Способ подачи растворителя аспо в скважину
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например, асфальтосмолопарафиновые. До закачки технологических жидкостей в скважину в колонне НКТ над насосом и на устье скважины устанавливают влагомеры, колонну НКТ на устье снабжают расходомером, а электроцентробежный насос и погружной электродвигатель помещают в цилиндрический кожух с открытым низом. В межтрубное пространство скважины с устья подают реперную жидкость - минеральную воду, по показаниям влагомеров и расходомера определяют объем отложений и объем растворителя, необходимый для заполнения колонны труб. Закачку растворителя и задавочной нефти вслед за реперной жидкостью ведут до тех пор, пока растворитель не появится на устье скважины. Закачку технологических жидкостей ведут при действующем глубинном насосе с объемным расходом, равным производительности скважинного насоса. Повышается эффективность промывки НКТ и электроцентробежного насоса органическим растворителем путем организации контроля полного заполнения труб и насоса растворителем, обеспечивается рациональное использование органического растворителя. 2 ил.
Предлагаемое изобретение относится к области скважиной добычи нефти и может быть использовано на месторождениях нефти, где в подъемных трубах скважин наблюдается образование и накапливание солевых отложений или тяжелых компонентов 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 колонна НКТ способна за несколько месяцев эксплуатации практически заполниться отложениями.
Наиболее удобным для удаления АСПО из колонны НКТ без подъема труб на поверхность земли, является применение органических растворителей. Растворитель закачивают в межтрубное пространство, через определенное время он приходит на прием насоса и растворяет отложившиеся в насосе и трубах асфальтены, смолы и парафины. Растворитель при своем движении сверху вниз смешивается с нефтью в межтрубном пространстве и частично теряет свои растворяющие способности. В связи с этим по изобретению по патенту РФ №2667950 (опубл. 25.09.2018, бюл. 27) предложено регулировать скорость поступления нефти и растворителя из межтрубного пространства на приемные отверстия электроцентробежного насоса (ЭЦН) для более эффективного растворения асфальтосмолопарафиновых отложений в колонне НКТ. По изобретению не определен момент поступления растворителя снизу вверх на устье скважины. Также недостатком описанной технологии является возможность поступления растворителя в зону ниже насоса с дальнейшим его неэффективным использованием. Третьим недостатком технологии является то, что при работе погружного электродвигателя жидкость будет поступать в насос, в основном, из межтрубного пространства, поэтому будет отсутствовать движение охлаждающей жидкости вокруг ЭЦН, что может привести к его перегреву и выходу из строя.
Известно техническое решение по патенту РФ на изобретение №2445448 (опубл. 20.03.2012, бюл. №8), по которому глубинная электроцентробежная установка эксплуатируется с кожухом и хвостовиком из труб НКТ на несколько десятков метров вниз для сбора растворителя АСПО товарной кондиции. Для работы электроцентробежной установки данный дизайн является не эффективным, так как жидкости, которые закачиваются в межтрубное пространство, должны до приема насоса пройти не только кожух вокруг УЭЦН, но еще и обойти хвостовик в несколько десяткой метров. Все это увеличивает потери давления на трение и повышает энергозатраты сразу двух насосных установок - передвижного на устье скважины типа ЦА-320 и глубинного ЭЦН.
Вышеописанную техническую задачу необходимо решить по заявляемому изобретению.
О степени заполнения растворителем колонны НКТ с отложениями можно судить по стабилизации гидростатического давления между двумя стационарными датчиками давления по патенту на изобретение №2651728, опубл. 23.04.2018, бюл. 12. Способ требует предварительной установки в колонне НКТ двух датчиков давления, что повышает стоимость проводимых исследований состояния полости колонны НКТ. К тому же эти датчики дают интегральную характеристику жидкости между ними, что при близких значениях плотности технологических жидкостей затрудняет их диагностику.
В качестве прототипа нами выбрана технология подачи и диагностики реперной жидкости и растворителя АСПО в колонне НКТ, которая описана в статье «Функции датчиков давления для скважин с асфальтосмолопарафиновыми отложениями», журнал Нефтепромысловое дело, 2020, - №7. - С. 60-65. В колонну НКТ с устья скважины последовательно подают реперную жидкость - минеральную воду и растворитель АСПО, а момент заполнения колонны труб растворителем оценивают по прохождению реперной жидкости между двумя датчиками давления, установленными над ЭЦН на расстоянии 10 метров друг от друга. Способ требует предварительного снабжения колонны труб стационарными датчиками давления и клапана обратного трехпозиционного типа КОТ-93.
Технической задачей по изобретению является разработка способа заполнения колонны насосно-компрессорных труб растворителем АСПО при неизвестном объеме отложений в колонне труб путем закачки растворителя в межтрубное пространство скважины. Растворитель должен использоваться рационально, то есть не уходить за пределы НКТ и насоса в скважинное пространство в процессе закачки.
Поставленная задача решается тем, что по способу подачи растворителя АСПО в скважину, заключающееся в последовательной закачке в скважину реперной жидкости - минеральной воды и растворителя отложений, предварительно скважину комплектуют электроцентробежным насосом (ЭЦН) и погружным электродвигателем, помещенными в цилиндрический кожух, в полости НКТ над насосом и на устье скважины располагают влагомеры, на устье скважины колонну НКТ снабжают расходомером, в течение закачки жидкостей в скважину электроцентробежный насос находится в действии, причем жидкости в межтрубное пространство закачивают в два этапа с расходом, соответствующим производительности ЭЦН, который контролируют по расходомеру на устье скважины. На первом этапе по показаниям влагомеров определяют объем реперной жидкости в колонне НКТ и объем отложений в колонне НКТ как разницу между объемом колонны НКТ без отложений и объемом реперной жидкости в колонне НКТ, на втором этапе в скважину закачивают необходимый объем растворителя и задавочной нефти, растворитель закачивают в объеме реперной жидкости в колонне НКТ между двумя влагомерами, а задавочную нефть подают в МП до тех пор, пока растворитель не достигнет зоны верхнего влагомера.
На фиг. 1 обозначены позициями: 1- обсадная колонна, 2- колонна НКТ, 3- электроцентробежный насос с погружным электродвигателем (ПЭД), 4- термо-манометрическая система (ТМС), 5- кожух вокруг ЭЦН и ПЭД, 6- нижний влагомер, 7- верхний влагомер, 8- расходомер, 9- станция управления скважины, 10- передвижной насосный агрегат, 11- динамический уровень жидкости в МП, 12- нефть МП, 13- реперная жидкость (минеральная вода), 14- растворитель, 15- нефть с малым содержание воды, 16- отложения в колонне НКТ, 17- линия энергопотребления ПЭД и обратной связи от ТМС и влагомеров.
Изобретение реализуется выполнением следующих технологических процедур:
1. Определяют уровень жидкости в МП.
2. С помощью насосного агрегата типа ЦА-320 с устья скважины в межтрубное пространство скважины закачивают следующие жидкости:
2.1. Реперную жидкость 13, имеющую повышенную плотность и минерализацию, до его появления последовательно в зоне влагомеров 6 (над насосом) и 7 (на устье скважины). По показаниям двух влагомеров и расходомера 8 определяют объем реперной жидкости Vреп.жидк в колонне НКТ.
2.2. Растворитель отложений 14 известного объема:
Vраст=Vреп.жидк
2.3. Нефть с малым содержание воды 15 до тех пор, пока растворитель последовательно не пройдет влагомеры 6 и 7 и не заполнит колонну НКТ.
Объем отложений в колонне НКТ находят как разницу объема полости колонны чистых НКТ и объема реперной жидкости в колонне НКТ.
На фиг. 2 и 3 приведены показания во времени двух влагомеров: нижнего над насосом и верхнего - на устье скважины. Участки на графике показывают следующие технологические процессы, протекающие при реализации изобретения:
Фиг. 2 - обводненность Wниз в зоне нижнего влагомера:
1-2 - движение нефти из МП;
3-4 - движение реперной жидкости (воды);
5-6 - движение растворителя АСПО;
7-8 - движение нефти с небольшим содержанием воды.
Фиг. 3 - обводненность Wверх в зоне верхнего влагомера:
9-10 - движение скважинной продукции с условной обводненностью в 50%;
11-12- движение нефти межтрубного пространства;
13-14 - движение реперной жидкости;
15-16 - появление растворителя - завершение заполнения колонны НКТ растворителем отложений.
Временной интервал от t1 (время прихода реперной жидкости к нижнему влагомеру) до t2 (время прихода реперной жидкости к верхнему влагомеру) и является временем заполнения колонны НКТ реперной жидкость. На моменты времени t1 и t2 необходимо фиксировать показания расходомера 8 с тем, чтобы найти объем реперной жидкости между двумя влагомерами. Аналогично моменты времени t3 и t4 позволяют определить по расходомеру объем растворителя АСПО в колонне НКТ. И в идеале при соблюдении постоянного расхода жидкостей по расходомеру 8 верно равенство: t2 - t1=t4 - t3.
По изобретению предложен контролируемый во времени процесс заполнения колонны НКТ растворителем через межтрубное пространство скважины. Отличительными признаками заявленного изобретения от прототипа и аналогов, по мнению авторов, являются следующие положения: 1. Влагомеры 6 и 7 могут быть установлены над насосом и на устье скважины не в стационарном положении, а с помощью геофизического кабеля. Это расширяет возможность применения технологии на скважинах, предварительно не оборудованной контрольно-измерительными устройствами и приборами. Информация от влагомеров в виде графиков на фиг. 2 и 3 будет передаваться на станцию управления подъемника.
2. Контролируемое заполнение колонны НКТ растворителем становится возможным и на скважинах, оборудованных штатным обратным клапаном, не допускающим организацию движения реагента по колонне НКТ сверху вниз.
3. По изобретению предложено объемную скорость закачки реперной жидкости и растворителя АСПО поддерживать на уровне производительности ЭЦН, благодаря этому исключается движение этих жидкостей в зону ниже насоса. Это в свою очередь обеспечивает высокую точность в определении объема отложений в колонне НКТ и объема растворителя АСПО, необходимого для заполнения колонны труб.
4. Для исключения перегрева погружного электродвигателя во время закачки технологических жидкостей предложено ЭЦН и ПЭД облачить в цилиндрический кожух с открытым низом. Это приведет к движению жидкостей снизу вверх в зоне ПЭД и к его необходимому охлаждению.
5. Разрешающая способность влагомеров превосходит аналогичный параметр у датчиков давления, так как содержание воды в нефти и растворителе отличается от собственно аналогичного параметра в воде в десятки раз. Это также способствует точной диагностике прохождения различных по составу и свойствам жидкостей через влагомеры.
На наш взгляд, использование влагомеров и организация закачки технологических жидкостей в межтрубное пространство скважины с расходом, равным производительности глубинного электроцентробежного насоса, выполняют поставленную техническую задачу, дают возможность использовать растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений рационально.
Способ подачи растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в скважину, заключающийся в том, что в скважину последовательно подают реперную жидкость - минеральную воду и растворитель отложений, отличающийся тем, что предварительно скважину комплектуют электроцентробежным насосом (ЭЦН) и погружным электродвигателем, помещенными в цилиндрический кожух, в полости колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) над насосом и на устье скважины располагают влагомеры, на устье скважины колонну НКТ снабжают расходомером, в течение закачки жидкостей в скважину электроцентробежный насос находится в действии, причем жидкости в межтрубное пространство закачивают в два этапа с расходом, соответствующим производительности ЭЦН, который контролируют по расходомеру на устье скважины, на первом этапе по показаниям влагомеров определяют объем реперной жидкости в колонне НКТ и объем отложений в колонне НКТ как разницу между объемом колонны НКТ без отложений и объемом реперной жидкости в колонне НКТ, на втором этапе в скважину закачивают необходимый объем растворителя и задавочной нефти, растворитель закачивают в объеме реперной жидкости в колонне НКТ между двумя влагомерами, а задавочную нефть подают в межтрубное пространство до тех пор, пока растворитель не достигнет зоны верхнего влагомера.
