не только объем закачанного растворителя, но и диагностируется начальный и остаточный объем асфальтосмолопарафиновых веществ в колонне насосно-компрессорных труб, это позволяет использовать растворитель рационально, не допуская его закачки уже в чистую колонну НКТ.

По изобретению предложен контролируемый во времени процесс заполнения колонны НКТ растворителем и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений, находящихся во внутреннем объеме колонны НКТ нефтедобывающей скважины. В качестве контролирующего параметра нами выбрано давление, создаваемое вертикальным столбом жидкости в колонне НКТ от устья скважины до глубинного насоса. Это гидростатическое давление оценивается по разнице давлений на устье и над насосом при полном заполнении колонны НКТ и отсутствии движения жидкости по колонне труб. Процесс насыщения растворителя АСПВ оценивается по росту и стабилизации указанного давления. На наш взгляд, такой подход выполняет поставленную техническую задачу, дает возможность использовать реагенты рационально и отвечает критериям новизна и существенно отличен от ранее известных способов применения органических растворителей на осложненных скважинах.

Способ удаления отложений с колонны лифтовых труб скважины, заключающийся в том, что в колонну лифтовых труб скважины закачивают растворитель и ожидают определенное время для растворения отложений, отличающийся тем, что предварительно нижнюю часть колонны НКТ над глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) снабжают обратным клапаном, перепускным клапаном в межтрубное пространство и датчиком давления, второй датчик давления устанавливают также внутри колонны НКТ на устье скважины, данные по давлению с обоих датчиков выводят по линии электропитания ЭЦН на станцию управления скважиной, растворитель закачивают с устья скважины в колонну НКТ с понижающейся во времени объемной скоростью и одновременно наблюдают по датчикам давления за изменением давления в нижней и верхней точках колонны НКТ, о заполнении колонны лифтовых труб растворителем судят по моменту стабилизации гидростатической составляющей давления столба жидкости в зоне нижнего датчика, степень удаления отложений путем их растворения оценивают по росту плотности растворителя и гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика до максимального значения при поддержке уровня растворителя на отметке устья скважины или выше, причем оценку первой и второй стабилизации гидростатического давления столба растворителя в колонне НКТ производят при отсутствии движения растворителя и скважинной продукции по колонне НКТ, то есть в статическом положении флюидов, циклическую закачку растворителя в колонну НКТ производят до полного удаления отложений из колонны труб, величину гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика определяют по формуле:

Ргидростат=P2-P1

где

P1 и P2 - показания верхнего и нижнего датчиков давления при отсутствии движения растворителя в колонне НКТ и заполнении колонны НКТ жидкими флюидами.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин. Состав полисахаридной жидкости для промывки скважин или промысловых трубопроводов или глушения скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к предотвращению отложений на глубинно-насосном оборудовании. Способ включает приготовление гидрофобной термопластичной смеси, содержащей ингибитор, размещение ее в цилиндрическом корпусе с отверстиями на торцах, спуск корпуса в скважину, нагрев смеси до температуры окружающей среды, растворение гидрофобной части смеси на поверхности проницаемого материала, перекрывающего дозировочное отверстие в днище корпуса, скапливающейся под ним нефтью с последующим растворением частичек водорастворимого ингибитора водой (при наличии ингибитора в смеси), частично содержащейся в нефти на поверхности проницаемого материала, и окончательным растворением упавшего ингибитора в гидрозатворе нижерасположенной секции.

Изобретение относится к скважинным устройствам дозированной подачи реагента в пластовую жидкость с целью защиты насосного оборудования от солей, коррозии и парафинов.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для дозирования реагента-ингибитора в жидкую среду. Контейнер по обоим вариантам состоит из корпуса 1, в стенках которого выполнены перфорационные отверстия 2.

Изобретение относится к области внутрипромыслового сбора газа, а именно к системам ввода ингибитора образования гидратов в газовые шлейфы. Система содержит емкость с ингибитором, трубопроводы подачи ингибитора к защищаемым точкам, исполнительный механизм, обеспечивающий прямую управляемую программную подачу ингибитора, преобразователи температуры и давления, установленные в защищаемых точках и соединенные со станцией управления и исполнительным механизмом беспроводным каналом связи, устройства дозирования ингибитора, состоящие из обратного и управляемого прямого клапанов и регулирующей шайбы, которые установлены в защищаемых точках и соединены с трубопроводом подачи ингибитора.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам подачи реагентов в скважину и наземное оборудование. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам предупреждения образования гидратов в углеводородах, и может быть использовано при их добыче, транспортировке и переработке.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, на поверхность погружных электродвигателей и вход электроцентробежных насосов.

Изобретение относится к скважинной добыче нефти, осложненной выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности глубинного оборудования скважин. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием отложений из тяжелых компонентов нефти внутри частей глубинного насоса и колонны НКТ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне. Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ включает закачку в призабойную зону композиционного состава из 5,0-30,0 мас.% сорастворителя с поверхностно-активным веществом - ПАВ и 70,0-95,0 мас.%, технологическую выдержку. При этом в композиционном составе в качестве сорастворителя используют кубовые остатки бутиловых спиртов или растворитель парафиновый нефтяной, или сольвент нефтяной, в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ или простой полиэфир с низкой температурой застывания, в качестве растворителя используют растворитель промышленный. Причем количество ПАВ в сорастворителе составляет 0,05-0,2 мас.%. Причем для скважин с приемистостью от 0 до 1 м3/ч закачку композиционного состава проводят при постоянной работе гидравлического генератора. Техническим результатом является увеличение эффективности очистки порового пространства призабойной зоны скважины от парафиновых АСВ за счет повышения растворяющей и диспергирующей способностей композиционного состава в отношении парафиновых АСВ, повышение производительности скважины за счет полного растворения и удаления парафиновых АСВ из призабойной зоны скважины и расширение технологической возможности способа за счет применения реагентов с привлечением отходов нефтехимического производства. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения. При осуществлении способа в колонну лифтовых труб скважины закачивают растворитель и ожидают определенное время для растворения отложений. Предварительно нижнюю часть колонны НКТ над глубинным электроцентробежным насосом снабжают обратным клапаном, перепускным клапаном в межтрубное пространство и датчиком давления. Второй датчик давления устанавливают также внутри колонны НКТ на устье скважины. Данные по давлению с обоих датчиков выводят по линии электропитания ЭЦН на станцию управления скважиной. Растворитель закачивают с устья скважины в колонну НКТ с понижающейся во времени объемной скоростью и одновременно наблюдают по датчикам давления за изменением давления в нижней и верхней точках колонны НКТ. О заполнении колонны лифтовых труб растворителем судят по моменту стабилизации гидростатической составляющей давления столба жидкости в зоне нижнего датчика. Степень удаления отложений путем их растворения оценивают по росту плотности растворителя и гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика до максимального значения при поддержке уровня растворителя на отметке устья скважины или выше. Оценку первой и второй стабилизации гидростатического давления столба растворителя в колонне НКТ производят при отсутствии движения растворителя и скважинной продукции по колонне НКТ, то есть в статическом положении флюидов. Циклическую закачку растворителя в колонну НКТ производят до полного удаления отложений из колонны труб. Повышается эффективность удаления отложений за счет обеспечения возможности контроля за процессом и рационального использования реагентов. 2 ил.

Наверх