RU2168002C1 - Method of eliminating paraffin-crystal hydrate plug in wells - Google Patents
Method of eliminating paraffin-crystal hydrate plug in wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2168002C1 RU2168002C1 RU2000118439/03A RU2000118439A RU2168002C1 RU 2168002 C1 RU2168002 C1 RU 2168002C1 RU 2000118439/03 A RU2000118439/03 A RU 2000118439/03A RU 2000118439 A RU2000118439 A RU 2000118439A RU 2168002 C1 RU2168002 C1 RU 2168002C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- rod
- paraffin
- wells
- string
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу ликвидации парафиновых и кристаллогидратных пробок в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами с использованием электронагревателей. The invention relates to the oil industry, in particular to a method for eliminating paraffin and crystalline hydrate plugs in wells equipped with sucker rod pumps using electric heaters.
Известен способ предупреждения парафиногидратных образований в скважинах, реализуемый с помощью устройства, содержащего источник питания и подключенный к нему кабель в виде сердечника, охваченного подушкой под броню, и двухслойной брони из стальных круглых проволочек. A known method for the prevention of paraffin hydrate formations in wells, implemented using a device containing a power source and a cable connected to it in the form of a core covered by a pillow under the armor, and two-layer armor from steel round wires.
В способе переменное напряжение от однофазной сети подают к жиле сердечника и броне кабеля, спущенного в скважинные трубы на глубину, которая должна обеспечивать предупреждение отложений парафина и гидратообразования [1]. In the method, an alternating voltage from a single-phase network is supplied to the core core and the armor of the cable, lowered into the borehole pipes to a depth, which should ensure the prevention of paraffin deposits and hydrate formation [1].
Недостатками известного способа являются: необходимость предварительного спуска в скважинные трубы специально изготовленного кабеля; способ не применим для скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. The disadvantages of this method are: the need for preliminary descent into the borehole pipes of a specially made cable; the method is not applicable for wells equipped with sucker rod pumps.
Известен способ предотвращения образования отложений парафина в добывающих скважинах, включающий спуск в обсаженную скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и насоса на штанговой колонне, при котором электрический ток подается по кабелю на НКТ через электрическую муфту, изолирующую устьевую арматуру, от насосно-компрессорных труб. На участке отложения парафина на НКТ с определенным шагом устанавливаются изоляторы для электроизоляции их от обсадной колонны. Внизу участка парафиноотложения на колонне насосно-компрессорных труб устанавливается контактор, через который электрический ток замыкается на обсадную колонну. Сверху на колонне штанг устанавливается одна штанга из стеклопластика в целях предотвращения замыкания колонны НКТ на устьевую арматуру. A known method of preventing the formation of paraffin deposits in production wells, including the descent into a cased well of a string of tubing and tubing, in which electric current is supplied through a cable to the tubing through an electrical sleeve isolating the wellhead from the tubing pipes. On the paraffin deposition site on the tubing with a certain step, insulators are installed to electrically isolate them from the casing string. At the bottom of the paraffin deposit section, a contactor is installed on the tubing string through which the electric current is closed to the casing string. A fiberglass rod is installed on top of the rod string to prevent shorting of the tubing string to the wellhead.
Проходя по колонне НКТ, электрический ток нагревает ее. Passing through the tubing string, an electric current heats it.
За счет нагрева колонны НКТ до температуры, равной или выше температуры насыщения нефти парафином, что достигается подводимой мощностью тока, предотвращается отложение на стенках НКТ парафина [2]. By heating the tubing string to a temperature equal to or higher than the temperature of oil saturation with paraffin, which is achieved by the supplied current power, the deposition of paraffin on the walls of the tubing is prevented [2].
Недостатком известного способа является то, что он предполагает предварительную установку изоляторов по всей длине колонны НКТ, контактора внизу колонны НКТ, электрической муфты в верхней части НКТ и штанги из стеклопластика в верхней части колонны штанг. Если же прихват штанговой колонны произошел в скважине, не оборудованной указанными элементами, то применение указанного способа становится невозможным. The disadvantage of this method is that it involves the preliminary installation of insulators along the entire length of the tubing string, a contactor at the bottom of the tubing string, an electrical coupling at the top of the tubing and a fiberglass rod at the top of the string string. If the sticking of the rod string occurred in a well not equipped with these elements, then the application of this method becomes impossible.
Известен способ депарафинизации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, включающий изоляцию полированного штока от станка-качалки и от фонтанной арматуры в сальниковой части (кронбуксе), изоляцию стандартных стальных штанг от подъемных труб (НКТ) при помощи изоляторов, установку в нижней части штанг контактного фонаря, подачу электрической энергии на штанги и снятие ее с НКТ или обсадной колонны [3]. A known method for dewaxing wells equipped with sucker rod pumps, including isolating a polished rod from a rocking machine and from fountain fittings in an stuffing box (crownbox), isolating standard steel rods from lifting pipes (tubing) using insulators, installing a contact lamp in the lower part of the rods , the supply of electrical energy to the rods and removing it from the tubing or casing [3].
Недостатками указанного способа является следующее: способ применим на скважинах, предварительно оборудованных штангами с изоляторами (диэлектрическими центраторами) и контактным фонарем; малая глубина прогрева запарафиненных (загидраченных) штанг в связи с большим электрическим сопротивлением стальных штанг; повышенная опасность в связи с высокой разностью потенциалов между полированным штоком и фонтанной арматурой при подаче напряжения на штанговую колонну и снятия ее с обсадной колонны. The disadvantages of this method are the following: the method is applicable to wells previously equipped with bars with insulators (dielectric centralizers) and a contact lamp; shallow depth of heating of paraffinized (hydrated) rods due to the large electrical resistance of steel rods; increased danger due to the high potential difference between the polished rod and fountain fittings when applying voltage to the rod string and removing it from the casing string.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению но технической сущности является способ ликвидации парафинокристаллогидратной пробки в скважинах, обсаженных эксплуатационной колонной и оборудованных насосно-компрессорными трубами, глубинным штанговым насосом, штанговой колонной с полированным штоком и фонтанной арматурой, включающий электроизоляционные работы: разрыв электрических связей по металлу между полированным штоком и станком-качалкой, полированным штоком и фонтанной арматурой в сальниковой части, фонтанной арматурой и выкидной линией, скважиной и контуром заземления, подачу электрической энергии на полированный шток и снятие ее с поверхностного заземлителя, использование для ликвидацию парафинокристаллогидратной пробки двухэлектродной гальванической цепи, а в качестве электродов электроизолированной скважины и близко расположенного заземлителя, например соседней скважины, при этом ликвидацию парафинокристаллогидратной пробки производят поинтервально, вначале освобождают от пробки прогретую часть штанговой колонны, отворачивают и поднимают ее из скважины, затем в скважину спускают вспомогательную штанговую колонну с электроизолированной наружной поверхностью, штанги которой выполнены цельными или полыми с левой резьбой с электрическим сопротивлением, меньшим, чем прихваченная штанговая колонна, например, из сплава "алюминий-медь-магний", и оборудованы диэлектрическими центраторами, соединение вспомогательной штанговой колонны с прихваченной штанговой колонной, установи комбинированного полированного штока в виде диэлектрической, токопроводящей контактной и с изолированной поверхностью частей, подачу электрической энергии на полированный шток и снятие ее с заземлителя [4]. Closest to the proposed invention, but the technical essence is a method of eliminating paraffin-crystalline hydrate plugs in wells cased with production casing and equipped with tubing, a deep-well rod pump, a rod string with a polished rod and a fountain fitting, including electrical insulation work: breaking electrical connections between the polished metal rod and rocking machine, polished rod and fountain fittings in the stuffing box, fountain fittings and off the idle line, the well and the ground loop, the supply of electrical energy to the polished rod and removing it from the surface ground electrode, the use of a two-electrode galvanic circuit to eliminate paraffin-crystalline hydrate plugs, and as electrodes of an electrically insulated well and a nearby ground electrode, such as an adjacent well, while eliminating paraffin-crystalline hydrate produced at intervals, first the heated part of the rod string is freed from the cork, it is turned off and lifted from wells, then an auxiliary rod string is lowered into the well with an electrically insulated outer surface, the rods of which are made whole or hollow with a left-hand thread with an electrical resistance less than a stuck rod string, for example, of an aluminum-copper-magnesium alloy, and equipped with dielectric centralizers , the connection of the auxiliary rod column with the stuck rod column, install a combined polished rod in the form of a dielectric, conductive contact and insulated second surface portions, power to the polished rod and its removal from the earth electrode [4].
Недостатками прототипа являются: длительное время работ по растеплению при проведении их на кусте скважин; малая глубина прогрева штанговой колонны до подъема ее из скважины, что делает способ менее эффективным; большие потери тока при прохождении его по вспомогательной штанговой колонне в результате наличия в НКТ обводненной нефти и нарушенной изоляции вспомогательной штанговой колонны, которая нарушается при неоднократном спуске-подъеме вспомогательных штанг применяемыми ключами, а на ее восстановление требуется длительное время, что также делает способ менее эффективным. При этом потери тока могут достигать до 50% и более. The disadvantages of the prototype are: a long time of work on the thawing when conducting them on the wellbore; a small depth of heating of the rod string before lifting it from the well, which makes the method less effective; large losses of current during its passage through the auxiliary rod string as a result of the presence of waterlogged oil in the tubing and broken insulation of the auxiliary rod string, which is violated by repeated descent-lifting of the auxiliary rods with the used keys, and it takes a long time to restore it, which also makes the method less effective . In this case, current losses can reach up to 50% or more.
Задачей предлагаемого способа является повышение эффективности и сокращение времени на ликвидацию парафинокристаллогидратных пробок на кусте скважин. The objective of the proposed method is to increase efficiency and reduce the time to eliminate paraffin-crystalline hydrate plugs on the wellbore.
Для решения указанной задачи в известном способе, включающем проведение электроизоляционных работ: разрыв электрических связей по металлу между полированным штоком и станком-качалкой, полированным штоком и фонтанной арматурой в сальниковой части, фонтанной арматурой и выкидной линией, скважиной и контуром заземления, подачу электрической энергии на полированный шток и снятие ее с поверхностного заземлителя, использование для ликвидации парафинокристаллогидратной пробки двухэлектродной гальванической цепи, а в качестве электродов - электроизолированной скважины и близко расположенного заземлителя, например, соседней скважины, при этом ликвидацию парафинокристаллогидратной пробки производят поингервально, вначале освобождают от пробки прогретую часть штанговой колонны, отворачивают и поднимают ее из скважины, затем в скважину спускают вспомогательную штанговую колонну с электроизолированной наружной поверхностью, штанги которой выполнены цельными или полыми с левой резьбой и с электрическим сопротивлением, меньшим, чем прихваченная штанговая колонна, например, из сплава "алюминий-медь-магний", и оборудованы диэлектрическими центраторами, соединение вспомогательной штанговой колонны с прихваченной штанговой колонной, установку комбинированного полированного штока в виде диэлектрической, токопроводящей контактной и токопроводящей с изолированной поверхностью частей, подачу электрической энергии на полированный шток и снятие ее с заземлителя, согласно изобретению перед подачей электрической энергии дополнительно производят электроизоляционные работы на двух соседних скважинах куста, аналогичные проводимым на первой скважине, подачу электрической энергии осуществляют сначала одновременно на все электроизолированные скважины куста, при этом в качестве гальванической цепи используют трехэлектродную гальваническую цепь с питанием от трехфазной сети, а после извлечения прогретой части штанговой колонны производят закачку в насосно-компрессорные трубы диэлектрической жидкости, дальнейшую поинтервальную ликвидацию парафинокристаллогидратной пробки осуществляют отдельно на каждой скважине с использованием двухэлектродной гальванической цепи с питанием от однофазной сети. Причем в качестве диэлектрической жидкости используют товарную нефть. To solve this problem in a known method, including conducting electrical insulation work: breaking electrical connections for metal between a polished rod and a rocking machine, a polished rod and fountain valves in the stuffing box, fountain valves and a discharge line, a well and a ground loop, supplying electric energy to polished rod and removing it from the surface ground electrode, using a two-electrode galvanic circuit to eliminate paraffin-crystalline hydrate plugs, and as electrodes - an electrically insulated well and a closely located ground electrode system, for example, a neighboring well, while paraffin-crystalline hydrate plugs are eliminated one at a time, first the heated part of the rod string is removed from the plug, it is turned off and lifted from the well, then an auxiliary rod string with an electrically insulated outer surface of the rod is lowered into the well made solid or hollow with a left-hand thread and with an electrical resistance less than a stuck rod string, for example er, made of an aluminum-copper-magnesium alloy, and equipped with dielectric centralizers, connecting an auxiliary rod column with a stuck rod column, installing a combined polished rod in the form of dielectric, conductive contact and conductive parts with an insulated surface, supplying electric energy to the polished rod and removing it from the grounding conductor, according to the invention, before applying electric energy, additionally perform electrical insulation work on two neighboring wells of the bush, which are taxed by the first well, electric energy is first supplied simultaneously to all the electrically insulated wells of the cluster, while a three-electrode galvanic circuit powered by a three-phase network is used as a galvanic circuit, and after removing the heated part of the rod string, dielectric fluid is pumped into the tubing further interval elimination of paraffin-crystalline hydrate plugs is carried out separately at each well using two-level ktrodnoy galvanic circuit powered by a single-phase network. Moreover, commodity oil is used as a dielectric fluid.
Существенные признаки способа:
1. проведение электроизоляционных работ: разрыв электрических связей по металлу между полированным штоком и станком-качалкой, полированным штоком и фонтанной арматурой в сальниковой части, фонтанной арматурой и выкидной линией, скважиной и контуром заземления;
2. подача электрической энергии на полированный шток и снятие ее с поверхностного заземлителя;
3. использование для ликвидации порафинокристаллогидратной пробки двухэлектродной гальванической цепи;
4. использование в качестве электродов электроизолированной скважины и близко расположенного заземлителя, например, соседней скважины;
5. производят ликвидацию парафинокристаллогидратной пробки поинтервально;
6. вначале освобождают от пробки прогретую часть штанговой колонны, отворачивают и поднимают ее из скважины;
7. затем в скважину спускают вспомогательную штанговую колонну с электроизолированной наружной поверхностью;
8. штанги вспомогательной штанговой колонны выполнены цельными или полыми с левой резьбой и с электрическим сопротивлением, меньшим, чем прихваченная штанговая колонна, например, из сплава "алюминий-медь-магний", и оборудованы диэлектрическими центраторами;
9. соединение вспомогательной штанговой колонны с прихваченной штанговой колонной;
10. установка комбинированного полированного штока в виде диэлектрической, токопроводящей контактной и токопроводящей с изолированной поверхностью частей;
11. подача электрической энергии на полированный шток и снятие ее с заземлителя;
12. перед подачей электрической энергии дополнительно производят электроизоляционные работы на двух соседних скважинах куста, аналогично проводимым на первой скважине;
13. подачу электрической энергии осуществляют сначала одновременно на все электроизолированные скважины куста;
14. при подаче электрической энергии на все электроизолированные скважины куста в качестве гальванической цепи используют трехэлектродную гальваническую цепь с питанием от трехфазной сети;
15. после извлечения прогретой части штанговой колонны производят закачку в насосно-компрессорные трубы диэлектрической жидкости;
16. дальнейшую поинтервальную ликвидацию парафинокристаллогидратной пробки осуществляют отдельно на каждой скважине с использованием двухэлектродной гальванической цепи с питанием от однофазной сети;
17. использование в качестве диэлектрической жидкости товарной нефти.The essential features of the method:
1. conducting electrical insulation works: breaking electrical connections for metal between a polished rod and a rocking machine, a polished rod and gushing in the stuffing box, gushing and a flow line, a well and a ground loop;
2. supply of electric energy to the polished rod and its removal from the surface ground electrode;
3. the use for the elimination of the porafin-crystal hydrate plug of the two-electrode galvanic circuit;
4. the use as electrodes of an electrically insulated well and a nearby earthing switch, for example, a neighboring well;
5. liquidate paraffin-crystalline hydrate plugs at intervals;
6. first, the heated part of the rod string is freed from the cork, it is turned away and lifted from the well;
7. then, an auxiliary rod string with an electrically insulated outer surface is lowered into the well;
8. the rods of the auxiliary rod string are solid or hollow with left-handed threads and with an electrical resistance less than the stuck rod string, for example, from an aluminum-copper-magnesium alloy, and are equipped with dielectric centralizers;
9. the connection of the auxiliary rod column with a stuck rod column;
10. installation of a combined polished rod in the form of a dielectric, conductive contact and conductive with an insulated surface of the parts;
11. supply of electric energy to a polished rod and its removal from the ground electrode;
12. before applying electric energy, additionally perform electrical insulation work on two neighboring wells in the cluster, similar to those carried out on the first well;
13. The supply of electrical energy is carried out first simultaneously to all electrically insulated wells of the bush;
14. When applying electric energy to all the electrically insulated wells of the cluster, a three-electrode galvanic circuit powered by a three-phase network is used as a galvanic circuit;
15. after removing the heated part of the rod string, dielectric fluid is pumped into the tubing;
16. Further interval elimination of paraffin-crystalline hydrate plugs is carried out separately at each well using a two-electrode galvanic circuit powered by a single-phase network;
17. The use of commercial oil as a dielectric fluid.
Признаки 1-11 являются общими с прототипом существенными признаками, признаки 12-16 являются отличительными существенными признаками, признак 17 - дополнительным признаком. Signs 1-11 are common with the prototype of the essential features, features 12-16 are distinctive essential features, feature 17 is an additional feature.
Проведение аналогичных электроизоляционных работ на соседних двух скважинах куста с парафинокристаллогидратными пробками позволит изменить электрическую схему способа ликвидации парафинокристаллогидратной пробки в скважине с заменой на трехэлектродную гальваническую цепь с питанием от трехфазной сети. В этой цепи в качестве одних электродов, на которые подается напряжение, используются три скважины с парафинокристаллогидратными пробками, а "нуль" трансформатора соединяется с соседними скважинами, объединенными контуром заземления. Carrying out similar electrical insulating works on two adjacent wells of a bush with paraffin-crystalline hydrate plugs will allow changing the electrical circuit of the method for eliminating paraffin-crystalline hydrate plugs in the well with replacing it with a three-electrode galvanic circuit powered by a three-phase network. In this circuit, three wells with paraffin-crystal hydrate plugs are used as one electrodes to which voltage is applied, and the "zero" of the transformer is connected to neighboring wells connected by an earth circuit.
По новой схеме ток будет проходить от трех фаз электросилового трансформатора одновременно по трем штанговым колоннам скважин куста, растекаться по контактам между штангами и НКТ, НКТ и обсадной колонной, замыкаться через залегающие породы и зону перфорации и, поскольку симметричная нагрузка по всем трем фазам в общем случае не достигается, нескомпенсированная часть тока будет перетекать к соседним скважинам, являющимся поверхностными заземлителями, соединенными с контуром заземления и "нулем" трансформатора. Ток, протекая одновременно по трем штанговым колоннам, будет нагревать их до температуры плавления парафина или разложения гидрата одновременно на трех скважинах, что значительно сократит время ликвидации парафинокристаллогидратной пробки сразу в трех скважинах. Величина тока, протекаемая по каждой растепляемой скважине, при трехфазной системе увеличится в 1,7 раза, а мощность - в 3 раза, что увеличит глубину прогрева штанговой колонны и, соответственно, глубину ликвидации парафинокристаллогидратной пробки в скважине, начиная с поверхности, в итоге повышая эффективность способа. According to the new scheme, the current will flow from the three phases of the electric power transformer simultaneously along the three rod columns of the wells of the bush, spread through the contacts between the rods and tubing, tubing and the casing, close through the underlying rocks and the perforation zone and, since the symmetrical load in all three phases in general If this is not achieved, the uncompensated part of the current will flow to neighboring wells, which are surface earthing switches connected to the ground loop and the "zero" of the transformer. The current flowing simultaneously along three rod columns will heat them to the melting point of paraffin or decomposition of the hydrate at the same time in three wells, which will significantly reduce the time for elimination of paraffin-crystalline hydrate plugs in three wells at once. The magnitude of the current flowing through each thawed well during a three-phase system will increase by 1.7 times, and power by 3 times, which will increase the depth of heating of the rod string and, accordingly, the depth of liquidation of paraffin-crystal hydrate plugs in the well, starting from the surface, eventually increasing the effectiveness of the method.
Осуществление дальнейшей поинтервальной ликвидация парафинокристаллогидратной пробки отдельно на каждой скважине с использованием двухэлектродной гальванической цепи с питанием от однофазной сети позволит сэкономить расход электроэнергии, так как дальнейший электронагрев с использованием трехэлектродной гальванической цепи на второй и третьей скважине эффекта по увеличению глубины растепления парафинокристаллогидратных пробок не даст. The implementation of further interval-wise elimination of paraffin-crystalline hydrate plugs separately at each well using a two-electrode galvanic circuit powered by a single-phase network will save energy consumption, since further electric heating using a three-electrode galvanic circuit on the second and third wells will not have the effect of increasing the depth of thawing of paraffin-crystalline hydrate plugs.
Осуществление поинтервальной ликвидации, парафинокристаллогидратной пробки на второй и третьей скважине куста, начиная с глубины прогретой части штанговой колонны, также сокращает время на ликвидацию парафинокристаллогидратной пробки. The implementation of the interval elimination of paraffin-crystalline hydrate plugs in the second and third wells of the bush, starting from the depth of the heated part of the rod string, also reduces the time for elimination of paraffin-crystalline hydrate plugs.
Закачка в НКТ, после извлечения прогретой части штанговой колонны, диэлектрической жидкости, например товарной нефти, содержание воды в которой не более 2%, позволяет максимально снизить потери электрической энергии при передаче ее вспомогательной штанговой колонной к колонне прихваченных штанг. Injection into the tubing after removing the heated part of the rod string, dielectric fluid, such as salable oil, the water content of which is not more than 2%, allows to minimize the loss of electrical energy when transferring it by the auxiliary rod string to the string of sticky rods.
На фиг. 1 изображена принципиальная схема способа ликвидации парафинокристаллогидратных пробок в скважинах, находящихся на одном кусте скважин и оборудованных глубинными штанговыми насосами, начиная с поверхности; на фиг. 2 - принципиальная схема способа ликвидации парафинокристаллогидратной пробки в скважинах при использовании вспомогательной штанговой колонны; на фиг. 3 - принципиальная электрическая схема способа ликвидации парафино- кристаллогидратных пробок в скважинах, находящихся на одном кусте скважин и оборудованных глубинными штанговыми насосами, начиная с поверхности. In FIG. 1 is a schematic diagram of a method for eliminating paraffin-crystal hydrate plugs in wells located on the same well cluster and equipped with deep-well sucker rod pumps, starting from the surface; in FIG. 2 is a schematic diagram of a method for eliminating paraffin crystalline hydrate plugs in wells using an auxiliary rod string; in FIG. 3 is a schematic diagram of a method for eliminating paraffin-hydrate plugs in wells located on the same well cluster and equipped with deep-well sucker rod pumps, starting from the surface.
Осуществление способа показано на примере его реализации. The implementation of the method is shown by the example of its implementation.
Пример. Способ был реализован на кусте N 141-6 скважин N 4944, N 4946 и N 4947 Повховского месторождения. Максимальная глубина образования парафинокристаллогидратной пробки на данном месторождении - 1000 м. Example. The method was implemented on the bush N 141-6 wells N 4944, N 4946 and N 4947 Povkhovskoye field. The maximum depth of paraffin-crystalline hydrate plug formation in this field is 1000 m.
В скважины куста, обсаженные эксплуатационной колонной 1, для проведения работ по добыче нефти спускают НКТ 2, штанговую колонну 3 и глубинный насос 4. В результате образования в скважинах парафинокристаллогидратных пробок произошел прихват штанговых колонн с насосом. The tubing 2, the
Для ликвидации парафинокристаллогидратной пробки производят установку электросилового оборудования, включающего электросиловой трансформатор 5 типа КТП-630, блок управления 6, обвязку их между собой гибким кабелем 7 по всем трем фазам и с контуром заземления 8, обвязку электросилового трансформатора 5 с линией электропередачи (на чертеже не показана), разматывание гибких силовых кабелей 9 (фиг.1). Затем проводят электроизоляционные работы на каждой из трех скважин, в которых произошел прихват штанговых колонн 3 и насоса 4 в результате образования парафинокристаллогидратной пробки, а именно: разрыв электрической связи по металлу между полированным штоком 10 и станком-качалкой (на чертеже не показан) путем установки диэлектрической втулки 11, разрыв электрической связи между полированным штоком 10 и фонтанной арматурой 12 в сальниковой части, то есть путем установки диэлектрического сальникового узла 13, разрыв электрической связи между фонтанной арматурой 12 и выкидной линией-трубопроводом 14 путем установки диэлектрической вставки 15, разрыв электрической связи по металлу между скважиной и контуром заземления 8. To eliminate paraffin-crystalline hydrate plugs, electric power equipment is installed, including an
После выполнения всех вышеописанных операций производят обвязку гибкими силовыми кабелями 9 блока правления 6 с полированными штоками 10 скважин. В роли поверхностных заземлителей выступают соседние скважины 16, а в роли "нулевого" кабеля - контур заземления 8. After all the above operations are completed, they are strapped with flexible power cables 9 of the
Подают напряжение 380В по трем фазам от электросилового трансформатора 5 типа КТП-630 на полированные штоки 10 штанговых колонн 3 каждой из трех скважин куста через блок управления 6, по гибким силовым кабелям 9 через токовводы 17. Ток через токовводы 17 перетекает на полированные штоки 10 и далее, проходя по штанговым колоннам 3 и растекаясь по контактам, образованным штанговой колонной 3 с НКТ 2, нагревает штанги за счет "джоулева тепла", расплавляя парафинокристаллогидратные пробки в скважинах. Далее ток перетекает на эксплуатационные колонны 1, затем через залегающие породы, в том числе и через зону перфорации 18, к поверхностным заземлителям - соседним скважинам 16 и посредством контура заземления 8 в электросиловой трансформатор 5. Время нагрева штанговых колонн 3 всех трех скважин на глубину 480 метров составило 4 часа. В результате этого электронагрева на скважине N 4946 ликвидируют парафинокристаллогидратную пробку и скважину запускают в работу. A voltage of 380V is applied in three phases from an
На двух остальных скважинах N 4944 и N 4947 оказались протяженные парафинокристаллогидратные пробки. Дальнейшие работы по их растеплению осуществляют поинтервально на каждой в отдельности взятой скважине с применением двухэлектродной гальванической цепи с питанием от однофазной цепи, начиная с глубины отогретой штанговой колонны, которая составляет для скважин N 4944 и N 4947 480 метров. Глубину отогретой ликвидации парафинокристаллогидратной пробки определяют извлечением отогретой штанговой колонны. В начале на скважине N 4947 производят отворот и подъем отогретой части колонны штанг с последующим спуском в скважину труб диаметром 33 мм и заменяют скважинную жидкость, обладающую электрической проводимостью, на диэлектрическую, в качестве которой используют товарную нефть с содержанием воды согласно ГОСТу не более 2%, что согласно лабораторным и полевым исследованиям при разнице напряжений 380В является диэлектрической жидкостью (в нашем примере содержание воды в нефти 1%). Замена скважинной жидкости на диэлектрическую позволит исключить потери электрической энергии при протекании электрического тока по вспомогательной штанговой колонне, которые могут достигать 50% и более в зависимости от удельной электропроводности скважинной жидкости и площади поверхности вспомогательной штанговой колонны с нарушенной электроизоляцией, что в конечном итоге влияет на глубину ликвидации парафинокристаллогидратной пробки с использованием вспомогательной штанговой колонны. (В примере электропроводности скважинной жидкости = 500 Ом•мм2/м, площадь вспомогательной штанговой колонны с нарушенной электроизоляцией = 500 мм2). В результате потери электрической энергии при протекании электрического тока по вспомогательной штанговой колонне снизились до 50%. Затем в скважину спускают вспомогательную штанговую колонну, состоящую из штанг 19 с диэлектрическими центраторами 20, при этом штанги выполняют из материала с меньшим электрическим сопротивлением (удельное электрическое сопротивление - 0,029 Ом•мм2/м), чем стальные (удельное электрическое сопротивление - 0,13 (Ом•мм2/м), например из сплава "алюминий-медь-магний", с электроизолированной поверхностью, в нашем примере изолированы эпоксидной смолой (фиг.2). Низ спускаемых штанг оборудуют соединительным устройством, например штанголовкой 21, обеспечивающей механическое соединение и хороший электрический контакт их с оставшимися в скважине прихваченными штангами. Перед соединением с прихваченной колонной штанг производят установку комбинированного полированного штока, состоящего из диэлектрической 22, токопроводящей контактной 23 и токопроводящей с изолированной поверхностью 24 частей. После чего производят герметизацию устья диэлектрическим сальниковым узлом 13.On the other two wells, N 4944 and N 4947 were extended paraffin-crystalline hydrate plugs. Further work on their thawing is carried out intervalwise on each individually taken well using a two-electrode galvanic circuit powered by a single-phase circuit, starting from the depth of the heated rod string, which is for wells N 4944 and N 4947 480 meters. The depth of the heated liquid paraffin-crystal hydrate plug is determined by extracting the heated barbell column. At the beginning, at well No. 4947, the heated part of the rod string is turned up and then the pipes with a diameter of 33 mm are lowered into the well and the well fluid with electrical conductivity is replaced with a dielectric fluid, which is used as commercial oil with a water content of not more than 2% that according to laboratory and field studies at a voltage difference of 380V is a dielectric fluid (in our example, the water content in oil is 1%). Replacing the borehole fluid with a dielectric fluid will eliminate the loss of electrical energy during the flow of electric current through the auxiliary rod string, which can reach 50% or more depending on the electrical conductivity of the borehole fluid and the surface area of the auxiliary rod string with impaired electrical insulation, which ultimately affects the depth elimination of paraffin crystalline hydrate plugs using an auxiliary rod column. (In the example of the electrical conductivity of the borehole fluid = 500 Ohm • mm 2 / m, the area of the auxiliary rod string with broken electrical insulation = 500 mm 2 ). As a result, the loss of electrical energy during the flow of electric current through the auxiliary rod string decreased to 50%. Then, an auxiliary rod string consisting of
После соединения штанговых колонн осуществляют обвязку кабелем блока управления 6 с токопроводящей контактной частью 23 комбинированного полированного штока растепляемой скважины и подают напряжение 220В на вспомогательную штанговую колонну посредством блока управления 6. Ток через токоввод 17 перетекает на токопроводящую контактную часть 23 комбинированного полированного штока и далее, проходя по вспомогательной штанговой колонне, составленной из штанг 19 с диэлектрическими центраторами 20, соединительное устройство - штанголовку 21, перетекает на прихваченную штанговую колонну 3 и далее, проходя по штанговой колонне 3 и растекаясь по контактам, образованным штанговой колонной 3 с НКТ 2, нагревает штанги за счет "джоулева тепла", расплавляя парафинокристаллогидратные пробки в скважинах. Далее ток перетекает на эксплуатационную колонну 1, затем через залегающие породы, в том числе и через зону перфорации 18, к поверхностным заземлителям - соседним скважинам 16 и посредством контура заземления 8 поступает в электросиловой трансформатор 5. After connecting the rod columns,
В результате повторного электронагрева, который составил 5 часов, ликвидируют парафинокристаллогидратную пробку на скважине N 4947 со второго раза. А после замены вспомогательной штанговой колонны на штанги, которые были отогреты и подняты на поверхность при первом электронагреве, начиная с поверхности, скважину запускают в работу. Общее время ликвидации парафинокристаллогидратной пробки на скважине N 4947 и запуск ее в работу составил 26 часов. As a result of repeated electric heating, which amounted to 5 hours, the paraffin-crystalline hydrate plug in well N 4947 was eliminated from the second time. And after replacing the auxiliary rod string with rods that have been warmed up and raised to the surface during the first electric heating, starting from the surface, the well is put into operation. The total time for eliminating paraffin-crystalline hydrate plugs at well No. 4947 and putting it into operation was 26 hours.
Если после повторного электронагрева штанг штанговая колонна остается прихваченной, производят отворот отогретой части штанговой колонны. После подъема отвернутых стальных штанг операции по растеплению нового интервала парафинокристаллогидратной пробки повторяют до полной ее ликвидации и поднятия штанговой колонны на поверхность. Затем переходят к третьей скважине N 4944 и производят аналогичные работы по ликвидации парафинокристаллогидратной пробки, что и на скважине N 4947, начиная с глубины прогретой части штанговой колонны, которая составила 480 метров. При этом время электронагрева составило 4,5 часа, а общее время ликвидации парафинокристаллогидратной пробки на скважине N 4944 и запуск ее в работу составил 24 часа. Как показали опытно-промышленные испытания, повторного образования пробки в течение 5 суток после электронагрева штанговой колонны, начиная с поверхности, не наблюдается. Общее время ликвидации парафинокристаллогидратнах пробок на скважинах N 4944, N 4946 и N 4947 куста N 141-б Повховского месторождения и ввод их в эксплуатацию составил 62 часа (2,6 суток). If, after repeated electric heating of the rods, the rod string remains stuck, the lap of the heated part of the rod string is made. After lifting the turned-off steel rods, the operations to thaw a new interval of paraffin-crystalline hydrate plugs are repeated until it is completely eliminated and the rod string is raised to the surface. Then they move on to the third well N 4944 and carry out similar work to eliminate paraffin-crystalline hydrate plugs as on well N 4947, starting from the depth of the heated part of the rod string, which was 480 meters. At the same time, the time of electric heating was 4.5 hours, and the total time for eliminating paraffin-crystalline hydrate plugs at well No. 4944 and putting it into operation was 24 hours. As shown by pilot tests, the re-formation of plugs within 5 days after electric heating of the rod string, starting from the surface, is not observed. The total time for liquidation of paraffin-crystalline hydrate plugs in wells N 4944, N 4946 and N 4947 of the cluster N 141-b of the Povkhovskoye field and their commissioning was 62 hours (2.6 days).
Таким образом, па скважинах, оборудованных глубинными штанговыми насосами, данный способ, по сравнению с прототипом, позволит сократить время работ по ликвидации парафинокристаллогидратных пробок в НКТ и освободить штанговые колонны на трех скважинах в интервале 0-1000 метров, находящихся па одном кусте скважин, не менее чем на 24 часа. При этом глубина ликвидации парафинокристаллогидратных пробок в НКТ будет увеличена не менее чем на 80 метров, начиная электронагрев штанговой колонны с поверхности, сразу на трех скважинах. А если глубина парафинокристаллогидратных пробок в скважинах не более 480 метров, то растепление проводится в один этап и в течение 12 часов вводятся в эксплуатацию три скважины. В результате замены скважинной жидкости на диэлектрическую, при использовании вспомогательной штанговой колонны, глубина ликвидации парафинокристаллогидратных пробок за одну операцию будет увеличена в зависимости и от электропроводности скважинной жидкости и площади нарушенной изоляции вспомогательной штанговой колонны и может достигать двукратного увеличения и более по сравнению с прототипом, что влияет на общее время ликвидации парафинокристаллогидратной пробки в скважине. Thus, for wells equipped with deep-well sucker rod pumps, this method, in comparison with the prototype, will reduce the time required to eliminate paraffin-crystalline hydrate plugs in the tubing and free rod rods in three wells in the interval 0-1000 meters located in one well cluster, not less than 24 hours. At the same time, the depth of liquidation of paraffin-crystalline hydrate plugs in the tubing will be increased by at least 80 meters, starting electric heating of the rod string from the surface, at three wells at once. And if the depth of paraffin-crystalline hydrate plugs in the wells is not more than 480 meters, then the thawing is carried out in one stage and three wells are put into operation within 12 hours. As a result of replacing the borehole fluid with a dielectric one, when using an auxiliary rod string, the depth of liquidation of paraffin-crystalline hydrate plugs in one operation will be increased depending on the electrical conductivity of the borehole fluid and the area of broken insulation of the auxiliary rod string and can reach a double increase or more compared to the prototype, affects the total liquidation time of the paraffin crystalline hydrate plug in the well.
Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР N 1839043, кл. E 21 B 36/04 с приоритетом от 1990 года, 20.04.96.Sources of information
1. USSR author's certificate N 1839043, cl. E 21 B 36/04 with a priority of 1990, 04/20/96.
2. Патент США N 4716960, кл. E 21 В 36/00 с приоритетом от 1988 года. 2. US patent N 4716960, CL. E 21 B 36/00 with a priority of 1988.
3. П.П. Галонский. Борьба с парафином при добыче нефти. Теория и практика. М.: Гостоптехиздат, 1955 г., с. 104-106. 3. P.P. Halonsky. Fighting paraffin in oil production. Theory and practice. M .: Gostoptekhizdat, 1955, p. 104-106.
4. Патент РФ на изобретение N 2132452, кл. E 21 В 36/04 с приоритетом от 26.02.98 г. (прототип). 4. RF patent for the invention N 2132452, class.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000118439/03A RU2168002C1 (en) | 2000-07-14 | 2000-07-14 | Method of eliminating paraffin-crystal hydrate plug in wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000118439/03A RU2168002C1 (en) | 2000-07-14 | 2000-07-14 | Method of eliminating paraffin-crystal hydrate plug in wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2168002C1 true RU2168002C1 (en) | 2001-05-27 |
Family
ID=20237701
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000118439/03A RU2168002C1 (en) | 2000-07-14 | 2000-07-14 | Method of eliminating paraffin-crystal hydrate plug in wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2168002C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA010921B1 (en) * | 2006-04-21 | 2008-12-30 | Денисова, Людмила Юрьевна | Heating method for oil-production well provided with sucker rod deep well pump, device therefor and a sucker rod deep well pump (embodiments) for use thereof |
-
2000
- 2000-07-14 RU RU2000118439/03A patent/RU2168002C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГАЛОНСКИЙ П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. Теория и практика. - М.: Гостоптехиздат, 1955, с. 104-106. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA010921B1 (en) * | 2006-04-21 | 2008-12-30 | Денисова, Людмила Юрьевна | Heating method for oil-production well provided with sucker rod deep well pump, device therefor and a sucker rod deep well pump (embodiments) for use thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2588366C (en) | Selective electromagnetic production tool | |
| CA1201971A (en) | Apparatus for passing electrical current through an underground formation | |
| US3211220A (en) | Single well subsurface electrification process | |
| US4612988A (en) | Dual aquafer electrical heating of subsurface hydrocarbons | |
| US4716960A (en) | Method and system for introducing electric current into a well | |
| US4319632A (en) | Oil recovery well paraffin elimination means | |
| AU601866B2 (en) | Single well stimulation for the recovery of liquid hydrocarbons from subsurface formations | |
| CA2027105C (en) | Method of producing a tar sand deposit containing a conductive layer | |
| CA2174980C (en) | Selective excitation of heating electrodes for oil wells | |
| US4010799A (en) | Method for reducing power loss associated with electrical heating of a subterranean formation | |
| RU2426868C1 (en) | Device for extraction of hydrocarbon containing substance in places of natural bedding | |
| US4199025A (en) | Method and apparatus for tertiary recovery of oil | |
| US6112808A (en) | Method and apparatus for subterranean thermal conditioning | |
| EP0317719A1 (en) | Heating systems for boreholes | |
| CA2890179C (en) | Method for producing hydrocarbon resources with rf and conductive heating and related apparatuses | |
| US4466484A (en) | Electrical device for promoting oil recovery | |
| US4463805A (en) | Method for tertiary recovery of oil | |
| CA2174879A1 (en) | Iterated electrodes for oil wells | |
| GB1595082A (en) | Method and apparatus for generating gases in a fluid-bearing earth formation | |
| US4303128A (en) | Injection well with high-pressure, high-temperature in situ down-hole steam formation | |
| RU2168002C1 (en) | Method of eliminating paraffin-crystal hydrate plug in wells | |
| RU2132452C1 (en) | Method and device for liquidation of paraffin-crystallohydrate plug in wells | |
| RU2204696C1 (en) | Bottom-hole water heater for injection well | |
| US3189088A (en) | Well treating method | |
| RU2655265C1 (en) | Method of destruction of paraffin, hydraulic, hydration-wax and ice deposits in development wells for support of their working regime |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040715 |