RU2085706C1 - Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений и устройство для его осущестления - Google Patents
Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений и устройство для его осущестления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2085706C1 RU2085706C1 RU94025825A RU94025825A RU2085706C1 RU 2085706 C1 RU2085706 C1 RU 2085706C1 RU 94025825 A RU94025825 A RU 94025825A RU 94025825 A RU94025825 A RU 94025825A RU 2085706 C1 RU2085706 C1 RU 2085706C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- ejector
- gas
- paraffin
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Moulds For Moulding Plastics Or The Like (AREA)
Abstract
Использование: очистка скважины от парафиносмолистых отложений и предотвращение загрязнения окружающей среды в процессе проведения работ на скважине. Очистка стенок подъемных труб от парафиносмолистых отложений осуществляется восходящим потоком флюидов, в том числе - продуктов реакции, нагретых в призабойной зоне пласта (ПЗП) за счет тепла, выделившегося в результате взаимодействия между реагентами, закачанными в ПЗА. Устройство для осуществления способа очистки скважины от парафиносмолистых отложений позволяет упростить технологический процесс и использовать в качестве рабочего агента отбираемую из обрабатываемой скважины продукции. В устройстве используется эжектор, низконапорная камера которого через сепараторы сообщена с трубным пространством скважины, а выкид эжектора сообщен с затрубным пространством скважины; высоконапорное сопло эжектора сообщено с передвижным высоконапорным агрегатом. 2 с. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин при добычи высокосмолистой и паранифистой нефти.
Известна технология удаления гидратопарафиновых отложений [1] в соответствии с которой в скважину вводятся реагенты, вступающие в термохимическую реакцию, и за счет выделяющегося тепла расплавляются гидратопарафиновые отложения.
Недостатком данной технологии является то, что реагент вводится путем спуска в скважину контейнера, при этом необходимы условия, обеспечивающие спуск контейнера в скважину, что в большинстве случаев затруднено наличием в колонне лифтовых труб толстого слоя парафиносмолистых отложений. Поэтому данная технология имеет ограниченное применение.
Известна технология очистки скважины от парафиносмолистых пробок [2] -прототип, в соответствии с которой в скважину циклически последовательно нагнетают в трубное или затрубное пространство углеводородный газ, который перед нагнетанием нагревают, процесс нагнетания и снижения давления осуществляют в пульсирующем режиме с периодическими остановками, а после завершения процесса снижения давления колонну подъемных труб и затрубное пространство сообщают с атмосферой до окончания процесса выдавливания парафиносмолистых пробок. Нагнетание и повышение температуры газа осуществляют путем эжектирования его паром или нагретой жидкостью высокого давления. Резкое снижение давления в колонне подъемных труб и затрубном пространстве осуществляют поочередно.
Недостатком данного способа является то, что в период закачки в скважину нагретого газа парафиносмолистые отложения расплавляются и могут образоваться из них сплошные пробки, которые опускаются на забой, перекрывают вскрытый интервал продуктивного пласта, парафиносмолистые отложения при этом могут попасть в призабойную зону пласта; имеется опасность перекрытия парафиносмолистыми отложениями башмака подъемных труб, что в случае вынужденной остановки закачки (из-за неисправности оборудования, утечек и т.п.) может вызвать серьезные осложнения (потерю циркуляции флюидов в скважине). Кроме того, данная технология может вызвать осложнения при применении ее в районах вечной мерзлоты, т.к. нагретый газ подается с поверхности и будет иметь место повышенный уход тепла в приповерохностных интервалах ствола скважины, вследствие чего возможно растепление прилегающей к стволу скважины мерзлой породы; возможно загрязнение окружающей среды, т.к. скважина сообщается с атмосферой.
Целью изобретения является повышение надежности очистки скважины от парафиносмолистых отложений и предотвращения загрязнения окружающей среды в процессе проведения работ на скважине.
Достижение данного технического результата обеспечивается тем, что очистка стенок подъемных труб, спущенных в скважину, от слоя парафиносмолистых отложений осуществляется восходящим потоком флюидов, нагретых в призабойной зоне пласта ((ПЗП) за счет тепла, выделившегося в результате термохимических реакций между реагентами, закаченными в ПЗП; при этом нагрев подъемных труб происходит по направлению снизу вверх, что совпадает с направлением потока флюидов и препятствует оседанию на забой парафиносмолистых частиц; поток полученной в ПЗП смеси флюидов (включающих нагретые жидкие углеводороды, газы, органические кислоты, ПАВ) за счет эжектирования и циркуляции в системе скважина-сепаратор- эжектор-скважина может многократно полезно использоваться до полной очистки подъемных труб. Циркуляция флюидов при проведении работ по очистке скважины осуществляется по герметизированной системе, поэтому максимально снижена возможность загрязнения окружающей среды.
Согласно изобретению, в призабойную зону обрабатываемой скважины последовательно закачивают оторочки реагентов, взаимодействующих между собой и/или пластом и пластовой продукцией с выделением тепла и/или газов, выдерживают скважину до завершения реагирования, после чего поток продуктов реагирования из призабойной зоны пласта направляют через колонну подъемных труб, устьевую обвязку и сепараторы в камеру низкого давления эжектора, а образовавшуюся в эжекторе смесь направляют в затрубное пространство обрабатываемой скважины, при этом периодически определяют разность давлений на устье скважины в затрубном и трубном пространстве и после ее стабилизации во времени прекращают подачу флюида высокого давления на высоконапорное сопло эжектора.
В отличие от прототипа, в предлагаемом способе температура потока флюида в колонне подъемных труб увеличивается снизу-вверх, вследствие его тепло используется более полно, т.к. нагретый поток флюидов, поднимаясь вверх, в нижнем интервале ствола меньше теряет тепла.
Способ может быть реализован при меньшем числе агрегатов и позволяет обеспечивать контроль продолжительности работ по очистке скважины от парафиносмолистых отложений.
На фиг. 1 и 2 представлена схема осуществления изобретения.
В состав элементов схемы входят: нефтяная добывающая скважина 1, колонна подъемных труб 2, оторочки реагентов 3,4, 5,6, устьевая обвязка 7, манифольд 8, сепаратор-накопитель парафиносмолистых отложений 9, трубопровод 10, газо-жидкостный сепаратор 11, трубопроводы 12,13, задвижки 14, 15, трубопровод 16, эжектор 17, передвижной агрегат (насосный, компрессорный, ППУ) 18, обратный клапан 19, трубопровод 20, затрубное пространство 21, бункер 22, манометры 23,24, задвижки 25, 26, 27, 28, трубопровод 29.
В нефтяную добывающую скважину 1 по колонне подъемных труб 2 последовательно закачивают реагенты, взаимодействующие между собой с выделением тепла и/или газов (например, в качестве одного из реагентов - суспензию на основе алюминиевой пудры, аммиак, растворы солей углекислого аммиака, нитрата аммония, карбамида, а в качестве второго реагента раствор соляной кислоты, либо газированную или аэрированную соляную кислоту), создавая и перемещая в призабойной зоне пласта оторочки первого и второго реагентов 3, 4, 5, 6. В результате перемешивания закачанных в ПЗП реагентов, происходит их реагирование с выделением тепла и газов. В частности, возможны следующие реакции:
при взаимодействии алюминия с соляной кислотой:
2Al + 6HCl 2AlCl3 + 3H2 (1)
при взаимодействии аммиака с соляной кислотой:
NH3+ HCl NH4Cl (2)
Закаченный в ПЗП углекислый аммоний при температуре выше 59oC разлагается по формуле:
(NH4)2CO3 2NH3 + CO2 + H2O (3)
карбамид при температуре 150oC по формуле:
CO(NH2)2 + H2O 2NH3 + CO2 (4),
а нитрат аммония (аммиачная селитра) при температуре выше 170oC по формуле:
NH4NO3 NO2 + 2H2O (5).
при взаимодействии алюминия с соляной кислотой:
2Al + 6HCl 2AlCl3 + 3H2 (1)
при взаимодействии аммиака с соляной кислотой:
NH3+ HCl NH4Cl (2)
Закаченный в ПЗП углекислый аммоний при температуре выше 59oC разлагается по формуле:
(NH4)2CO3 2NH3 + CO2 + H2O (3)
карбамид при температуре 150oC по формуле:
CO(NH2)2 + H2O 2NH3 + CO2 (4),
а нитрат аммония (аммиачная селитра) при температуре выше 170oC по формуле:
NH4NO3 NO2 + 2H2O (5).
Как видно из формул (3) и (4), при разложении углекислого аммония и карбамида выделяется аммиак (NH3), при взаимодействии которого с соляной кислотой, по формуле (2), выделяется тепло. При реагировании с соляной кислотой 1 кг алюминия выделяется тепловая энергия, равная 19,6 МДж, а при реагировании 1 кг аммиака 10,4 МДж (при этом на 1 кг указанных реагентов требуется соответственно 20 и 11 кг соляной кислоты при ее концентрации 20 мас.).
В процессе одной обработки в ПЗП последовательно закачивается несколько приведенных выше реагентов, между которыми создаются оторочки из раствора соляной кислоты, например в такой последовательности: суспензия алюминия на основе легкой углеводородной жидкости нейтральная среда (буфер из углеводородов) соляная кислота раствор соли углекислого аммония (или карбамида) соляная кислота нейтральная среда суспензия алюминия - нейтральная среда газированная (или аэрированная) соляная кислота легкая углеводородная жидкость.
Применение в составе оторочек, закачанных в ПЗП, аэрированной соляной кислоты позволяет получить дополнительно тепло вследствие окисления кислородом воздуха углеводородов (в результате жидкофазном окислении нефти до спиртов и карбоновых кислот при расходовании 1 кг кислорода выделяется тепло в количестве 11 ДМж).
В результате термохимических реакций между введенными в ПЗП реагентами, температура флюидов в этой зоне может достичь значений 150-200oC (более высокая нежелательна из-за возможности осмоления тяжелых углеводородов). При такой температуре флюиды в ПЗП будут находиться в двух фазах: жидкой (конденсат, нефть, вода) и газообразной (H2, CO2, N2, легкие углеводородные газы).
После выдержки скважины на завершение химических реакций скважина пускается в работу по колонне подъемных труб в соответствии со схемой (фиг. 1,2).
Проходя через колонну подъемных труб, поток горячих флюидов (легкая углеводородная жидкость, различные органические кислоты, спирты, образовавшиеся при жидкофазном окислении нефти кислородом и газы: углеводородные, а также N2, CO2, H2) способствует расплавлению, растворению, а также срыву со стенок труб парафиносмолистых отложений и выносу их через устьевую обвязку 7 и манифольд 8 в сепаратор-накопитель парафиносмолистых отложений 9, из которого жидкая и газообразная продукция по трубопроводу 10 поступает в газо-жидкостный сепаратор 11, и далее по трубопроводам 12 и 13 через задники 14 и 15 и трубопровод 16 в низконапорную камеру эжектора 17, на высоконапорное сопло которого от передвижного агрегата (насосного, компрессорного, ППУ) 18 подается через обратный клапан 19 флюид высокого давления (углеводородная жидкость, нефть, конденсат, вода, пар или газ).
Выходящая из эжектора смесь флюидов по трубопроводу 20 поступает в затрубное пространство 21 обрабатываемой скважины и по нему доходит до башмака колонны подъемных труб 2, смешивается с потоком флюидов, поступающим из ПЗП, и затем по колонне подъемных труб поднимается вверх. Парафиносмолистые отложения, накапливающиеся в сепараторе-накопителе парафиносмолистых отложений 9 периодически извлекаются в бункер 22 и направляются на переработку.
Контроль процесса очистки скважины от парафиносмолистых отложений осуществляется по показаниям манометров 23 и 24, установленных на устье скважины соответственно на затрубном и трубном пространствах.
Периодически определяют величину разности давления:
ΔP = P1 - P2,
где P1 давление на устье скважины в затрубном пространстве, МПа;
P2 давление на устье скважины в трубном пространстве, МПа.
ΔP = P1 - P2,
где P1 давление на устье скважины в затрубном пространстве, МПа;
P2 давление на устье скважины в трубном пространстве, МПа.
В начальный период очистки скважины, в связи с большими гидравлическими потерями давления в колонне подъемных труб (из-за наличия на стенках труб парафиносмольных отложений), величина ΔP будет относительно большой, а затем, по мере очистки труб, начнет снижаться.
При достижении величины разности давлений (ΔP) значений, мало изменяющихся во времени, подачу флюида на высоконапорное сопло эжектора 17 прекращают, открывают задвижки 25 и 26, закрывают задвижки 14 и 15 и пускают потоки жидкости и газа в промысловую нефте-газосборочную сеть. В случае, если сепаратор-накопитель парафиносмолистных отложений 9 и газосепаратор 11 смонтированы в передвижном варианте, открывают задвижку 27, закрывают задвижки 25 и 28 и пускают поток добываемой продукции по трубопроводу 29, и все передвижное оборудование, использовавшееся для очистки скважины, отсоединяют.
Пример осуществления способа.
Нефтяное месторождение с глубиной залегания продуктивного пласта 1400 м, толщиной пласта 5 м, пористость 0,2, нефть парафиносмолистая. Пластовая температура 60oC. В нефтяную добывающую скважину диаметром 146 мм спущены подъемные трубы диаметром 73 мм. Скважина эксплуатируется фонтанным способом, добываемая продукция при давлении после штуцера 2 МПа направляется в систему сбора. В процессе эксплуатации имеют место остановки скважины, в течение которых отвод скважины остывает; в колонне подъемных труб отмечается отложение твердых углеводородов (парафины, смолы), вследствие чего дебит скважины снизился с 80 до 10 т/сут. Перед очисткой труб скважина простаивала в течение 20 сут и охлаждалась.
Для очистки скважины от парафиносмолистых отложений, согласно предлагаемому способу, в ПЗП последовательно вводятся реагенты: суспензия алюминия в легкой углеводородной жидкости в объеме 2 м3 (при содержании в ней алюминиевой пудры 15 мас.) буфер 0,5 м3 углеводородного конденсата, соляная кислота при концентрации 20 мас. в объеме 10 м3 (для реагирования с алюминием и аммиаком).
Соляная кислота вводится в пласт двумя порциями по 5 м3, с интервалом между ними 2 ч, затем закачивается водный раствор карбамида концентрации 50 мас. в количестве 2 м3, который продавливается в пласт углеводородным конденсатом; скважина закрывается на завершение химических реакций (алюминия с соляной кислотой и выделившегося из карбамида аммиака - тоже с соляной кислотой); время выдержки скважины закрытой 8 ч. Согласно расчетам, температура в ПЗП в кольце радиусом 2 м вследствие экзотермических реакций повышается до 196oC.
После этого устье скважины сообщают с наземным технологическим оборудованием в соответствии со схемой (фиг.1 или 2). Открывают задвижку 28 и пускают скважину в работу, регулируя объем циркулирующей в системе продукции задвижками 25 и 26. Поступающая в скважину из ПЗП продукция (углеводородная жидкость, вода, продукты химических реакций, газы) в начальный период имеет на забое температуру 180 -190oC. Изменение температуры по длине колонны подъемных труб зависит от расхода поступающей в них продукции, ее температуры у башмака НКТ и времени.
Для повышения эффективности очистки необходимо обеспечить условия для поступления в подъемные трубы извлекаемой из ПЗП продукции с максимально-возможным расходом (например, при работе скважины без штуцера), при этом в начальный период очистки подъемных труб достигается более высокая температура по их длине. Для условий данного примера изменение температуры по длине НКТ в начальный период (после пуска скважины) может изменяться от 180oC на заборе до 50-60oC на устье скважины (при расходе углеводородов, поступающих из ПЗП, 30-100 т/сут).
Продукция с такой температурой поступает на прием эжектора 17 и с помощью передвижного агрегата 18 (в данном примере насосного) сжимается до давления, обеспечивающего замкнутую циркуляцию образующей смеси флюидов в системе скважина-сепараторы-эжектор-скважина; одновременно с осуществлением данной циркуляции происходит поступление свежей продукции из ПЗП в колонну подъемных труб. Если по истечении некоторого времени (2-3 ч) НКТ полностью не будут очищены, а температура циркулирующей смеси начнет снижаться, на место насосного агрегата устанавливают ППУ и по описанной выше схеме, с подачей пара (или горячей воды) осуществляют окончательную очистку подъемных труб от парафиносмолистных отложений.
На заключительном этапе, когда перепад давлений на устье скважины в затрубном и трубном пространствах стабилизируются, задвижки 25 и 28 закрываются, а задвижка 27 открывается, и поток добываемой продукции направляется в систему нефтегазосбора (при необходимости на устье скважины перед этим устанавливается штуцер). Устьевое технологическое оборудование разряжается от избыточного давления, после чего открывают нижний люк сепаратора-накопителя 9, выгружают из него шлам в бункер 22 и направляют на переработку или утилизацию. На этом операция по очистке подъемных труб от парафиносмолистных отложений завершаются.
Способ обладает положительными побочными эффектами кроме очистки стенок подъемных труб, от парафиносмолистых отложений очищаются забой, фильтровая и призабойная зона пласта.
Способ может быть реализован с использованием обычно применяемого на нефтепромыслах оборудования.
Известно устройство для удаления гидропарафиновых отложений (авт.св. N 1810495, кл. E 21 B 37/06, заявл. 05.02.90, опублик. 10.03.93), включающее установленный на элементе для связи с поверхностным оборудованием и заполненный реагентом контейнер, корпус которого выполнен из материала, вступающего в термохимическую реакцию с реагентом и снабжено выполненным в виде шарика грузом, размещенным под корпусом контейнера.
Недостатком данного устройства являются ограничения объема полезного пространства спускаемого контейнера, наружный диааметр контейнера должен быть меньше внутреннего диаметра спущенных в скважину НКТ (обычно не более 50-70 мм), а длина высотой устанавливаемого на устье скважины лубрикатора (обычно не более 3-4 м); кроме того, возможны осложнения при спуске контейнера в НКТ (из-за избыточного давления, наличия отложений твердых углеводородов на стенках труб).
Известно устройство для очистки скважины от парафиносмолистых отложений (авт. св. N 1810496, кл. E 21 B 37/06, заявл. 16.06.90, опубл. 10.03.93) - прототип, включающее устьевую обвязку, выполненную с возможностью отделения трубного пространства от затрубного и сообщения устья скважины с источником нагнетаемого агента высокого давления, узла повышения температуры, пульсаторов, причем трубное и затрубное пространства имеют обвязку, сообщающую их с атмосферой.
Недостатком данного устройства является то, что для его работы используются внешние источники нагнетаемых агентов, кроме того, оно снабжено пульсатором, сброс продукции из которого осуществляется в атмосферу, что вызывает загрязнение окружающей среды.
Целью изобретения является упрощение обвязки, позволяющей использовать для очистки скважины в качестве рабочего агента отбираемую из этой же скважины продукцию, а также предотвращение загрязнения окружающей среды.
Согласно изобретению устройство, включающее устьевую обвязку, эжектор, высоконапорное сопло которого сообщено с источником флюида высокого давления, в выкид с затрубным пространством обрабатываемой скважины, снабжено сепаратором-накопителем парафиносмолистых отложений, газо-жидкостным сепаратором и гидравлической линией, сообщающей камеру низкого давления эжектора через трубопроводы, запорные устройства, сепаратор-накопитель парафиносмолистых отложений и газо-жидкостный сепаратор с трубным пространством обрабатываемой скважины; камера низкого давления эжектора сообщена с газовым выкидом газо-жидкостного сепаратора, а вход агрегата-источника высокого давления флюида с жидкостным выкидом газо-жидкостного сепаратора.
В отличие от прототипа, система обвязки всех технологических элементов полностью герметична, отсутствуют каналы, сообщение атмосферы со скважиной в процессе проведения на ней работ по очистке подъемных труб от парафиносмолистых отложений; вход передвижного агрегата-источника флюида высокого давления имеет сообщение с жидкостным выкидом газо-жидкостного сепаратора, а камера низкого давления сообщена с жидкостным и/или газовым выкидами газо-жидкостного сепаратора, что обеспечивает автономность работы устройства и многократное использование тепловой энергии и флюидов при очистке скважины от парафиносмолистых отложений.
На фиг. 1, 2 представлены схемы вариантов устройства и его подключения к скважине.
В состав данных схем входят: нефтяная добывающая скважина 1, колонна подъемных труб 2, устьевая обвязка 7, манифольд 8, сепаратор-накопитель парафиносмолистых отложений 9, трубопровод 10, газо-жидкостный сепаратор 11, трубопроводы 12, 13, задвижки 14, 15, трубопровод 16, эжектор 17, передвижной агрегат (насосный, компрессорный, ППУ) 18, обратный клапан 19, трубопровод 20, затрубное пространство 21, бункер 22, манометры 23, 24, задвижки 25, 26, 27, 28, трубопровод 29.
Устье добывающей скважины 1 при помощи труб сообщаются с наземным технологическим оборудованием: выкид из трубного пространства скважины через манифольд 8 с сепаратором-накопителем парафиносмолистых отложений, который трубопроводом 10 сообщен с газо-жидкостным сепаратором 11, газовый выкид которого трубопроводом 12, а жидкостный выкид трубопроводом 13 сообщены с линией входа в камеру низкого давления эжектора 17; высоконапорное сопло данного эжектора через обратный клапан 19 сообщено с передвижным агрегатом (насосный, компрессорный, ППУ) 18; устройство снабжено задвижками 14, 15, 25, 26, 28, 27, с помощью которых осуществляется регулирование технологического режима при очистке скважины от парафиносмолистых отложений, имеется обводная линия трубопровод 29, позволяющая при вынужденных остановках и по завершении очистки скважины направлять продукцию в систему промыслового нефтегазосбора.
Работа устройства.
Вариант 1 (фиг. 1). После завершения нагрева ПЗП в результате экзотермических реакций, скважина пускается в работу при открытых задвижках на выкидах трубного и затрубного пространства фонтанной арматуры, а также 28, 13, 15, при этом задвижка 27 закрыта, а задвижки 25 и 26 используются в качестве регулирующих через них частично сбрасываются излишки жидкости и газа в систему промыслового нефтегазосбора. На высоконапорное сопло эжектора 17 насосным агрегатом 18 подается жидкость (нефть, углеводородный конденсат, вода). На прием эжектора 17 в камеру низкого давления из газожидкостного сепаратора 11 поступает жидкость и газ, полученная смесь флюидов поступает в затрубное пространство скважины, подходит к башмаку колонны подъемных труб и здесь смешивается с потоком горячей продукции, поступающей в скважину из ПЗП. Образованная на забое смесь поступает в колонну подъемных труб, проходя которую, нагревает стенки труб, при этом плавятся и размягчаются отложения твердых углеводородов (смолы, парафин) и извлекаются вместе с горячим газо-жидкостным потоком на поверхность; продукция поступает в накопитель парафиносмолистых отложений 9, где парафин и смолы оседают вниз, а жидкость и газ по трубопроводу 10 поступают в газожидкостный сепаратор 11, из которого жидкость и газ направляются в приемную линию камеры низкого давления эжектора 17.
Одновременно с этим производится наблюдение за показаниями манометров 23 и 24, установленных на устье скважины на затрубном и трубном пространствах, и после стабилизации давления процесс обработки прекращается. При необходимости, передвижной насосный компрессорный агрегат (п. 18) может быть заменен на ППУ (в конце процесса очистки скважины, когда температура циркулирующих в системе флюидов снизится ниже 45-50oC).
Вариант 2 (фиг. 2). Для обеспечения автономности работы вход передвижного насосного агрегата 18 сообщается трубопроводом 13 с жидкостным выкидом газо-жидкостного сепаратора 11, а камера низкого давления эжектора 17 сообщается с газовым выкидом этого же газожидкостного сепаратора.
Возможен также вариант, когда высоконапорное сопло сообщается через обратный клапан 18 с передвижным газовым компрессором (п. 18), при этом камера низкого давления эжектора 17 сообщается с жидкостным выкидом газо-жидкостного сепаратора 11, а вход газового компрессора 18 сообщается с газовым выкидом газо-жидкостного сепаратора 11.
Устройство компонуется из элементов технологического оборудования, обычно применяемого в нефтепромысловой практике (например, насосные агрегаты ЦА 320 М, парогенератор ППУ 1600-100, задвижки и обратные клапаны на рабочее давление 10-30 МПа, трубы высокого давления).
Claims (3)
1. Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений, включающий закачку в скважину газа или газожидкостной смеси, эжектирование нагнетаемой в скважину продукции флюидом высокого давления, подаваемым на высоконапорное сопло эжектора, отличающийся тем, что в призабойную зону обрабатываемой скважины последовательно закачивают оторочки реагентов, взаимодействующих между собой и/или пластом и пластовой продукцией с выделением тепла и/или газов, выдерживают скважину до завершения реагирования, после чего поток продуктов реагирования из призабойной зоны пласта направляют через колонну подъемных труб, устьевую обвязку и сепараторы в камеру низкого давления эжектора, а образующуюся в эжекторе смесь направляют в затрубное пространство обрабатываемой скважины, при этом периодически определяют разность давлений на устье скважины в затрубном и трубном пространствах и после ее стабилизации во времени прекращают подачу флюида высокого давления на высоконапорное сопло эжектора.
2. Устройство для очистки скважины от парафиносмолистых отложений, включающее устьевую обвязку скважины, эжектор, высоконапорное сопло которого сообщено с источником высокого давления флюида, а выкид с затрубным пространством обрабатываемой скважины, отличающееся тем, что оно снабжено сепаратором-накопителем парафиносмолистых отложений, газожидкостным сепаратором и гидравлической линией, сообщающей камеру низкого давления эжектора через трубопроводы, запорные устройства, сепаратор-накопитель парафиносмолистых отложений, газожидкостный сепаратор с трубным пространством обрабатываемой скважины.
3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что камера низкого давления эжектора сообщена с газовым выкидом газожидкостного сепаратора, а вход агрегата-источника высокого давления флюида сообщен с жидкостным выкидом газожидкостного сепаратора.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94025825A RU2085706C1 (ru) | 1994-07-12 | 1994-07-12 | Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений и устройство для его осущестления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94025825A RU2085706C1 (ru) | 1994-07-12 | 1994-07-12 | Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений и устройство для его осущестления |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94025825A RU94025825A (ru) | 1996-06-10 |
| RU2085706C1 true RU2085706C1 (ru) | 1997-07-27 |
Family
ID=20158338
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94025825A RU2085706C1 (ru) | 1994-07-12 | 1994-07-12 | Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений и устройство для его осущестления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2085706C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2671873C2 (ru) * | 2014-02-05 | 2018-11-07 | Ойл Индия Лимитед | Способ предотвращения выпадения парафинов в нефтяных скважинах с пакерами |
| RU2731763C1 (ru) * | 2020-05-21 | 2020-09-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ очистки от парафиновых отложений в скважине |
| RU2816619C1 (ru) * | 2023-06-23 | 2024-04-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт |
-
1994
- 1994-07-12 RU RU94025825A patent/RU2085706C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 1810495, кл. E 21 B 37/06, 1993. Авторское свидетельство СССР N 1810496, кл. E 21 B 37/06, 1993. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2671873C2 (ru) * | 2014-02-05 | 2018-11-07 | Ойл Индия Лимитед | Способ предотвращения выпадения парафинов в нефтяных скважинах с пакерами |
| RU2731763C1 (ru) * | 2020-05-21 | 2020-09-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ очистки от парафиновых отложений в скважине |
| RU2816619C1 (ru) * | 2023-06-23 | 2024-04-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU94025825A (ru) | 1996-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1299844C (en) | Method and apparatus for conducting chemical reactions at supercritical conditions | |
| US3100528A (en) | Methods for using inert gas | |
| CA1254505A (en) | Exploitation method for reservoirs containing hydrogen sulphide | |
| US4456069A (en) | Process and apparatus for treating hydrocarbon-bearing well formations | |
| CA2536763C (en) | Simultaneous development of underground caverns and deposition of materials | |
| US20170037716A1 (en) | A method for the recovery and exploration of hydrocarbons from a subterraneous reservoir by means of gases, a system and an apparatus for the execution of the method | |
| US5176216A (en) | Bypass seating nipple | |
| RU2060378C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| US9605513B1 (en) | Method of gas, oil and mineral production using a clean processing system and method | |
| US4454918A (en) | Thermally stimulating mechanically-lifted well production | |
| US7740708B2 (en) | Thermal fluid stimulation unit | |
| CN107575195A (zh) | 一种天然气水合物平行水平井混相驱开采的方法 | |
| US2768694A (en) | Method for forming and renewing wells | |
| RU2085706C1 (ru) | Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений и устройство для его осущестления | |
| RU2645058C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| RU2066744C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| CN107575196A (zh) | 一种天然气水合物排式水平井混相驱开采的方法 | |
| US4979880A (en) | Apparatus for pumping well effluents | |
| US4157847A (en) | Method and apparatus for utilizing accumulated underground water in the mining of subterranean sulphur | |
| US2871948A (en) | Process of treating oil and gas wells to increase production | |
| CN107740686A (zh) | 一种平行水平井混相驱开采天然气水合物的方法 | |
| RU2393346C1 (ru) | Способ добычи углеводородов | |
| RU2030568C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| US3291069A (en) | Controlled pvt oil production | |
| RU1794181C (ru) | Способ термохимической обработки пласта |