RU2101468C1 - Device for removing hydrateparaffine deposits - Google Patents
Device for removing hydrateparaffine deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2101468C1 RU2101468C1 RU96104057/03A RU96104057A RU2101468C1 RU 2101468 C1 RU2101468 C1 RU 2101468C1 RU 96104057/03 A RU96104057/03 A RU 96104057/03A RU 96104057 A RU96104057 A RU 96104057A RU 2101468 C1 RU2101468 C1 RU 2101468C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- gpo
- hollow column
- deposits
- needles
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления гидратопарафиновых отложений (ГПО) в нефтяных и газовых скважинах. The invention relates to the oil and gas industry and can be used to remove hydrate-paraffin deposits (GPO) in oil and gas wells.
Известно устройство для ликвидации ГПО, содержащее электронагреватель, связанный с одной жилой многожильного кабеля, при этом другая часть жил кабеля закорочена [1]
Недостатком этого устройства является низкая надежность, а также электро- и взрывоопасность, связанные с возможностью прихвата и обрыва кабеля.A device for the elimination of GPO, containing an electric heater associated with one core of a multicore cable, while the other part of the cable cores is shorted [1]
The disadvantage of this device is the low reliability, as well as electrical and explosive hazards associated with the possibility of sticking and breaking the cable.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ теплового разрушения ГПО в скважине, который осуществляется устройством, включающим полую колонну с клапаном и гидромониторным наконечником [2]
Недостатком данного устройства является низкая эффективность и сложность процесса разрушения и удаления ГПО, вызванная необходимостью подбора и применения специальной промывочной жидкости с температурой замерзания ниже температуры гидратообразования, последняя находится в интервале от 2oC - -8oC на нефтепромыслах Западной Сибири, а также сложностью выдерживания синхронности и скорости спуска полой колонны с наконечником в зависимости от выхода на дневную поверхность продуктов разрушения ГПО.The closest technical solution, taken as a prototype, is a method for the thermal destruction of the GPO in the well, which is carried out by a device comprising a hollow column with a valve and a hydraulic monitor tip [2]
The disadvantage of this device is the low efficiency and complexity of the process of destruction and removal of GPO, due to the need to select and use a special washing liquid with a freezing temperature below the hydration temperature, the latter is in the range from 2 o C - -8 o C in the oil fields of Western Siberia, as well as the complexity maintaining the synchronism and speed of the descent of the hollow column with the tip depending on the output of the GPO destruction products on the day surface.
При закачивании промывочной жидкости удельное давление струи на ГПО составляет 30 кг/см2 и более, за счет этого верхний граничный слой ГПО уплотняется.When pumping the flushing fluid, the specific pressure of the jet on the HPA is 30 kg / cm 2 or more, due to this, the upper boundary layer of the HPO is compacted.
Уплотнение ГПО снижает эффективность их разрушения промывкой по сравнению с растоплением первоначального /рыхлого/ состояния ГПО в 3-4 раза ввиду того, что:
температура разрушения ГПО в рыхлом состоянии 15 20oC, при которой парафин в виде глобул диаметром 3 5 мм находится во взвешенном состоянии в жидкой фазе (водо-нефтяной эмульсии);
температура разрушения уплотненных ГПО 50 60oC.Compaction of GPO reduces the effectiveness of their destruction by washing compared to melting the initial / loose / state of the GPO by 3-4 times due to the fact that:
the destruction temperature of GPO in a loose state of 15 20 o C, at which paraffin in the form of globules with a diameter of 3 5 mm is in suspension in the liquid phase (water-in-oil emulsion);
the destruction temperature of the compacted GPO 50 60 o C.
Задачей изобретения является повышение эффективности и надежности работы устройства. The objective of the invention is to increase the efficiency and reliability of the device.
Решение поставленной задачи достигается тем, что устройство для удаления ГПО, содержащее полую колонну с клапаном, оборудованную наконечником, выполненным в виде струйного насоса с расположенными на его корпусе металлическими иглами и размещенными между ними всасывающими фильтрационными отверстиями, при этом насос снабжен пакером-свабом, расположенным под приемными окнами, в корпусе насоса выполнены теплообменные каналы, расположенные в верхней и нижней частях насоса, а клапан выполнен тарированным. The solution to this problem is achieved by the fact that the device for removing the GPO, containing a hollow column with a valve, equipped with a tip made in the form of a jet pump with metal needles located on its body and placed between them by suction filtration holes, while the pump is equipped with a swab packer located Under the receiving windows, heat transfer channels are located in the pump casing located in the upper and lower parts of the pump, and the valve is calibrated.
Сущность заявляемого устройства для удаления ГПО заключается в том, что теплообменные каналы, выполненные в корпусе насоса, обеспечивают полный и максимальный нагрев корпуса, а иглы закреплены на корпусе таким способом /например, запрессованы в специальных отверстиях/, который обеспечивает нагрев этих игл, пакер-сваб размещен ниже приемных окон и предназначен для перекрытия насосно-компрессорных труб /НКТ/ и перемещения насоса при работе, тарированный клапан открыт при подъеме смеси рабочей жидкости и растопленных ГПО, а закрывается клапан при подъеме давления выше расчетного, например, при фонтанировании, возможного после полного удаления ГПО из скважины. The essence of the inventive device for the removal of GPOs is that the heat transfer channels made in the pump casing ensure full and maximum heating of the casing, and the needles are fixed to the casing in this way / for example, are pressed into special holes /, which provides heating of these needles, the packer the swab is located below the receiving windows and is designed to shut off the tubing / tubing / and move the pump during operation, the tared valve is open when lifting the mixture of the working fluid and the melted GPO, and the valve closes pan when the pressure rises above the calculated one, for example, during gushing, which is possible after the complete removal of gas treatment from the well.
При работе насос внедряется непосредственно в ГПО, при этом он механически /иглами/ разрушает ГПО, но так как иглы и весь корпус насоса нагревается до температуры, превышающей 50 60oC, при которой плавится парафин, ГПО интенсивно переходит в жидкое состояние и откачиваются этим же насосом через полую колонну на дневную поверхность.During operation, the pump is introduced directly into the GPO, while it mechanically / by needles / destroys the GPO, but since the needles and the entire pump casing are heated to a temperature exceeding 50-60 o C, at which paraffin melts, the GPO intensively goes into a liquid state and is pumped out same pump through a hollow column to the surface.
На чертеже изображено устройство для удаления ГПО, общий вид, разрез. The drawing shows a device for removing GPO, General view, section.
Устройство состоит из полой колонны 1 с клапаном 2, струйного насоса 3, пакера-сваба 4, жестко посаженного на корпус 5. В корпусе 5 струйного насоса 3 выполнены верхние 6 и нижние 7 проточные каналы, фильтрационные отверстия 8, приемные окна 9. На корпусе 5 размещены иглы 10. На чертеже показаны НКТ 11, герметизирующая головка 12, скважина 13, ГПО 14, кольцевая полость 15. The device consists of a hollow column 1 with a valve 2, an inkjet pump 3, a packer-swab 4, rigidly mounted on the housing 5. In the housing 5 of the jet pump 3 there are upper 6 and lower 7 flow channels, filter holes 8, receiving windows 9. On the housing 5, needles 10 are placed. The drawing shows a tubing 11, a sealing head 12, a well 13, a gas treatment unit 14, an annular cavity 15.
Устройство работает следующим образом. The device operates as follows.
Полую колонну 1 со струйным насосом 3 размещают в НКТ 11, при этом в качестве полой колонны 1 целесообразно использовать цельную трубку, например, из полихлорвинила или полиэтилена, для надежной герметизации в головке 12. The hollow column 1 with the jet pump 3 is placed in the tubing 11, while as a hollow column 1 it is advisable to use a single tube, for example, of polyvinyl chloride or polyethylene, for reliable sealing in the head 12.
В кольцевую полость 15 закачивают нагретую (например, до 80oC) рабочую жидкость (например, пластовую воду), при этом пакер-сваб 4 раскрывается и перекрывает полость 15. Пакер-сваб 4 под напором рабочей жидкости перемещается вниз по НКТ 11, увлекая насос 3 с полой колонной 1 до верхней границы ГПО 14.Heated working fluid (for example, up to 80 o C) working fluid (for example, produced water) is pumped into the annular cavity 15, while the packer swab 4 opens and closes the cavity 15. The packer swab 4 moves down the tubing 11 under the pressure of the working fluid, entrainment pump 3 with a hollow column 1 to the upper boundary of the GPO 14.
Рабочую жидкость непрерывно прокачивают через струйный насос 3, при этом жидкость, проходя через верхние 6 и нижние 7 проточные каналы, нагревают корпус 5 и иглы 10. The working fluid is continuously pumped through the jet pump 3, while the fluid, passing through the upper 6 and lower 7 flow channels, heats the housing 5 and needles 10.
При контакте нагретых корпуса 5 и игл 10 с ГПО 14, последние механически разрушаются, растапливаются до жидкого состояния и откачиваются струйным насосом 3 на дневную поверхность (например, в отстойную емкость, для дальнейшего использования в качестве рабочей жидкости). Иглы 10 интенсифицируют процесс разрушения ГПО 14 за счет механического размельчения гидратов и парафинов (составляющих ГПО 14), при этом благодаря иглам 10 тепловое воздействие оказывается не только на поверхность ГПО 14, но и вглубь ее массы, при перемещении насоса 3 иглы 10 очищают стенки НКТ 11, иглы 10 выполняют также функцию фильтра крупных частиц неполностью расплавленных ГПО 14, исключая закупорку насоса 3. When the heated case 5 and needles 10 come in contact with GPO 14, the latter are mechanically destroyed, melt to a liquid state and pumped out by a jet pump 3 to the day surface (for example, in a settling tank, for further use as a working fluid). The needles 10 intensify the process of destruction of the GPO 14 due to the mechanical grinding of hydrates and paraffins (components of the GPO 14), while thanks to the needles 10, the thermal effect is not only on the surface of the GPO 14, but also deep into its mass, when moving the pump 3 needles 10 clean the tubing walls 11, the needles 10 also serve as a filter for large particles of incompletely molten GPO 14, excluding blockage of the pump 3.
Расплавленные в жидкое состояние ГПО 14 откачиваются через фильтрационные отверстия 8 насосом 3 по полой колонне 1 на дневную поверхность. GPO 14 melted into a liquid state is pumped out through filtration openings 8 by a pump 3 along a hollow column 1 to a day surface.
Смесь рабочей жидкости и ГПО 14, поднимаясь по колонне 1 проходит через тарированный клапан 2, который предназначен для обеспечения фонтанной безопасности. A mixture of working fluid and GPO 14, rising along the column 1 passes through a tared valve 2, which is designed to provide fountain safety.
При разрушении и удалении ГПО 14 из НКТ 11 гидраты /Г/ в межтрубном пространстве, между НКТ 11 и обсадной колонной /ОК/ (на чертеже Г и ОК не показаны) под воздействием температуры рабочей жидкости растапливаются и работают в качестве продавочной жидкости в соответствии с технологией эксплуатации скважины. When the GPO 14 is destroyed and removed from the tubing 11, the hydrates / G / in the annulus between the tubing 11 and the casing / OK / (not shown in the drawing D and OK) are melted under the influence of the temperature of the working fluid and work as a squeezing fluid in accordance with well operation technology.
После разрушения всех ГПО 14 полую колонну 1 со струйным насосом 3 поднимают на поверхность, например, обратной промывкой НКТ 11 через затрубное пространство с одновременным стравливанием рабочей жидкости из кольцевой полости 15. After the destruction of all GPOs 14, the hollow column 1 with the jet pump 3 is raised to the surface, for example, by backwashing the tubing 11 through the annulus while bleeding the working fluid from the annular cavity 15.
Устройство для удаления ГПО было опробовано на скважине N 1286 Ермаковского месторождения (Нижневартовский район). ГПО находились на глубине 250 575 м. Струйный насос на полой колонне диаметром 48 мм разместили в скважине. При подаче рабочей жидкости /давление 7,5 МПа, t 0 78oC/ скорость перемещения насоса до достижения ГПО составила 450 м/час, затем скорость постепенно упала до 120 м/час /начался процесс разрушения ГПО/, через 10 мин скорость составила 85 м/час и на этом стабилизировалась, отклонения были ±3-5 м/час.The GPO removal device was tested at well No. 1286 of the Ermakovskoye field (Nizhnevartovsk district). GPOs were located at a depth of 250,575 m. A jet pump on a hollow column with a diameter of 48 mm was placed in the well. When applying the working fluid / pressure 7.5 MPa, t 0 78 o C / the speed of the pump until the GPO was reached was 450 m / h, then the speed gradually dropped to 120 m / h / the process of destruction of the GPO started /, after 10 minutes the speed was 85 m / h and on this stabilized, deviations were ± 3-5 m / h.
Общее время разрушения ГПО составило 4 ч, при средней скорости проходки 82 м/час. The total destruction time of the GPO was 4 hours, with an average penetration rate of 82 m / h.
Положительный эффект при использовании устройства для удаления ГПО достигается за счет сокращения времени проходки ГПО и за счет очистки стенок НКТ, что является важным профилактическим мероприятием, предупреждающим образование ГПО. A positive effect when using the device for the removal of GPO is achieved by reducing the time of penetration of the GPO and by cleaning the walls of the tubing, which is an important preventive measure that prevents the formation of GPO.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96104057/03A RU2101468C1 (en) | 1996-02-29 | 1996-02-29 | Device for removing hydrateparaffine deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96104057/03A RU2101468C1 (en) | 1996-02-29 | 1996-02-29 | Device for removing hydrateparaffine deposits |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2101468C1 true RU2101468C1 (en) | 1998-01-10 |
| RU96104057A RU96104057A (en) | 1998-01-27 |
Family
ID=20177561
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96104057/03A RU2101468C1 (en) | 1996-02-29 | 1996-02-29 | Device for removing hydrateparaffine deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2101468C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2537452C1 (en) * | 2013-06-17 | 2015-01-10 | Станислав Юрьевич Бирюков | Procedure for well swabbing by viscous fluid and device for its implementation |
| CN105672969B (en) * | 2015-12-29 | 2018-01-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fireflood production well matching device |
| CN111911118A (en) * | 2020-09-17 | 2020-11-10 | 西南石油大学 | Direct-cutting mixed jet flow self-rotating water jet flow combined nozzle device |
| CN111963136A (en) * | 2020-08-19 | 2020-11-20 | 肖云东 | Oil well acidizing unblocking equipment |
| RU2752569C1 (en) * | 2021-02-25 | 2021-07-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева - КАИ" | Downhole metering pumping unit to prevent deposits |
| RU211101U1 (en) * | 2021-11-15 | 2022-05-20 | Дамир Гарифуллович Сарваров | Device for cleaning wells from dense deposits |
-
1996
- 1996-02-29 RU RU96104057/03A patent/RU2101468C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2537452C1 (en) * | 2013-06-17 | 2015-01-10 | Станислав Юрьевич Бирюков | Procedure for well swabbing by viscous fluid and device for its implementation |
| CN105672969B (en) * | 2015-12-29 | 2018-01-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fireflood production well matching device |
| CN111963136A (en) * | 2020-08-19 | 2020-11-20 | 肖云东 | Oil well acidizing unblocking equipment |
| CN111963136B (en) * | 2020-08-19 | 2021-07-09 | 西安均德石油工程技术有限公司 | Oil well acidizing unblocking equipment |
| CN111911118A (en) * | 2020-09-17 | 2020-11-10 | 西南石油大学 | Direct-cutting mixed jet flow self-rotating water jet flow combined nozzle device |
| RU2752569C1 (en) * | 2021-02-25 | 2021-07-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева - КАИ" | Downhole metering pumping unit to prevent deposits |
| RU211101U1 (en) * | 2021-11-15 | 2022-05-20 | Дамир Гарифуллович Сарваров | Device for cleaning wells from dense deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4501328A (en) | Method of consolidation of oil bearing sands | |
| SU1082332A3 (en) | Method for working oil deposits | |
| US20020157831A1 (en) | Method and packer for processing a productive formation in bottom-hole zone of a well, and method for fixing a packer inside a well | |
| RU2101468C1 (en) | Device for removing hydrateparaffine deposits | |
| US3674093A (en) | Method and apparatus for stimulating the flow of oil wells | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2221141C1 (en) | Process of treatment of critical area of formation | |
| RU2553129C1 (en) | Well dewaxing method | |
| US3019838A (en) | Well bore completion method | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| US1235770A (en) | Apparatus for cleaning deep wells. | |
| RU2123106C1 (en) | Method of producing fissure by hydraulic fracture within preset interval of formation and device for its embodiment | |
| RU2072423C1 (en) | Method and device for downhole treatment of well | |
| RU2802642C2 (en) | Device for thermobarochemical treatment of wells and methods of its application | |
| RU2137908C1 (en) | Method for destruction of hydrate-ice, asphaltene-resin and paraffin depositions in well provided with sucker rod pump | |
| US3483926A (en) | Consolidation of oil-bearing formations | |
| RU2095546C1 (en) | Method for treatment of wells | |
| SU1677273A1 (en) | Method for oil production | |
| RU2603982C1 (en) | Method of removing deposits from well equipped with electric centrifugal pump | |
| RU2172400C2 (en) | Method of treatment of producing formation in bottom-hole zone and packer for method embodiment | |
| RU2098615C1 (en) | Installation for extracting heavy viscous oil | |
| RU2186200C2 (en) | Method of eliminating asphalt-resinous-paraffin accumulations in well | |
| RU2083806C1 (en) | Well completion method | |
| RU2132943C1 (en) | Method and device for treating bottom-hole zone of well | |
| RU2334868C1 (en) | Method of treatment of perforation zone of well bed |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060301 |