Способ предотвращения выпадения парафинов в нефтяных скважинах с пакерами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к предотвращению выпадения парафинов в скважинах с аномально низкими температурами. Способ включает подачу движущей текучей среды из средств для хранения в эжекторное устройство, имеющее сужающуюся часть для подвода движущей текучей среды, расширяющуюся часть для отвода движущей текучей среды и узкую часть с отверстием, расположенную между сужающейся частью и расширяющейся частью; удаление воды и водяного пара из межтрубного пространства нефтяной скважины, имеющей пакеры, с помощью эжекторного устройства, где поток движущей текучей среды через сужающуюся часть и расширяющуюся часть эжекторного устройства создает падение давления и повышает скорость движущей текучей среды, что создает разрежение в узкой части, сопровождающееся откачиванием воды и пара из межтрубного пространства нефтяной скважины, с устранением, таким образом, выпадения парафинов в нефтяных скважинах, имеющих пакер. Повышается эффективность предотвращения выпадения парафинов. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение в целом относится к устранению строгого ограничения, вызванного выпадением парафина в нефтяных скважинах, имеющих пакеры, которые характеризуются аномально низкими температурами ствола скважины вследствие кипения с конденсацией в стволе скважины. Конкретнее, в настоящем изобретении предусматривают способ предотвращения охлаждения ствола скважины с минимизацией, таким образом, выпадения парафинов в нефтяных скважинах, имеющих пакеры.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ И УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Неочищенная жидкая нефть, обычно известная как «сырая нефть», содержит различные количества (1-25% вес/объем) твердых парафинов, а также микрокристаллические парафины. Парафины растворимы в сырой нефти при температуре и давлении нефтяного пласта, но выкристаллизовываются из раствора при более низких значениях температуры/давления, преобладающих в поверхностных частях ствола скважины и наземном оборудовании и устройствах для ведения добычи. Следовательно, образование парафинистых отложений на внутренней стенке эксплуатационной насосно-компрессорной колонны и трубопроводов является распространенной проблемой, с которой борются нефтедобывающие компании. Способы борьбы с проблемой выпадения парафинов в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне включают соскабливание с помощью спускаемых в скважину на тросе инструментов, термических или химических обработок или комбинации данных средств. Без таких мер существует вероятность того, что насосно-компрессорная труба скважины забьется парафинистыми отложениями, что приведет к огромным эксплуатационным потерям.

Нефтяные скважины зачастую оснащаются пакерами по нескольким причинам, таким как стабилизация потока прерывистого и пульсирующего типа, для изолирования различных зон, в качестве части газлифтного оборудования (способ механизированной добычи, к которому обращаются, когда поток из нефтяной скважины перестает истекать самостоятельно) и т. д. Наиболее распространенной причиной для установки пакера является изолирование межтрубного пространства (образованного внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой эксплуатационной насосно-компрессорной колонны), которое выполняет функцию резервуара для сжатого газа для газлифта в газлифтном оборудовании. Нефтяная скважина может быть оснащена пусковыми муфтами газлифта и пакером значительно раньше, чем поток из скважины перестанет истекать самостоятельно, во избежание последующей доработки.

Нефтяная скважина с пакером зачастую содержит текучую среду на водной основе (жидкость для закачивания скважины на основе воды), удерживаемую в межтрубном пространстве. Данная вода подвергается многократному испарению в нижней части скважины, где температура выше, и конденсации в верхней части скважины, где температура ниже. Данный процесс известен как «кипение с конденсацией» в стволе скважины. Большая часть тепла для испарения происходит от поступающей сырой нефти. Аномально низкие температуры, следовательно, регистрируют в скважинах, оснащенных пакерами. Таким образом, в таких скважинах также очень серьезной является проблема выпадения парафинов. Это изображено на фигуре 1.

Серьезность проблемы можно оценить посредством сравнения периода времени обслуживания скважин в отношении фонтанирующих скважин без пакера (1-2 часа) с необходимым периодом временем обслуживания скважины с пакером (4-6 часов). Таким образом, владельцы нефтедобывающих компаний должны выделять значительное количество ресурсов на постоянной основе (например, специальный трос для работы с внутрискважинным инструментом и персонал) для устранения выпадения парафинов в нефтяных скважинах с пакерами. Периодически возникают нежелательные аварийные ситуации, такие как коррозия троса и потеря инструмента для соскабливания в скважине, дополнительно усугубляя возможность появления эксплуатационных потерь.

Традиционные способы устранения значительного выпадения парафинов приведены в данном документе.

Одним из наиболее часто применяемых способов устранения значительного выпадения парафинов является применение механических инструментов, таких как устройство для срезания на тросе. Данный способ также известен как соскабливание. Данный способ имеет много ограничений – персонал должен переместиться к местоположению скважины, установить оборудование для режущего инструмента и выполнять процедуру срезания парафина в течение нескольких часов. Выполнение такой процедуры изо дня в день является не только ресурсоемким, но также трудоемким, однообразным и располагающим к ошибкам персонала. Вследствие таких ошибок может происходить «вытаскивание», т. е. инструмент для соскабливания может отделиться от троса и попасть в ствол скважины. Это создает сужение в скважине и также может снизить добычу.

В другом способе устранения значительного выпадения парафинов применяют химические средства для предотвращения образования, роста и адгезии кристаллов парафина. Это подразумевает высокий уровень затрат, поскольку введение необходимо выполнять в непрерывном режиме. Более того, требуются процедуры по ремонту скважины для установки мандрели/клапана, через который осуществляется введение химического средства. Такой ремонт скважины является не только дорогим, но также неизбежно влечет за собой приостановку скважины, что означает снижение добычи. Подобным образом, использование скважинного нагревательного устройства для повышения температуры добываемой текучей среды требует ремонта скважины и целевого выделения энергии на месте расположения скважины.

Относительно низкозатратный способ, описанный в литературных источниках, подразумевает размещение загущенной нефти в межтрубном пространстве в качестве средства обеспечения теплоизоляции и предотвращения кипения с конденсацией. Это является возможным только тогда, когда в качестве части аппаратного обеспечения скважины/эксплуатационной насосно-компрессорной колонны предусматривают скользящую муфту для управления открытием отверстий. Другие ограничения способа заключаются в составлении соответствующей загущенной текучей среды, соответствующей условиям скважины, и угрозах безопасности, связанных с манипуляциями с легковоспламеняющимися текучими средами на основе углеводородов.

Некоторые соответствующие документы из уровня техники приведены в данном документе для сравнения.

В US 4328865 раскрыта система регуляции образования парафина в нефтяных скважинах с использованием термосифона, в которой в ограниченном межтрубном пространстве между насосно-компрессорной трубой и обсадной трубой нижней секции эксплуатационной колонны предусмотрена заглушка, или «пакер», установленная в точке скважины ниже уровня, на котором твердые парафины начинают откладываться из добываемой сырой нефти, и заглушка, или «пакер», установленная выше точки, на которой парафины будут в ином случае прекращать откладываться из добываемой сырой нефти и впоследствии заполнять ограниченное межтрубное пространство с рабочей текучей средой. Количество и свойства рабочей текучей среды предусматривают таким образом, чтобы среда испарялась на нижних краях ограниченного межтрубного пространства и конденсировалась на поверхностях верхних участков ограниченного межтрубного пространства, в частности в зоне выпадения парафинов. Процесс конденсации нагревает насосно-компрессорную трубу в достаточной степени для предотвращения образования прилипающих парафиновых отложений или, в качестве альтернативы, для повторного перехода в жидкое состояние тонкой пленки отложившегося парафина, что позволяет поступающей сырой нефти удалять отложившийся парафин. Конденсированная рабочая среда стекает под действием силы тяжести в нижнюю часть ограниченного межтрубного пространства, где она снова становится доступной для испарения и последующей конденсации. Никакая внешняя энергия не используется для данной циркуляции, которая обусловлена исключительно разностями температур между нижним и высшим уровнями межтрубного пространства.

Существует несколько ограничений для подхода, описанного в документе, цитируемом выше: (a) осуществление способа потребует замены оборудования скважины более сложным оборудованием, таким как пара пакеров, капиллярная трубка, модифицированная подвеска насосно-компрессорной колонны, которая обеспечивает прохождение капиллярного канала через нее, и т. д.; (b) замена оборудования скважины с целью установки двух пакеров требует ремонта скважины, следовательно, подразумевает затраты/остановки оборудования/риски и т. д.; (c) обеспечение наличия необходимого количества жидкости/пара между пакерами и поддержание контроля скважины в ходе ремонта скважины является трудным процессом; (d) жидкости/пары, такие как пентан, являются вредными; (e) тепла, высвобождаемого в ходе конденсации жидкости, может быть недостаточно для предотвращения выпадения парафинов.

Некоторые литературные источники из уровня техники приведены в данном документе для сравнения.

“Annular packer fluids for paraffin control: model study and successful field application” J.D. Ashford, et.al; SPE Production Engineering, November 1990: данный документ охватывает развитие, изучение полномасштабной модели и применение в промысловых условиях загущенных пакерных жидкостей для регуляции парафина в фонтанирующих скважинах. Применение в промысловых условиях данных изолирующих пакерных жидкостей привело к значительному повышению температуры насосно-компрессорной трубы в семи скважинах, обработанных до настоящего времени. Повышение температуры исключительно благодаря применению загущенной пакерной жидкости устранило проблемы с парафином, ранее регулируемые посредством повторяющихся обработок горячей нефтью. Ранее данное контролировали посредством повторяющихся обработок горячей нефтью. Перед данным применением попытки химического ингибирования были безуспешными. Применяемая в данное время загущенная текучая среда основана на реакции сложного эфира фосфорной кислоты и алюмината натрия, в результате которой образуется ассоциированный полимер на основе сложного эфира фосфата алюминия. Загуститель представляет собой широко применяемый полимер для жидкостей для гидроразрыва пласта на нефтяной основе. Загуститель в большинстве случаев применяют в жидкостях для гидроразрыва пласта на нефтяной основе.

“Wellbore refluxing in steam injection wells” G.P. Willhite, Journal of Petroleum Technology, March 1987”: в данном документе показано, что недавний промысловый опыт продемонстрировал, что межтрубное пространство не высыхает в изолированных скважинах с закачиванием пара. Представленные данные демонстрируют наличие кипения с конденсацией в стволе скважины, которое поддерживало температуру обсадной трубы на постоянном уровне в соответствии с давлением в межтрубном пространстве. Значения температуры обсадной трубы при условиях кипения с конденсацией поддерживались на уровне 212oF при давлении в межтрубном пространстве, составляющем 1 атм., при этом температура обсадной трубы в сухом межтрубном пространстве, как ожидалось, составляла приблизительно 130oF. Из-за этого, потери тепла были выше, чем ожидалось, что компенсировало некоторые экономические преимущества от использования изолированной колонны насосно-компрессорных труб.

“Control of paraffin deposition in production operations” G.G. McClaflin and D.L. Whitfill, Journal of Petroleum Technology, November 1984: в данном документе показано, что значительные эксплуатационные расходы обусловлены обработками, направленными на удаление парафинистых отложений из эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, или обработками под давлением, направленными на предотвращение выпадения парафинов. Расходы дополнительно повышаются за счет ухудшения эксплуатационных характеристик коллектора и производственных потерь, что может быть обусловлено данными обработками. Исследования авторов настоящего изобретения показывают, что образование отложений парафина можно предотвратить или значительно уменьшить посредством применения химических поверхностно-активных веществ, известных как диспергаторы. Два конкретных поверхностно-активных вещества, которые были выбраны, оказались очень эффективными диспергаторами парафина. Один является растворимым в масле, а другой является растворимым в воде. Данные диспергаторы можно непрерывно вводить в скважину или их можно добавлять в больших количествах при «периодической обработке» через определенные интервалы времени. Выбор того, следует ли осуществлять периодическую или непрерывную обработку обусловлен типом и количеством скважин, требующих обработки.

Следовательно, из документов, описанных выше в данном документе, очевидно, что традиционные способы и способы из уровня техники обладают различными недостатками, которые влияют на добычу нефти в нефтяных скважинах, имеющих пакеры, и не являются экономически эффективными. В настоящем изобретении предусматривают экономически эффективный способ предотвращения выпадения парафинов в нефтяных скважинах, имеющих пакеры, и данный способ является менее времязатратным и способствует повышению уровня добычи и снижению уровня работ с привлечением трудовых ресурсов.

ЦЕЛИ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ

Основной целью настоящего изобретения является преодоление недостатков/затруднений известного уровня техники.

Другой целью настоящего изобретения является создание способа снижения уровня выпадения парафинов в нефтяных скважинах, имеющих пакеры.

Другой целью настоящего изобретения является создание способа, который способствует предотвращению охлаждения ствола скважины для снижения уровня выпадения парафинов в нефтяных скважинах, имеющих пакеры.

Другой целью настоящего изобретения является создание способа, который является простым для осуществления и способствует повышению уровня добычи без остановки нефтяных скважин в ходе удаления парафина из ствола скважины.

Еще одной целью настоящего изобретения является создание экономически эффективной и менее времязатратной процедуры для предотвращения выпадения парафинов в нефтяных скважинах, имеющих пакеры.

Данные и другие преимущества настоящего изобретения станут очевидно выраженными из последующего подробного описания, представленного в сочетании с прилагаемыми графическими материалами.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ

Ниже представлено упрощенное краткое описание настоящего изобретения с целью обеспечения базового понимания некоторых аспектов настоящего изобретения. Данное краткое описание не является широким обзором настоящего изобретения. Оно не предназначено для определения ключевых/важных элементов изобретения или установления объема настоящего изобретения. Его единственная цель состоит в представлении некоторых понятий настоящего изобретения в упрощенной форме в виде вводной части к более подробному описанию настоящего изобретения, представленному далее.

В соответствии с аспектом настоящего изобретения представлен способ предотвращения выпадения парафинов в нефтяных скважинах, имеющих пакер(ы), причем указанный способ включает следующие стадии:

подача движущей текучей среды из средств для хранения в эжекторное устройство, имеющее сужающуюся часть для подвода указанной движущей текучей среды, расширяющуюся часть для отвода указанной движущей текучей среды с достаточной скоростью и узкую часть с отверстием, расположенную между указанной сужающейся частью и указанной расширяющейся частью;

удаление воды и водяного пара из межтрубного пространства нефтяной скважины, имеющей пакеры, с помощью указанного эжекторного устройства,

способ отличается тем, что поток указанной движущей текучей среды через указанную сужающуюся часть и расширяющуюся часть указанного эжекторного устройства создает падение давления и повышает скорость указанной движущей текучей среды, что создает разрежение в указанной узкой части, сопровождающееся откачиванием воды и пара из межтрубного пространства нефтяной скважины, с устранением, таким образом, выпадения парафинов в связи с кипением с конденсацией в стволе скважины в нефтяных скважинах, имеющих пакер.

Другие аспекты, преимущества и характерные признаки настоящего изобретения станут очевидными специалистам в данной области из следующего подробного описания, в котором в сочетании с приложенными графическими материалами раскрывают иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ПРИЛАГАЕМЫХ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Следующие графические материалы иллюстрируют конкретные примеры осуществления способов по настоящему изобретению, являются описательными в отношении некоторых из способов и не предназначены для ограничения объема настоящего изобретения. Графические материалы приведены не в соответствии с масштабом (если это не указано) и предназначены для использования в сочетании с пояснениями в следующем подробном описании.

На фигуре 1 проиллюстрированы сравнительные температурные профили для нефтяных скважин с пакерами и без пакеров.

На фигуре 2 проиллюстрирована конструкция трубки Вентури для минимизации выпадения парафинов в нефтяных скважинах.

На фигуре 3 проиллюстрировано расположение на буровой площадке трубки Вентури для минимизации выпадения парафинов в нефтяных скважинах.

Специалистам в данной области будет понятно, что элементы на графических материалах проиллюстрированы для простоты и ясности и могут быть изображены не в масштабе. Например, размеры некоторых элементов на фигуре могут быть преувеличены относительно других элементов для способствования улучшению понимания различных иллюстративных вариантов осуществления настоящего раскрытия. Следует отметить, что аналогичные ссылочные позиции используют для отображения одинаковых или аналогичных элементов, признаков и структур для всех графических материалов.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ

Следующее описание со ссылкой на прилагаемые графические материалы представлено для способствования полному пониманию иллюстративных вариантов осуществления настоящего изобретения, определяемых формулой изобретения и ее эквивалентами. Оно включает различные конкретные подробности для способствования его пониманию, но их следует рассматривать лишь как иллюстративные. Соответственно, специалистам в данной области будет понятно, что могут быть выполнены различные изменения и модификации вариантов осуществления, описанных в данном документе, без отступления от объема и сущности настоящего изобретения. Кроме того, описания хорошо известных функций и конструкций опущены для ясности и краткости.

Термины и слова, используемые в следующем описании и формуле изобретения, не ограничены библиографическими значениями, но используются автором изобретения лишь для обеспечения четкого и соответствующего понимания настоящего изобретения. Соответственно, специалистам в данной области будет очевидно, что следующее описание иллюстративных вариантов осуществления настоящего изобретения представлено лишь с целью иллюстрации, а не с целью ограничения настоящего изобретения, определенного прилагаемой формулой изобретения и ее эквивалентами.

Следует понимать, что формы единственного числа включают множественное число, если из контекста явно не следует иное.

Под термином «практически» подразумевают, что перечисленные характеристика, параметр или числовое значение не должны быть достигнуты точно, но что отклонения или колебания, в том числе, например, допуски, погрешность измерения, ограничения точности измерения и другие факторы, известные специалистам в данной области, могут встречаться в количествах, которые не устраняют эффект, который обеспечивается предполагаемой характеристикой.

Соответственно, в настоящем изобретении предусматривают способ предотвращения выпадения парафинов в нефтяных скважинах с пакерами.

Настоящее изобретение относится к минимизации проблемы выпадения парафинов в нефтяных скважинах и относится к предотвращению охлаждения ствола скважины в нефтяных скважинах (100) с пакерами (106). Посредством настоящего изобретения обеспечивают удаление текучей среды на водной основе из межтрубного пространства нефтяной скважины посредством применения подходящего инструмента, такого как паровой эжектор/жидкостный эжектор (Вентури), без прибегания к дорогим и времязатратным процедурам ремонта скважины.

Хотя проблема выпадения парафинов существует в некотором количестве нефтяных скважин, явление кипения с конденсацией в стволе скважины и связанная проблема значительного выпадения парафинов является специфичной для нефтяных скважин с пакерами. Настоящее изобретение относится к решению проблемы выпадения парафинов в результате кипения с конденсацией в стволе скважины и, следовательно, ограничено нефтяными скважинами с пакерами.

Подробности трубки Вентури, сконструированной для минимизации выпадения парафинов, показаны на фигуре 2. Трубка Вентури включает сужающуюся часть (101), расширяющуюся часть (102) и сужение (103), которое имеет отверстие и соединение для создания разрежения. Поток жидкости, такой как вода (технологическая вода, пресная вода и т. д. доступная в местоположении), известной как движущая текучая среда, через сужающуюся/расширяющуюся части (101, 102) вызывает падение давления и повышение скорости движущейся жидкости. Это создает разрежение, которое можно использовать для откачивания воды/пара из межтрубного пространства (107) нефтяной скважины (100) с пакером (106), и, следовательно, устраняет избыточное охлаждение ствола скважины и выпадения парафинов на внутренние стенки эксплуатационной насосно-компрессорной колонны.

Преимущества применения эжекторного устройства (всасывающее устройство) заключаются в том, что (i) его легко использовать, (ii) в отсутствие устройств, таких как скользящая муфта в нижней части эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, никакие другие средства (такие как насос) нельзя использовать для вытеснения или удаления воды из межтрубного пространства.

Скважину-кандидат, где можно применять вариант осуществления, выбирают на основании оборудования и характеристик добычи, а также эксплуатационной документации скважины. Типичная скважина-кандидат имеет пакер (106), она является фонтанирующей или газлифтной, требует ежедневного соскабливания для удаления парафина и имеет уровень жидкости близко к распределительному золотнику или ниже распределительного золотника и/или выше пакера (106). Присутствие жидкости в межтрубном пространстве (107) можно подтвердить с помощью инструментов, таких как эхометр. Динамический температурный каротаж, а также сравнение динамических температур с расположенными рядом скважинами, подтверждает наличие кипения с конденсацией в скважине.

Способ, в котором следует применять настоящее изобретение, обеспечения устранения парафина в нефтяной скважине (100), оснащенной пакером (106), как показано на фигуре 3, описан посредством следующего варианта осуществления. Всасывающая часть (103) трубки Вентури соединена с межтрубным пространством (107), образованным обсадной трубой и насосно-компрессорной трубой. Движущая текучая среда хранится в резервуаре (105), расположенном на буровой площадке. Насос (104), выпускное отверстие которого соединено с впускным отверстием трубки Вентури, используют для перемещения движущей текучей среды через трубку Вентури. После прохождения через трубку Вентури движущая текучая среда возвращается в резервуар для хранения. Применяемые значения скорости подачи насосом без ограничения находятся в диапазоне 150-1500 литров в минуту (л/мин.). Желательно обеспечить достаточно большой размер всасывающей части (по меньшей мере от 0,5 дюйма до 1 дюйма) для того, чтобы воду/пар можно было удалить с достаточной скоростью. Расположение на буровой площадке для осуществления варианта осуществления отображено на графике ниже.

Исходя из уровня жидкости в межтрубном пространстве (107) и глубины установки пакера вычисляют объем жидкости, подлежащей отводу. Жидкость из межтрубного пространства откачивается посредством создания разрежения трубкой Вентури, поступает вместе с движущей текучей средой в расширяющуюся часть (102) трубки Вентури, и вытекает в резервуар (105) для хранения. Следовательно, ожидается, что уровень в резервуаре (105) для хранения возрастет поступательно и, следовательно, для этого следует обеспечить дополнительную емкость в резервуаре для хранения. После вычисления количества отведенной жидкости подачу насосом движущей текучей среды прекращают. Полный отвод жидкости из межтрубного пространства можно также подтвердить посредством исследования с помощью эхометра. Эффективность способа подтверждается посредством необязательного температурного каротажа и спуска внутритрубного инспекционного поршня для оценки устранения или минимизации тенденции выпадения парафинов.

Альтернативные варианты осуществления устройства включают применение сжатого воздуха/газа в качестве движущей текучей среды. Также вместо воды и резервуара для хранения в качестве движущей текучей среды можно применять шахтную воду буровой. Можно использовать более одной трубки Вентури (последовательно или параллельно) для более быстрого отвода жидкости из межтрубного пространства.

ПРЕИМУЩЕСТВА

Некоторые главные преимущества настоящего изобретения по сравнению с уровнем техники приведены далее.

1. Нет необходимости в дорогих расходных материалах или специальных составах.

2. Настоящее изобретение включает однократную процедуру с удалением текучей среды на водной основе из скважины.

3. Настоящее изобретение является простым в осуществлении и не предусматривает остановку оборудования или производственные потери.

4. Эффективность настоящего изобретения можно легко установить.

ПРИМЕНИМОСТЬ

1. Устройство можно использовать для минимизации проблемы выпадения парафинов в нефтяных скважинах следующего типа: скважины, которые являются фонтанирующими, но оснащены пусковыми муфтами газлифта и пакером, таким образом, впоследствии может быть реализована механизированная эксплуатация скважины. Применимость данного устройства для таких скважин можно установить с помощью имеющихся данных, таких как уровень жидкости в межтрубном пространстве, профиль динамической температуры ствола скважины и данные/график работы, касающиеся соскабливания.

2. В газлифтных скважинах, где присутствие воды в межтрубном пространстве, образованном обсадной трубой и насосно-компрессорной трубой, вызывает охлаждение ствола скважины и выпадение парафинов в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. Данные динамики добычи скважины, такие как частота процедур соскабливания, уровень жидкости в межтрубном пространстве и профиль динамической температуры и т. д., способствуют определению того, является ли скважина потенциальным кандидатом для применения настоящего изобретения.

Потенциальное количество скважин, где можно применять настоящее изобретение, является очень большим, поскольку примерно 40-60% скважин среди разведанных месторождений нефти требуют механизированной эксплуатации скважины. Газлифтная эксплуатация является преобладающим способом механизированной эксплуатации скважины, при этом предполагается, что большое количество скважин оснащено пакерами и подвержено аномальному охлаждению ствола скважины.

1. Способ предотвращения выпадения парафинов в нефтяных скважинах (100), имеющих пакер(ы) (106), причем указанный способ включает следующие стадии:

подача движущей текучей среды из средств (105) для хранения в эжекторное устройство, имеющее сужающуюся часть (101) для подвода указанной движущей текучей среды, расширяющуюся часть (102) для отвода указанной движущей текучей среды с достаточной скоростью и узкую часть (103) с отверстием, расположенную между указанной сужающейся частью и указанной расширяющейся частью;

удаление воды и водяного пара из межтрубного пространства нефтяной скважины, имеющей пакеры, с помощью указанного эжекторного устройства,

отличающийся тем, что

поток указанной движущей текучей среды через указанную сужающуюся часть (101) и расширяющуюся часть (102) указанного эжекторного устройства создает падение давления и повышает скорость указанной движущей текучей среды, что создает разрежение в указанной узкой части, сопровождающееся откачиванием воды и пара из межтрубного пространства нефтяной скважины, с устранением, таким образом, выпадения парафинов в результате кипения с конденсацией в стволе скважины, в нефтяных скважинах, имеющих пакер.

2. Способ по п. 1, где указанная движущая текучая среда выбрана из группы, включающей технологическую воду, пресную воду, сжатый воздух/газ, шахтную воду буровой и подобные.

3. Способ по п. 1, где присутствие указанной воды и пара в указанном межтрубном пространстве нефтяной скважины проверяют с помощью эхометра.

4. Способ по п. 1, где указанная узкая часть соединена с указанным межтрубным пространством нефтяной скважины для создания разрежения.

5. Способ по п. 1, где насос оснащен указанным средством (105) для хранения, предназначенным для подачи насосом указанной движущей текучей среды в указанное эжекторное устройство и из указанного эжекторного устройства.

6. Способ по п. 1, где скорость подачи насосом указанной движущей текучей среды составляет 150-1500 литров в минуту.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при ремонте скважин с применением установки с гибкой трубой (ГТ). При осуществлении способа определяют интервал промывки, верхнюю границу которого устанавливают на 10-20 м выше забоя скважины, а нижней границей промывки является забой скважины; спускают колонну гибких труб при одновременной закачке технологической жидкости от устья скважины до нижней границы интервала промывки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для обработки наружной поверхности бурильных труб от загрязнений при их подъеме из скважины. Устройство состоит из верхней и нижней частей, связанных друг с другом болтами, с размещенным между ними упругим эластичным элементом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при капитальном и текущем ремонте скважин, связанном с очисткой их забоя от песчаных и проппантовых пробок.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к добыче вязкой и сверхвязкой нефти, а также может быть использовано для интенсификации добычи нефти, осложненной вязкими составляющими и отложениями.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована на нефтехранилищах светлых нефтепродуктов при устранении загрязнения подземных вод.

Изобретение относится к технологии предотвращения отложений асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) на нефтепромысловом оборудовании. Способ включает спуск в скважину магнитного аппарата (МА) проточного типа, содержащего ферромагнитную трубу с рабочим каналом, установленный на ее внешней поверхности магнитный блок, по меньшей мере, из двух намагниченных постоянных кольцевых магнитов, образующих пару, главные поверхности которых обращены внутрь трубы, и диамагнитный кожух, охватывающий герметично магнитный блок, и проведение магнитной обработки потока пластовой жидкости, протекающей по рабочему каналу МА в постоянном магнитном поле.

Группа изобретений относится к области электронагрева индукционными токами и может быть использовано в устройствах для ликвидации и предотвращения формирования гидратопарафиновых и асфальтосмолистых образований в нефтегазовых скважинах и трубопроводах, а также для подогрева вязких продуктов.

Группа изобретений относится к удалению отложений на внутренних и наружных стенках труб. Установка (1) для обработки текучей среды содержит по меньшей мере один охлаждающий трубопровод (2), средства охлаждения, предназначенные для охлаждения текучей среды по меньшей мере в одном охлаждающем трубопроводе (2) на участке охлаждения до температуры, равной или близкой к температуре (Тмор) среды вокруг охлаждающего трубопровода (2), и по меньшей мере одну тележку (9), расположенную на внешнем периметре по меньшей мере одного охлаждающего трубопровода (2) или вблизи него.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности скважин, работающих с накоплением жидкостных и песчаных пробок на забое.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для промывки приема и полости электроцентробежных насосов от твердых взвешенных частиц песка, асфальтосмолистых веществ и солей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к предотвращению выпадения парафинов в скважинах с аномально низкими температурами. Способ включает подачу движущей текучей среды из средств для хранения в эжекторное устройство, имеющее сужающуюся часть для подвода движущей текучей среды, расширяющуюся часть для отвода движущей текучей среды и узкую часть с отверстием, расположенную между сужающейся частью и расширяющейся частью; удаление воды и водяного пара из межтрубного пространства нефтяной скважины, имеющей пакеры, с помощью эжекторного устройства, где поток движущей текучей среды через сужающуюся часть и расширяющуюся часть эжекторного устройства создает падение давления и повышает скорость движущей текучей среды, что создает разрежение в узкой части, сопровождающееся откачиванием воды и пара из межтрубного пространства нефтяной скважины, с устранением, таким образом, выпадения парафинов в нефтяных скважинах, имеющих пакер. Повышается эффективность предотвращения выпадения парафинов. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Наверх