RU2762640C1 - Method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump - Google Patents
Method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2762640C1 RU2762640C1 RU2021121195A RU2021121195A RU2762640C1 RU 2762640 C1 RU2762640 C1 RU 2762640C1 RU 2021121195 A RU2021121195 A RU 2021121195A RU 2021121195 A RU2021121195 A RU 2021121195A RU 2762640 C1 RU2762640 C1 RU 2762640C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- sucker rod
- rod pump
- annulus
- pipe string
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing, limiting or eliminating the deposition of paraffins or like substances
Abstract
Description
Изобретение относится к добыче нефти, а именно к методам удаления и предупреждения отложений солей в скважине, а также на скважинном оборудовании, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом. Выпадение солей (гипса, ангидрида, карбонат кальция) в скважине связано с извлечением вместе с нефтью пластовой воды, а также смешением пластовых вод различных типов между собой (щелочных с жёсткими).The invention relates to oil production, in particular to methods for removing and preventing salt deposits in a well, as well as on downhole equipment operated by a sucker rod pump. The fallout of salts (gypsum, anhydride, calcium carbonate) in the well is associated with the extraction of formation water together with oil, as well as the mixing of formation waters of various types with each other (alkaline with hard).
Известен способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, который осуществляют следующим образом (патент RU № 2320852, опубл. 27.03.2008). включающий извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (колонны труб, насоса), спуск в скважину технологической колонны труб с пакером, посадку пакера в скважине выше пласта, последовательную закачку по колонне труб оторочки растворителя, оторочки ингибирующего раствора, оторочки щелочи и оторочки гидрофильной продавочной жидкости. При этом в качестве растворителя используют: алифатические, ароматические углеводороды (гексан, петролейный эфир, нефрас), органические растворители (бензольная, толуольная фракции). Композиция ингибирующего раствора включает, % мас.:There is a known method for preventing salt deposition in oilfield equipment, which is carried out as follows (patent RU No. 2320852, publ. 03/27/2008). including the extraction of production equipment (pipe string, pump) from the well, lowering the production string of pipes with a packer into the well, planting the packer in the well above the formation, sequential injection along the pipe string of the solvent slug, inhibiting solution slug, alkali slug and hydrophilic squeezing fluid slug. In this case, the following are used as a solvent: aliphatic, aromatic hydrocarbons (hexane, petroleum ether, nefras), organic solvents (benzene, toluene fractions). The composition of the inhibitory solution includes, wt%:
В качестве фосфорорганических соединений используются: нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ), кислота оксиэтилидендифосфоновая (ОЭДФ), натриевые соли нитрилометиленфосфоновых кислот, полиаминометиленфосфонаты, гексаметафосфат натрия, плав солей. В качестве щелочи используют реагент для добычи нефти универсальный (РДН-У). Гидрофильная продавочная жидкость является водным раствором реагентов на основе алкилсульфонатов или реагентов на основе моноалкилфенилового эфира полиэтиленгликоля.As organophosphorus compounds are used: nitrilotrimethylphosphonic acid (NTF), hydroxyethylidene diphosphonic acid (OEDP), sodium salts of nitrilomethylenephosphonic acids, polyaminomethylenephosphonates, sodium hexametaphosphate, fusion salts. As an alkali, a universal reagent for oil production (RDN-U) is used. Hydrophilic displacement fluid is an aqueous solution of reagents based on alkyl sulfonates or reagents based on polyethylene glycol monoalkylphenyl ether.
Недостатки способа:Disadvantages of the method:
- во-первых, применение подобного состава ингибирующего раствора ввиду наличия в нем кислотных реагентов может вызвать рост коррозионных процессов на скважинах; - firstly, the use of a similar composition of an inhibiting solution due to the presence of acidic reagents in it can cause an increase in corrosion processes in wells;
- во-вторых, наличие плавиковой кислоты в составе может привести к образованию труднорастворимого фторида кальция при возможном контакте композиции с пластовыми водами и породами пласта, содержащими ионы кальция; - secondly, the presence of hydrofluoric acid in the composition can lead to the formation of sparingly soluble calcium fluoride upon possible contact of the composition with formation waters and formation rocks containing calcium ions;
- в-третьих, ввиду того, что применяется предоторочка углеводородного растворителя, существует риск введения ингибирующего раствора в нефтенасыщенные интервалы и изменения фазовых проницаемостей по нефти и воде, что может привести к обводнению добываемой продукции;- thirdly, due to the fact that a pre-stop of a hydrocarbon solvent is used, there is a risk of introducing an inhibiting solution into oil-saturated intervals and changing the phase permeabilities for oil and water, which can lead to watering of the produced product;
- в-четвёртых, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины последовательно закачиваемых по колонне труб химическим реагентов при монтаже и демонтаже оборудования (открытая система) в процессе реализации способа; - fourthly, environmental pollution due to the outflow at the wellhead of sequentially injected chemical reagents through the pipe string during the installation and dismantling of equipment (open system) in the process of implementing the method;
- в-пятых, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования; - Fifthly, high costs, since the implementation of the method requires the involvement of a well workover team to extract the production equipment (pipe string and pump) from the production well, run the technological pipe string into the well, and after processing the bottomhole zone of the production well for extraction from production wells, installation of production equipment in a production well;
- в-шестых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как необходимо несколько раз монтировать и демонтировать оборудование на устье скважины в зависимости от технологической операции (извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (насоса, колонны труб) спуск технологической колонны труб с пакером, посадка пакера в скважине выше пласта, последовательная закачка в призабойную зону скважины оторочки растворителя, оторочки ингибирующего раствора, оторочки щелочи и оторочки гидрофильной продавочной жидкости, распакеровка и извлечение технологической колонны труб с пакером, спуск эксплуатационного оборудования в скважину).- sixth, a long process of processing the bottomhole zone of a production well, since it is necessary to mount and dismantle equipment at the wellhead several times, depending on the technological operation (extraction of production equipment (pump, pipe string) from the well, lowering the production pipe string with a packer, landing a packer in the well above the formation, sequential injection of a solvent slug, an inhibitor slug, an alkali slug and a slug of a hydrophilic squeezing fluid into the bottomhole zone of the well, unpacking and extraction of the process pipe string with a packer, running production equipment into the well).
Известен способ удаления удаления отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, включающий подготовку устья скважины к циркуляции раствора по закнутому циклу, закачку в скважину технологического раствора по замкнутому циклу, промывку скважины технологическим раствором с переменной скоростью (патент RU № 2003783, опубл. 30.11.1993). Определяют степень промывки насосно-компрессорных труб по току электромотора станка-качалки. При достижении им номинального значения промывку прекращают.A known method of removing the removal of salt deposits in a well operated by a sucker rod pump, including preparing the wellhead for circulation of the solution in a closed cycle, pumping a process solution into the well in a closed loop, flushing the well with a process solution at a variable speed (patent RU No. 2003783, publ. 30.11 .1993). Determine the degree of flushing of the tubing by the current of the electric motor of the pumping unit. When it reaches the nominal value, the flushing is stopped.
Недостатками известного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая эффективность растворения и удаления отложений солей закачкой химических растворов, низкий межремонтный период работы скважины, из-за недостаточного растворения отложения солей, недостаточного вымыва продуктов растворения солей, которые остаются в порах призабойной зоны пласта и на оборудовании, что приводит к снижению фильтрации, и как следствие, снижению продуктивности добывающей скважины;- firstly, low efficiency of dissolution and removal of salt deposits by injection of chemical solutions, low turnaround time of the well, due to insufficient dissolution of salt deposits, insufficient washout of salt dissolution products that remain in the pores of the bottomhole formation zone and on the equipment, which leads to a decrease in filtration, and as a result, a decrease in the productivity of a production well;
- во-вторых, высокий коррозионный износ скважинного оборудования при реализации способа, так как кислотосодержащие растворы оказывают негативное воздействия, как на элементы штангового глубинного насоса так и на колонну труб;- secondly, high corrosive wear of downhole equipment during the implementation of the method, since acid-containing solutions have a negative effect, both on the elements of the sucker rod pump and on the pipe string;
- в-третьих, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины последовательно закачиваемых по колонне труб химических реагентов, в том числе кислотосодержащих, при монтаже и демонтаже оборудования (открытая система) в процессе реализации способа;- thirdly, environmental pollution due to the outflow of chemical reagents, including acid-containing ones, sequentially pumped through the pipe string at the wellhead, during the installation and dismantling of equipment (open system) during the implementation of the method;
- в-четвёртых, сложность реализации процесса, связанная с необходимостью установки сепаратора на устье скважины, а также большие затраты технологической жидкости на промывку скважины.- fourthly, the complexity of the implementation of the process associated with the need to install a separator at the wellhead, as well as high costs of process fluid for flushing the well.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ предотвращения отложения неорганических солей в нефтегазопромысловом оборудовании (патент РФ № 2484238, опубл. 10.06.2013), включающий извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (колонны труб, насоса), спуск в скважину технологической колонны труб с пакером, посадку пакера в скважине выше пласта, последовательную закачку по колонне труб в призабойную зону пласта оторочек растворителя, раствора ингибитора солеотложения и гидрофильной продавочной жидкости, причем в качестве растворителя закачивают взаимный растворитель, ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия и в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают указанный водный раствор хлорида калия, причем в качестве взаимного растворителя закачивают бутилцеллозоль или смесь растворителей, а в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают 1-2%-ный раствор хлорида калия в пресной воде, в качестве ингибитора солеотложения используют ингибитор фосфорорганического типа.The closest in technical essence and the achieved result is a method for preventing the deposition of inorganic salts in oil and gas field equipment (RF patent No. 2484238, publ. with a packer, planting a packer in the well above the formation, sequential injection of solvent rims, a scale inhibitor solution and a hydrophilic squeezing fluid along the pipe string into the bottomhole formation zone, and a mutual solvent is pumped in as a solvent, a scale inhibitor is pumped in an aqueous solution of potassium chloride and as a hydrophilic squeezing liquids, the specified aqueous solution of potassium chloride is injected, and as a mutual solvent, butyl cellosol or a mixture of solvents is injected, and a 1-2% solution of potassium chloride in fresh water is injected as a hydrophilic displacement fluid, as an inhibitor and scaling uses an organophosphorus type inhibitor.
Недостатки способа:Disadvantages of the method:
- во-первых, низкая эффективность предотвращения отложения солей закачкой химических реагентов (растворов), указанных в способе. Это обусловлено тем, что продукты растворения солей остаются в порах призабойной зоны пласта, что приводит к снижению фильтрации, и как следствие, снижению продуктивности добывающей скважины; - firstly, the low efficiency of preventing salt deposition by pumping chemical reagents (solutions) specified in the method. This is due to the fact that the products of salt dissolution remain in the pores of the bottomhole formation zone, which leads to a decrease in filtration, and, as a consequence, to a decrease in the productivity of the production well;
- во-вторых, низкое качество обработки скважинного оборудования. Это обусловлено тем, что продукты растворения солей и закачанные в скважину химические реагенты, находящиеся в скважине после окончания обработки, не извлекаются на поверхность;- secondly, the low quality of treatment of downhole equipment. This is due to the fact that the products of salt dissolution and chemical reagents injected into the well, which are in the well after the end of treatment, are not extracted to the surface;
- в-третьих, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины последовательно закачиваемых по колонне труб химических реагентов при монтаже и демонтаже оборудования (открытая система) в процессе реализации способа; - thirdly, environmental pollution due to the outflow of chemicals at the wellhead sequentially injected through the pipe string during the installation and dismantling of equipment (open system) in the process of implementing the method;
- в-четвертых, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечение бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования; - fourthly, high costs, since the implementation of the method requires the involvement of a well workover team to extract the production equipment (pipe string and pump) from the production well, run the production string into the well, and after processing the bottomhole zone of the production well to extract from production wells, installation of production equipment in a production well;
- в-пятых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как необходимо несколько раз монтировать и демонтировать оборудование на устье скважины в зависимости от технологической операции (извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (насоса, колонны труб) спуск технологической колонны труб с пакером, посадка пакера в скважине выше пласта, последовательная закачка в призабойную зону скважины химических реагентов: растворителя в качестве которого используют бутилцеллозоль или смесь растворителей, раствора ингибитора солеотложения, а также гидрофильной продавочной жидкости, распакеровка и извлечение технологической колонны труб с пакером, спуск эксплуатационного оборудования в скважину).- fifth, a long process of processing the bottomhole zone of a production well, since it is necessary to mount and dismantle equipment at the wellhead several times, depending on the technological operation (extraction of production equipment (pump, pipe string) from the well, lowering the production pipe string with a packer, landing a packer in the well above the formation, sequential injection of chemical reagents into the bottomhole zone of the well: a solvent which is used as butyl cellosol or a mixture of solvents, a scale inhibitor solution, as well as a hydrophilic squeezing fluid, unpacking and extraction of the production string of pipes with a packer, lowering of production equipment into the well) ...
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности реализации способа по удалению и предотвращению отложения солей в скважине и повышение качества обработки скважинного оборудования, снижение межремонтного периода работы скважины, исключение загрязнения окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины, а также сокращение затрат на реализацию способа и снижение продолжительности процесса предотвращения отложения солей в добывающей скважине.The technical objectives of the proposed invention are to improve the efficiency of the implementation of the method for removing and preventing salt deposition in the well and improving the quality of treatment of downhole equipment, reducing the turnaround time of the well, eliminating environmental pollution due to the outflow of acid at the wellhead during installation and dismantling of equipment at the wellhead , as well as reducing the cost of implementing the method and reducing the duration of the process of preventing salt deposition in the production well.
Поставленные технические задачи решаются способом удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, включающим спуск в добывающую скважину колонны труб c штанговым глубинным насосом, вставленным в замковую опору колонны труб, закачку ингибитора солеотложений в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины.The set technical tasks are solved by the method of removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump, including lowering a string of pipes with a sucker rod pump inserted into the key support of the pipe string into a production well, pumping a scale inhibitor into the bottomhole zone of a production well, holding the well and subsequent extraction of oil from a production well.
Новым является, то что перед закачкой ингибитора останавливают привод штангового глубинного насоса, устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, переключатель потока, автоцистерны с кислотой, антикоррозионной жидкостью и ингибитором солеотложений, а также желобную ёмкость, после чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, закачку ингибитора солеотложений производят в объёме 0,2 м3 в затрубное пространство скважины не превышая давление закачки 3,0 МПа, осуществляют выдержку в течение 2 часов, и ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, после чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, затем закрывают линейную задвижку и включают привод штангового глубинного насоса, далее в течение 12 часов осуществляют циркуляцию скважинной жидкости, смешанной с ингибитором солеотложений, между устьем и забоем скважины, затем останавливают привод штангового глубинного насоса извлекают штанговый глубинный насос из замковой опоры колонны труб, далее производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство скважины, далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости доводят соляную кислоту до интервалов перфорации пласта и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 1 часа, после чего в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно, то в колонну труб, то в затрубное пространство скважины закачивают по 0,5 м3 технологической жидкости, после окончания времени выдержки устанавливают штанговый глубинный насос в замковую опору колонны труб, запускают привод штангового глубинного насоса и производят откачку штанговым глубинным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную ёмкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины.What is new is that, before pumping in the inhibitor, the sucker rod pump drive is stopped, the pumping unit, the flow switch, tank trucks with acid, anticorrosive liquid and scale inhibitor are installed and hydraulically connected to each other, as well as a trough tank, after which the well is examined by beating the liquid level in the annular space of the well, the injection of the scale inhibitor is carried out in a volume of 0.2 m 3 into the annular space of the well without exceeding the injection pressure of 3.0 MPa, holding is carried out for 2 hours, and a decrease in the liquid level in the annular space of the well is expected, after which the well is examined by repeated striking liquid level in the annulus of the well, then close the linear valve and turn on the sucker rod pump drive, then circulate the well fluid mixed with the scale inhibitor between the wellhead and the bottom of the well for 12 hours, then stop the rod depth drive of the pump, the sucker rod pump is removed from the key support of the pipe string, then hydrochloric acid is injected into the annulus of the well, then by pumping an anti-corrosive liquid into the annulus of the well, hydrochloric acid is brought to the intervals of perforation of the formation and the well is left for technological exposure for 1 hour, after which in 3 cycles every 0.5 hours alternately, then into the pipe string, then into the annulus of the well, 0.5 m 3 of process fluid is injected, after the end of the holding time, a sucker rod pump is installed in the key support of the pipe string, the sucker rod pump drive is started and pumping out the waste fluid from the formation into a trough tank to a neutral pH is carried out by a sucker rod pump, after which oil is withdrawn from the production well.
На фиг. 1-5 схематично и последовательно изображён способ удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом.FIG. 1-5 schematically and sequentially depicts a method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump.
Выпадение солей (гипса, ангидрида, карбонат кальция) в скважине связано с извлечением вместе с нефтью пластовой воды, а также смешением пластовых вод различных типов между собой (щелочных с жёсткими).The fallout of salts (gypsum, anhydride, calcium carbonate) in the well is associated with the extraction of formation water together with oil, as well as the mixing of formation waters of various types with each other (alkaline with hard).
В добывающих скважинах серьёзные осложнения вызывают отложения солей: твёрдого сульфата кальция – гипса СаSO4·2Н2О и ангидрита – СаSO4·0,5Н2О. Отложения гипса преобладают при температуре 40 градусов и ниже, при более высокой температуре может осаждаться ангидрит.In production wells, serious complications are caused by the deposition of salts: solid calcium sulfate - gypsum CaSO 4 2H 2 O and anhydrite - CaSO 4 · 0.5H 2 O. Gypsum deposits prevail at temperatures of 40 degrees and below, at higher temperatures anhydrite can precipitate.
Предлагаемый способ основан на химическом методе удаления и предотвращения образования солей в скважине и эксплуатационном оборудовании путём преобразования осадков с помощью ингибитора солеотложения и последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой и их удалением из скважины промывкой технологической жидкостью. Реализация данного способа 3-4 раза в год предупреждает образование солей в скважине.The proposed method is based on the chemical method of removing and preventing the formation of salts in the well and production equipment by transforming sediments using a scale inhibitor and then dissolving the reaction products with hydrochloric acid and removing them from the well by flushing with a process fluid. The implementation of this method 3-4 times a year prevents the formation of salts in the well.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
На нефтяном месторождении эксплуатируется добывающая скважина 1 (см. фиг. 1-5), оснащённая колонной труб 2 со штанговым глубинным насосом (ШГН) 3, установленным в замковую опору 4 колонны труб 2. В процессе эксплуатации добывающей скважины 1 в ней образуются отложения солей (гипса, ангидрида) и при последующей эксплуатации добывающей скважины 1 это приводит к перекрытию интервалов перфорации 5 продуктивного пласта 6 добывающей скважины 1. В результате снижается дебит продукции скважины и увеличивается обводнённость продукции добывающей скважины 1. Кроме того, соли откладываются на эксплуатационном оборудовании: колонне труб, насосе, сужая проходное сечение эксплуатационного оборудования. На устье добывающей скважины установлены линейная 7 и затрубная 8 задвижки.A production well 1 (see Fig. 1-5) is operated at the oil field, equipped with a
С целью очистки скважины 1 от уже образовавшихся в ней солей и предупреждения дальнейшего образования солей останавливают привод ШГН 3, затем устанавливают на устье добывающей скважины 1 и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат 9 (см. фиг. 2-5), переключатель потока 10 жидкости, автоцистерну с ингибитором солеотложений 11 автоцистерну с кислотой 12, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 13, автоцистерну с технологической жидкостью 14 и желобную ёмкость 15, также в гидравлическую обвязку устанавливают технологические задвижки 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23. Закрывают технологические задвижки 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23.In order to clean the
В качестве насосного агрегата 9 применяют, например насосную установку СИН35.64 производства ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чёрмоз.As a
В качестве переключателя потока 10 жидкости применяют, например переключатель потока, выпускаемый ООО «ОЗНА» Измерительные системы РФ, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.As a
В качестве автоцистерн применяют, например кислотовозы марки СИН37.51 на базе прицепа «НЕФАЗ», выпускаемые ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чёрмоз.As tank trucks, for example, acid trucks of the SIN37.51 brand on the basis of the NEFAZ trailer, produced by Synergy Plant LLC, Russia, Perm Territory, Chermoz, are used.
В качестве желобной ёмкости 15, например применяют ёмкость технологическую на тракторном прицепе-шасси ЕТ 18.КШП «УНИКОМ» кислотостойкого исполнения, производства ЗАО ЗНПО «УНИКОМ» РФ, Свердловская область, г. Первоуральск.As a
В качестве ингибитора солеотложений применяют любой известный ингибитор солеотложений, например ингибитор солеотложений СНПХ-5314, по ТУ 2458-262-05765670-2007. выпускаемый РФ, Республика Татарстан, г. Казань. Назначение - ингибитор солеотложения обладает комплексообразующими и кристаллоразрушающими свойствами. Ингибитор солеотложений СНПХ-5314 завозят на скважину в автоцистерне 11.As a scale inhibitor, any known scale inhibitor is used, for example, a scale inhibitor SNPKh-5314, according to TU 2458-262-05765670-2007. produced by the Russian Federation, the Republic of Tatarstan, Kazan. Purpose - the scale inhibitor has complexing and crystal-breaking properties. Scale inhibitor SNPKh-5314 is delivered to the well in a
В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную синтетическую техническую 12%-ную, получаемую из кислоты соляной технической марки А по ГОСТ 857-95 путём добавления, например сточной воды плотностью 1100 кг/м. 12% соляную ингибированную синтетическую техническую завозят на скважину 1 на автоцистерне 12.As an acid, for example, inhibited synthetic technical 12% hydrochloric acid is used, obtained from hydrochloric acid of technical grade A according to GOST 857-95 by adding, for example, waste water with a density of 1100 kg / m3. 12% inhibited synthetic technical salt is delivered to well 1 by
В качестве АКЖ применяют ингибитор кислотной коррозии, например TATOL/TATOL 1-10 м.2 по ТУ 20.59.42-007-48694360-2017, выпускаемый РФ, Республика Татарстан, г. Казань. АКЖ готовят на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне 13.An acid corrosion inhibitor is used as an ACL, for example, TATOL / TATOL 1-10 m2 according to TU 20.59.42-007-48694360-2017, manufactured by the Russian Federation, Republic of Tatarstan, Kazan. AKZH is prepared on the basis of production services and delivered to the well in a
В качестве технологической жидкости применяют, например сточную воду плотностью 1050 кг/м3. Сточную воду указанной плотности готовят на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне 14.As a process fluid used, for example, waste water with a density of 1050 kg / m 3 . Waste water of the specified density is prepared on the basis of production services and delivered to the well in a
Устанавливают переключатель потока 10 жидкости в положение «а». Открывают затрубную 8 и технологические 16 и 20 задвижки. С помощью насосного агрегата 9 из автоцистерны 11 через переключатель потока 10 жидкости производят закачку ингибитора солеотложений в объеме 0,2 м3 в затрубное пространство 24 скважины 1 не превышая давление закачки 3,0 МПа, чтобы не передавить ШГН 3, находящийся в замковой опоре 4 колонны труб 2.Set the
Далее исследуют скважину 1 отбивкой уровня 25' жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1. Отбивку уровня производят с помощью эхолота (на фиг. 1-5 не показано). Например, используют эхолот марки МИКОН-811-02, выпускаемый ООО «Микон», РФ, Республика Татарстан, г. Набережные Челны.Next, the
Например, по результатам проведённых исследований уровень – L1 жидкости в затрубном пространстве 24 (см. фиг. 2) скважины 1 составляет 900 м.For example, according to the results of the studies carried out, the level - L 1 of the fluid in the annulus 24 (see Fig. 2) of
Осуществляют выдержку в течение 2 часов на смешивание ингибитора солеотложений со скважинной жидкостью в затрубном пространстве 24 скважины 1, при этом ингибитор солеотложений проникает через интервалы перфорации 5 в призабойную зону пласта 6. Exposure is carried out for 2 hours to mix the scale inhibitor with the well fluid in the
По прошествии 2 часов закрывают технологические задвижки 16 и 20 и открывают технологические задвижки 21 и 22. Включают привод ШГН 3. Далее в течение 12 часов осуществляют циркуляцию (см. фиг. 3) скважинной жидкости, смешанной с ингибитором солеотложений по колонне труб 2 вверх через переключатель потока 10 и в затрубном пространстве 24 вниз, т.е. между устьем и забоем скважины 1. В процессе циркуляции ингибитор солеотложений постепенно растворяет соли с поверхностей эксплуатационного оборудования и стенок скважины в том числе и в интервале перфорации 5.After 2 hours, the
По прошествии 12 часов останавливают привод ШГН 3 и ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1.After 12 hours, the
Ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1, например в течение 1,5 часов с целью снижения уровня жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1 до отбитого ранее значения 900 м или ниже, но не более величины объёма ингибитора солеотложений равного 0,2 м3, уровень которого в скважине 1 составляет, например 15 м, т.е. 900 м-15 м = 885 м.A decrease in the liquid level in the annular space of well 1 24 is expected, for example, within 1.5 hours in order to reduce the liquid level in the annular space of well 1 24 to the previously hit-off value of 900 m or less, but not more than the volume of the scale inhibitor equal to 0.2 m 3 , the level of which in
После этого исследуют скважину 1 повторной отбивкой уровень жидкости в затрубном пространстве скважины 1. Отбивку уровня 25" производят с помощью эхолота, например, After that,
L2 = 890 м. Убедившись, по результатам проведённых исследований, что уровень – L2 жидкости в затрубном пространстве 24 (см. фиг. 2-3) скважины 1 больше уровня 885 м, закрывают затрубную 8 и технологические 21 и 22 задвижки.L 2 = 890 m. Having made sure, according to the results of the studies, that the level - L 2 of the liquid in the annulus 24 (see Fig. 2-3) of
Извлекают ШГН 3 из замковой опоры 4 колонны труб 2, например с помощью подъёмного крана 25, установленного на устье скважины 1. The
Устанавливают переключатель потока 10 жидкости в положение «а» (см. фиг. 3). Set the
Открывают затрубную 8 и технологические 17, 20, 21 задвижки.The
Сначала определяют объем кислоты для закачки в затрубное пространство 24 (см. фиг. 3) скважины 1 из условия выполнения установки кислотной «ванны» в интервалах перфорации 5 пласта 6 по формуле:First, the volume of acid for injection into the annulus 24 (see Fig. 3) of
Vк = π·D2/4 ·(h1+h2+h3), To V = π · D 2/4 · (h 1 + h 2 + h 3),
где, D - внутренний диаметр ствола скважины, например 15 см = 0,15 мwhere, D is the inner diameter of the wellbore, for example 15 cm = 0.15 m
h1 – высота от забоя скважины до подошвы пласта 6 скважины 1. Например, h1 = 50 м.h 1 - the height from the bottom of the well to the bottom of
h2 – высота интервалов перфорации 5 пласта 6. Например, высота интервалов перфорации 5 пласта 6 равна 5 м.h 2 - height of
h3 – высота, обеспечивающая перекрытие интервалов в режиме кислотной ванны 5-10 м. Примем h3 = 7 м.h 3 - height, providing overlapping intervals in the acid bath mode 5-10 m. Let's take h 3 = 7 m.
Подставляя числовые значения в формулу получим:Substituting numerical values into the formula, we get:
Vк = π·D2/4 ·(h1+h2+h3) = 3,14·(0,15 м)2/4 ·(50 м + 5 м+7 м) = 1,1 м3 To V = π · D 2/4 · (h 1 + h 2 + h 3) = 3.14 + (0.15 m) 2/4 + (50 + m + 5 m 7 m) = 1.1 m 3
Далее с помощью насоса 9 из автоцистерны с кислотой 12 через переключатель потока 10 производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство 24 скважины 1 в объёме 1,1 м3. Then, using
Затем определяют необходимый объём закачки антикоррозионной жидкости (АКЖ) для доведения соляной кислоты до интервалов перфорации 5 пласта 6 скважины 1. Например, объём (V3) затрубного пространства 24 составляет 10 м3. Тогда объём АКЖ (Vакж), используемый для доведения кислоты до интервалов перфорации 5 пласта 6 составляет: Then the required volume of injection of anti-corrosive fluid (ACL) is determined to bring hydrochloric acid to the
Vакж = V3 – 2 м3= 10 м3-2 м3= 8 м3.V akzh = V 3 - 2 m 3 = 10 m 3 -2 m 3 = 8 m 3 .
Далее закрывают технологическую задвижку 17 (см. фиг. 3) и открывают технологическую задвижку 18 и с помощью насоса 9 из автоцистерны с антикоррозионной жидкостью 13 через переключатель потока 10 производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство 24 и доводят соляную кислоту до интервалов перфорации 5 пласта 6 (без продавки в пласт 6).Then, the
АКЖ, закачанная в затрубное пространство 24 скважины 1, при продавке кислоты в интервал перфорации пласта снижает негативное воздействие кислоты на эксплуатационную колонну и скважинное оборудование (колонна труб 2 и ШГН 3) скважины 1 и кратно замедляет коррозионный процесс, происходящий при проведении работ по предотвращению отложения солей в скважине 1.AKL, injected into the
Оставляют скважину 1 на технологическую выдержку в течение 1 часа в режиме кислотной «ванны», при этом происходит медленное проникание раствора кислоты через интервалы перфорации 5 в призабойную зону пласта 6 и растворение кольматирующих соединений и частиц породы.Well 1 is left for technological exposure for 1 hour in the acid "bath" mode, while the acid solution slowly penetrates through the
Далее в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно, то в колонну труб 2, то в затрубное пространство 24 скважины 1 закачивают по 0,5 м3 технологической жидкости.Then, in 3 cycles, every 0.5 hours, alternately, then into the
Для закачки технологической жидкости в колонну труб 2 (см. фиг. 4) переключатель потока 10 переводят в положение «б» и открывают затрубную 8 и технологические 20, 21, 23 задвижки, при этом все остальные задвижки закрыты. Насосный агрегат 9 из автоцистерны с технологической жидкостью 14 закачивает технологическую жидкость через переключатель потока 10 в колонну труб 2, что вызывает перемещение кислоты из призабойной зоны в затрубном пространстве 24, при этом излишки жидкости из затрубного пространства 24 через переключатель потока 10 попадают в желобную ёмкость 15.To pump the process fluid into the pipe string 2 (see Fig. 4), the
Оставляют скважину в течение 0,5 часа на реакцию соляной кислоты. После чего производят закачку технологической жидкости в заколонное пространство 24 (см. фиг. 3). Насосный агрегат 9 из автоцистерны с технологической жидкостью 14 закачивает технологическую жидкость через переключатель потока 10 в затрубное пространство 24, что вызывает перемещение кислоты из призабойной зоны в колонну НКТ 2, при этом излишки жидкости из колонны НКТ 2 через переключатель потока 10 попадают в желобную ёмкость 15. Оставляют скважину в течение 0,5 часа на реакцию соляной кислоты.Leave the well for 0.5 hour to react with hydrochloric acid. Then, the process fluid is pumped into the annular space 24 (see Fig. 3). Pumping
Первый цикл «кислотного полоскания» окончен. Аналогичным образом выполняют ещё два цикла «кислотного полоскания». После чего закрывают все задвижки.The first acid rinse cycle is complete. Two more acid rinse cycles are carried out in the same way. Then all the valves are closed.
В результате проведённых технологических манипуляций в призабойной зоне 6 скважины 1 происходит кислотное «полоскание», т.е. движение кислоты в динамическом режиме в противоположных направлениях , приводящее к растворению в призабойной зоне пласта 6 кольматирующих соединений, продуктов реакции солей с ингибитором солеотложений, а также частиц породы и их выносу из призабойной зоны пласта 6 в ствол скважины 1, что обеспечивает восстановление фильтрационной способности призабойной зоны пласта 6. As a result of the technological manipulations carried out in the
В процессе «кислотного полоскания» кислота не попадает внутрь колонны труб 2, что снижает негативное воздействие кислоты как на саму колонну труб 2, так и на ШГН 3.In the process of "acid rinsing", acid does not get inside the
С помощью подъёмного крана устанавливают ШГН 3 в замковую опору 4 колонны труб 2. Устанавливают переключатель потока 10 жидкости (см. фиг. 5) в положение «а», открывают технологические задвижки 21 и 23, при этом все остальные задвижки закрыты.With the help of a crane, the
Запускают привод ШГН 3 и производят откачку ШГН 3 отработанной жидкости из призабойной зоны (интервалов перфорации 5 пласта 6) скважины 1 в желобную ёмкость 15 до нейтрального рН. Нейтральный рH = 7. Величину рН замеряют на входе в желобную ёмкость 13.The drive of the
Например, в начале откачки pH = 5,0 и по мере откачки ШГН 3 жидкости из добывающей скважины 1 в объёме 6 м3 pH достиг нейтрального значения равного 7. После этого останавливают привод ШГН 3. For example, at the beginning of pumping, pH = 5.0 and as the pumping
Показатель pH измеряют, например с помощью цифрового портативного pH метра, выпускаемого ООО «Триас» РФ, г. Москва.The pH is measured, for example, using a digital portable pH meter manufactured by OOO Trias, Russian Federation, Moscow.
На устье скважины демонтируют: насосный агрегат 9 (см. фиг. 1), переключатель потока 10 жидкости, автоцистерну с ингибитором солеотложений 11, автоцистерну с кислотой 12, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 13, автоцистерну с технологической жидкостью 14, желобную ёмкость 15, технологические задвижки 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23. Закрывают затрубную задвижку 8 (см. фиг. 1) и открывают линейную задвижку 7.At the wellhead, dismantle: pumping unit 9 (see Fig. 1),
Вновь запускают привод ШГН 3 и осуществляют отбор нефти из добывающей скважины 1.The
С целью предотвращения отложения солей в скважине и призабойной зоны скважины, а также с целью восстановления дебита продукции скважины после такой обработки, вышеописанный процесс повторяют 3-4 раза в год.In order to prevent salt deposition in the well and the bottomhole zone of the well, as well as to restore the production rate of the well after such treatment, the above process is repeated 3-4 times a year.
Повышается эффективность удаления и предотвращения отложения солей в скважине и призабойной зоне пласта скважины, увеличивается межремонтный период работы скважины на 20% благодаря комплексному воздействию: The efficiency of removal and prevention of salt deposition in the well and the bottomhole formation zone of the well increases, the turnaround time of the well is increased by 20% due to the complex effect:
- во-первых, ингибитором солеобразования, который циркулирует в скважине 1 в течение 12 часов постепенно разрушая кристаллы солей твёрдого сульфата кальция – гипса СаSO4·2Н2О и ангидрита – СаSO4·0,5Н2О;- firstly, an inhibitor of salt formation, which circulates in well 1 for 12 hours, gradually destroying the crystals of salts of solid calcium sulfate - gypsum CaSO4 · 2H2O and anhydrite - CaSO4 · 0.5H2O;
- во-вторых, соляной кислотой, которая в щадящем режиме (без глубокого проникновения в пласт) в режиме «кислотной ванны» и «полоскания» (динамического ОПЗ)- secondly, hydrochloric acid, which in a gentle mode (without deep penetration into the formation) in the "acid bath" and "rinsing" mode (dynamic BHT)
растворяет в призабойной зоны различные кольматанты (продукты растворения солей с ингибитором солеотложений, глинистой коркой, а также присутствующие в породе пласта 6 карбонатами кальция, магния и другими минералами и загрязнениями, способными вступать в активную реакцию с кислотой).dissolves various bridging agents in the bottomhole zone (products of salt dissolution with a scale inhibitor, a clay crust, as well as 6 calcium, magnesium carbonates and other minerals and contaminants present in the formation rock that can react actively with acid).
Кольматанты извлекаются из призабойной зоны в ствол скважины и за пределы скважины и поэтому не остаются в порах призабойной зоны пласта, что приводит к восстановлению фильтрационной способности призабойной зоны, и как следствие, повышению продуктивности добывающей скважины. Colmatants are extracted from the bottomhole zone into the wellbore and beyond the wellbore and therefore do not remain in the pores of the bottomhole formation zone, which leads to the restoration of the filtration capacity of the bottomhole zone, and as a consequence, to an increase in the productivity of the producing well.
Повышается качество обработки скважинного оборудования, так как продукты растворения солей и закачанные в скважину химические реагенты, находящиеся в скважине после окончания обработки, откачиваются с помощью ШГН в желобную ёмкость и утилизируются, а не остаются в скважине, как описано в прототипе, и не оседают на поверхности скважинного оборудования.The quality of treatment of downhole equipment is improved, since the products of salt dissolution and chemical reagents injected into the well, which are in the well after the end of treatment, are pumped out using the sucker rod pump into a trough tank and disposed of, and do not remain in the well, as described in the prototype, and do not settle on surface of downhole equipment.
При реализации способа исключен монтаж и демонтаж оборудования на устье скважины (закрытая система), что гарантированно исключает загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты.When implementing the method, the installation and dismantling of equipment at the wellhead (closed system) is excluded, which is guaranteed to exclude environmental pollution due to the outflow of acid at the wellhead.
Сокращается продолжительность обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как всё оборудование монтируется перед реализацией способа и демонтируется после реализации способа , а все работы при реализации способа проводятся путём проведения манипуляций с линейной, затрубной и технологическими задвижками и изменением положения «а» или «б» переключателя потока жидкости, а также исключается применение пакерующего устройства.The duration of the treatment of the bottomhole zone of the production well is reduced, since all equipment is mounted before the implementation of the method and dismantled after the implementation of the method, and all work during the implementation of the method is carried out by manipulating the linear, annular and technological valves and changing the position "a" or "b" of the switch liquid flow, and also excludes the use of a packer.
Снижаются затраты на реализацию способа, так как все работы производятся при спущенном в скважину эксплуатационном оборудовании: колонна труб 2 и насос 3 (ШГН). Поэтому не требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования.The cost of implementing the method is reduced, since all work is performed with the production equipment lowered into the well:
Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом позволяет:The method for treating the bottomhole zone of a production well operated by a borehole pump allows:
- повысить эффективность удаления и предотвращения отложения солей в скважине и призабойной зоне пласта;- to increase the efficiency of removal and prevention of salt deposition in the well and the bottomhole formation zone;
- повысить качество обработки скважинного оборудования, увеличить межремонтный период работы скважины на 20%;- improve the quality of treatment of downhole equipment, increase the turnaround time of the well by 20%;
- исключить загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины;- to exclude environmental pollution due to acid spillage at the wellhead during installation and dismantling of equipment at the wellhead;
- сократить затраты на реализацию способа; - to reduce the cost of implementing the method;
- снизить продолжительность процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины.- to reduce the duration of the treatment process of the bottomhole zone of the producing well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021121195A RU2762640C1 (en) | 2021-07-19 | 2021-07-19 | Method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021121195A RU2762640C1 (en) | 2021-07-19 | 2021-07-19 | Method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2762640C1 true RU2762640C1 (en) | 2021-12-21 |
Family
ID=80039374
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2021121195A RU2762640C1 (en) | 2021-07-19 | 2021-07-19 | Method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2762640C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2810356C1 (en) * | 2023-10-05 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Deep rod pump for difficult conditions |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2087677C1 (en) * | 1993-05-26 | 1997-08-20 | Нетфегазодобывающее управление "Чернушканефть" Производственного объединения "Пермнефть" | Method for preventing salt settling in oil production equipment |
RU2320852C2 (en) * | 2005-10-10 | 2008-03-27 | Вера Викторовна Живаева | Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment |
US7712533B2 (en) * | 2004-09-02 | 2010-05-11 | Bj Services Company | Method for treating a subterranean formation with water-in-oil emulsion |
RU2484238C1 (en) * | 2012-02-16 | 2013-06-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for preventing deposits of non-organic salts |
RU2746498C1 (en) * | 2020-10-12 | 2021-04-14 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Method of treatment of bottomhole zone of production well operated with downhole pump |
-
2021
- 2021-07-19 RU RU2021121195A patent/RU2762640C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2087677C1 (en) * | 1993-05-26 | 1997-08-20 | Нетфегазодобывающее управление "Чернушканефть" Производственного объединения "Пермнефть" | Method for preventing salt settling in oil production equipment |
US7712533B2 (en) * | 2004-09-02 | 2010-05-11 | Bj Services Company | Method for treating a subterranean formation with water-in-oil emulsion |
RU2320852C2 (en) * | 2005-10-10 | 2008-03-27 | Вера Викторовна Живаева | Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment |
RU2484238C1 (en) * | 2012-02-16 | 2013-06-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for preventing deposits of non-organic salts |
RU2746498C1 (en) * | 2020-10-12 | 2021-04-14 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Method of treatment of bottomhole zone of production well operated with downhole pump |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2810356C1 (en) * | 2023-10-05 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Deep rod pump for difficult conditions |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2670808C1 (en) | Method for enhancing oil recovery (variants) | |
RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
RU2762640C1 (en) | Method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump | |
RU2661513C1 (en) | Method of processing low-drained areas of oil drawings | |
US9284828B2 (en) | Method for increasing hydrocarbon extraction and for ensuring the continuous operation of wells | |
US5366016A (en) | Use of variable density carrier fluids to improve the efficiency of scale dissolution | |
RU2746498C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of production well operated with downhole pump | |
US4453598A (en) | Drilling mud displacement process | |
NO302840B1 (en) | Method of treating sandstone formations | |
US2140183A (en) | Method of treating wells | |
RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
RU2211314C1 (en) | Method of fluid injection into formation | |
AU2013406710A1 (en) | Treatment of siliceous materials using catechol and amines in subterranean applications | |
RU2484244C1 (en) | Method for reagent clay cake removal from well | |
RU2743983C1 (en) | Method for treating the bottomhole zone of a production well operated by a submersible electric centrifugal pump | |
RU2708647C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of the well | |
RU2545582C1 (en) | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone | |
RU2484238C1 (en) | Method for preventing deposits of non-organic salts | |
RU2696686C2 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of wells in order to intensify oil and gas production | |
US11773313B2 (en) | Single-fluid mixed scale dissolution | |
RU2717163C1 (en) | Treatment method of borehole zone of productive formation | |
RU2704087C2 (en) | Method of well operation and device for implementation thereof | |
RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
US11597871B1 (en) | Aqueous well treatment composition and method for treating a sandstone formation |