RU2260677C1 - Method for chemical protection of downhole equipment against corrosion, paraffin and salt deposits and against sulfate-reducing bacteria - Google Patents
Method for chemical protection of downhole equipment against corrosion, paraffin and salt deposits and against sulfate-reducing bacteria Download PDFInfo
- Publication number
- RU2260677C1 RU2260677C1 RU2004114931/03A RU2004114931A RU2260677C1 RU 2260677 C1 RU2260677 C1 RU 2260677C1 RU 2004114931/03 A RU2004114931/03 A RU 2004114931/03A RU 2004114931 A RU2004114931 A RU 2004114931A RU 2260677 C1 RU2260677 C1 RU 2260677C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- chemical
- well
- corrosion
- downhole equipment
- paraffin
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам и устройствам для химической защиты скважинного оборудования, в том числе глубинного, от коррозии, парафиноотложения и солеотложения, а также для проведения химических обработок извлекаемого скважинного флюида и призабойной зоны пласта и может быть использовано в различных отраслях промышленности, в том числе и нефтяной.The invention relates to methods and devices for chemical protection of downhole equipment, including in-depth, against corrosion, paraffin deposition and scaling, as well as for chemical treatments of the extracted well fluid and the bottomhole formation zone and can be used in various industries, including oil.
Известен способ дозирования реагента в скважину [1], включающий периодическую закачку реагента в затрубное пространство и его подачу через узел дозирования в поток добываемой по колонне насосно-компрессорных труб продукции скважины на приеме насоса, подачу реагента через узел дозирования осуществляют путем непрерывного перепуска части продукции из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) через калиброванный канал, выполненный в колонне насосно-компрессорных труб выше динамического уровня скважинной жидкости. В качестве узла дозирования используют разобщитель затрубного пространства с последовательно установленными с зазором относительно друг друга кольцевыми элементами эластичного материала, при этом толщину кольцевых элементов выбирают не превышающей величины зазора, а их диаметр выбирают не меньшим диаметра скважины.A known method of dispensing a reagent into a well [1], which includes periodic injection of a reagent into the annulus and its supply through a dispensing unit to a stream of well production extracted from a tubing string at a pump intake, the reagent is supplied through a dispensing unit by continuously transferring part of the product from tubing string (tubing) through a calibrated channel made in the tubing string above the dynamic level of the well fluid. As a metering unit, an annulus annunciator is used with annular elements of elastic material sequentially installed with a gap relative to each other, while the thickness of the annular elements is not higher than the gap, and their diameter is chosen not less than the diameter of the well.
Недостатками данного способа являются небольшое проникновение жидкости в скважину, невозможность подачи реагентов в призабойную зону, сложность дозирования реагента в скважину.The disadvantages of this method are the small penetration of fluid into the well, the inability to supply reagents to the bottomhole zone, the difficulty of dosing the reagent into the well.
Наиболее близким к заявленному является способ подачи реагентов в скважину [2], включающий спуск дозатора на забой на насосе и на НКТ, периодическую закачку реагента в дозатор по бронированному шлангу и подачи реагента в жидкость.Closest to the claimed one is a method of supplying reagents to the well [2], including lowering the dispenser to the bottom at the pump and tubing, periodically pumping the reagent into the dispenser through an armored hose and feeding the reagent into the liquid.
Недостатком данного способа является невозможность регулирования подачи реагента в процессе откачки пластовой жидкости, обратный клапан находится в скважине, что повышает риск возникновения аварии. Данный способ подачи реагентов в скважину не обеспечивает эффективную защиту спущенного оборудования по всей глубине скважины, не позволяет осуществить одновременную дозированную подачу различных химических реагентов на различные глубины скважины.The disadvantage of this method is the inability to control the flow of the reagent in the process of pumping formation fluid, the check valve is in the well, which increases the risk of an accident. This method of supplying reagents to the well does not provide effective protection for running equipment throughout the depth of the well, it does not allow for the simultaneous dosed supply of various chemicals to various depths of the well.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключается в повышении эффективности химической защиты скважинного глубинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и СВБ путем беспрепятственного дозирования химических реагентов на необходимую глубину в процессе работы насосного оборудования, регулировка расхода регентов осуществляется на устье скважины.The problem and the expected technical result solved by the invention is to increase the efficiency of chemical protection of downhole equipment against corrosion, paraffin deposition, scaling and SSC by unimpeded dosing of chemicals to the required depth during the operation of pumping equipment, the flow rate of the regents is carried out at the wellhead.
Поставленная задача решается тем, что в способе химической защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения и сульфатвосстанавливающих бактерий путем дозированной подачи химического реагента согласно изобретению регулируемую дозированную подачу различных реагентов осуществляют одновременно или последовательно на различные заданные глубины в зависимости от технологических и технических особенностей эксплуатации скважины, через капиллярный шланг по стволу скважины, состоящего из капиллярных трубок, защитной подушки и брони, причем регулировку расхода реагентов осуществляют на устье скважины установкой дозированной электронасосной УДЭ.The problem is solved in that in the method of chemical protection of downhole equipment against corrosion, paraffin deposition and sulfate-reducing bacteria by means of a dosed supply of a chemical reagent according to the invention, an adjustable dosed supply of various reagents is carried out simultaneously or sequentially at different predetermined depths depending on the technological and technical features of the operation of the well, capillary hose along the borehole, consisting of capillary tubes, a protective pad and armor, moreover, the adjustment of the flow rate of the reagents is carried out at the wellhead by the installation of a metered electric pump UDE.
Существенным отличием является также то, что капиллярный шланг спускают в скважину, причем капиллярный шланг соединен на дневной поверхности через обратные клапаны с УДЭ, а в скважине концы капилляров шланга располагают на заданных глубинах, являющихся точками подачи дозированных химических реагентов. УДЭ состоит их дозировочного насоса и емкостей с химическими реагентами.A significant difference is that the capillary hose is lowered into the well, the capillary hose being connected on the surface through the check valves with UDE, and in the well, the ends of the capillaries of the hose are located at predetermined depths, which are the points of supply of metered chemical reagents. UDE consists of a metering pump and chemical tanks.
На фиг 1 дана принципиальная схема осуществления предлагаемого способа защиты скважинного оборудования и химических обработок скважин, гдеIn Fig 1 is a schematic diagram of the implementation of the proposed method for protecting downhole equipment and chemical treatments of wells, where
1 - НКТ;1 - tubing;
2 - трехкапиллярный шланг;2 - a three-capillary hose;
3 - точки подачи дозированных химических реагентов;3 - supply points of metered chemical reagents;
4 - обратные клапаны;4 - check valves;
5 - установка дозировочная электронасосная (УДЭ);5 - electric dosing pump installation (UDE);
На фиг.2 дана принципиальная схема трехкапиллярного шланга, гдеFigure 2 is a schematic diagram of a three-capillary hose, where
6 - капиллярные трубки;6 - capillary tubes;
7 - защитная подушка;7 - a protective pillow;
8 - броня.8 - armor.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемых технических решений и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемых изобретений критерию \новизна\.A comparative analysis of the essential features of the proposed technical solutions and prototype allows us to conclude that the claimed inventions meet the criterion of \ novelty \.
Так как отличительные признаки заявляемых технических решений являются новыми, они, по мнению авторов, соответствуют критерию \изобретательский уровень\.Since the distinguishing features of the claimed technical solutions are new, they, according to the authors, meet the criterion of \ inventive step \.
Заявляемое техническое решение работает следующим образом.The claimed technical solution works as follows.
В скважину на НКТ (1) спускают трехкапиллярный шланг (2), концы капилляров которого устанавливают на необходимых глубинах, что соответствует точкам подачи дозированных химических реагентов (3). На устье скважины трехкапиллярный шланг (2) через обратные клапаны (4) подключен к УДЭ (5) для дозированной подачи химических реагентов.A three-capillary hose (2) is lowered into the well on the tubing (1), the ends of the capillaries of which are installed at the required depths, which corresponds to the feed points of the dosed chemical reagents (3). At the wellhead, a three-capillary hose (2) through check valves (4) is connected to the UDE (5) for the dosed supply of chemicals.
В предлагаемом трехкапиллярном шланге (фиг.2) для подачи химических реагентов в качестве капилляров (6) используется полиэтиленовая изоляция токопроводящих жил кабеля КПБП, защищенных защитной подушкой (7), и брони (8) из стальной металлической ленты.In the proposed three-capillary hose (figure 2) for supplying chemicals as capillaries (6), polyethylene insulation of the conductive conductors of the CPBP cable, protected by a protective pillow (7), and armor (8) from steel metal tape are used.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций (фиг.1):The method is carried out by the following sequence of operations (figure 1):
1. Установка на устье скважины УДЭ (5), состоящей из дозировочных насосов с емкостями, оборудованных обратными клапанами (4).1. Installation at the wellhead UDE (5), consisting of metering pumps with tanks equipped with check valves (4).
2. Спуск в скважину насоса на НКТ (1) с трехкапиллярным шлангом (2), концы капилляров которого устанавливают на необходимых глубинах (3), которые технологически обоснованы в зависимости от поставленной задачи и соответствуют точкам подачи дозированных химических реагентов.2. The descent into the well of the pump on the tubing (1) with a three-capillary hose (2), the ends of the capillaries of which are set at the required depths (3), which are technologically justified depending on the task and correspond to the supply points of the dosed chemical reagents.
3. Подключение трехкапиллярного шланга (2) на устье скважины к УДЭ (5).3. Connecting a three-capillary hose (2) at the wellhead to the UDE (5).
4. В зависимости от поставленной задачи выбираются типы химических реагентов и устанавливается объем и режим дозирования.4. Depending on the task, the types of chemicals are selected and the volume and dosage regimen are set.
Способ иллюстрируется следующими примерами.The method is illustrated by the following examples.
Пример 1. Определение необходимых глубин для закачки химических реагентов (точек подачи дозированных химических реагентов).Example 1. Determination of the necessary depths for the injection of chemical reagents (points of supply of metered chemical reagents).
На месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки и обводненность которых превысила 70%, наблюдается коррозия всего подземного оборудования скважин, серьезные повреждения которого связаны с агрессивными средами. Повышение агрессивности водонефтяной среды обусловлено жизнедеятельностью бактерий. Однозначно установлено, что биологическая составляющая коррозионного процесса значительно влияет на интенсивность коррозии металлического оборудования [3].In fields that have entered the late stage of development and the water cut of which has exceeded 70%, corrosion of all underground well equipment is observed, serious damage of which is associated with aggressive environments. The increase in the aggressiveness of the oil-water environment is due to the vital activity of bacteria. It has been unequivocally established that the biological component of the corrosion process significantly affects the corrosion rate of metal equipment [3].
Так, в НГДУ \Уфанефть\ были проведены исследования на скв. №1344 Южно-Сергеевской площади Сергеевского месторождения. Результаты анализа соскобов с наружной поверхности НКТ по стволу исследуемой скважины на количественный учет микроорганизмов представлен в табл.1.So, in NGDU \ Ufaneft \ studies were conducted in the well. No. 1344 of the South Sergeevskaya area of the Sergeevsky field. The results of the analysis of scrapings from the outer surface of the tubing along the well of the investigated well for the quantitative accounting of microorganisms are presented in Table 1.
Анализ соскобов по стволу скв. №1344 Южно-Сергеевской площадиTable 1
Analysis of scrapings along the well bore. No. 1344 of South Sergeevskaya Square
На основании обработанных результатов там, где прослеживается повышенное содержание гетеротрофных (ГТБ) и тионовых (ТБ) бактерий, установлены три точки дозирования бактерицида, которые соответствуют: 1-я - 572 м - статическому уровню; 2-я - 1000 м - динамическому уровню; 3-я - 1402 м - приему насоса. С учетом полученных результатов осуществляется обработка по предлагаемому способу химической защиты глубинного скважинного оборудования бактерицид-ингибиторами коррозии по схеме, представленной на фиг.3.Based on the processed results, where an increased content of heterotrophic (GTB) and thionic (TB) bacteria is observed, three points of dosing of the bactericide are established, which correspond to: 1st - 572 m - static level; 2nd - 1000 m - to the dynamic level; 3rd - 1402 m - pump intake. Based on the results obtained, the treatment is carried out according to the proposed method of chemical protection of downhole equipment with bactericidal corrosion inhibitors according to the scheme shown in figure 3.
Пример 2. Осуществление способа химической защиты глубинного скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и СВБ.Example 2. The implementation of the method of chemical protection of downhole equipment from corrosion, paraffin deposition, scaling and SBR.
Способ химической защиты глубинного скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения и солеотложения, химических обработок скважин осуществляется в НГДУ \Уфанефть\ по схеме, представленной на фиг.1.The method of chemical protection of downhole equipment from corrosion, paraffin deposition and scaling, chemical treatment of wells is carried out in NGDU \ Ufaneft \ according to the scheme shown in figure 1.
Точки дозирования химических реагентов (3) соответствуют: нижняя - призабойной зоне скважины; средняя - приему насоса; верхняя - статическому или динамическому уровню. Для осуществления химической обработки скважины в нижнюю точку подачи по одному из капилляров трехкапиллярного шланга (2) производят периодическую закачку необходимого химического реагента (соляной кислоты, растворителя, ПАВ и т.п.). В зависимости от поставленной задачи возможно вместо химической обработки производить закачку ингибиторов коррозии или же после проведения химической обработки следует проводить закачку ингибитора коррозии.Dosing points of chemical reagents (3) correspond to: lower - bottomhole zone of the well; medium - pump intake; upper - to a static or dynamic level. To carry out chemical treatment of the well, one of the capillaries of the three-capillary hose (2) is periodically injected into the lower supply point with the necessary chemical reagent (hydrochloric acid, solvent, surfactant, etc.). Depending on the task, it is possible to inject corrosion inhibitors instead of chemical treatment or, after chemical treatment, a corrosion inhibitor should be injected.
На прием насоса (средняя точка подачи) также в зависимости от решаемой задачи подается либо растворитель, либо деэмульгатор по другому капилляру трехкапиллярного шланга (2).Depending on the problem being solved, either a solvent or a demulsifier is supplied to the pump intake (middle supply point) through another capillary of a three-capillary hose (2).
На глубину статического или динамического уровня (верхняя точка подачи) закачивается нейтрализатор сероводорода по третьему капилляру трехкапиллярного шланга (2).A hydrogen sulfide neutralizer is pumped to the depth of the static or dynamic level (upper feed point) through the third capillary of the three-capillary hose (2).
Таким образом, заявляемый способ химической защиты скважинного глубинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и СВБ позволяет повысить эффективность химической защиты скважинного глубинного оборудования от коррозии, парафиноотложения и солеотложения, а также одновременно с химической защитой проводить химические обработки призабойной зоны пласта. Способ нетрудоемок, эффективен и промышленно применим, т.к. для их реализации используют доступные оборудование и материалы.Thus, the inventive method of chemical protection of downhole equipment from corrosion, paraffin deposition, scaling and SSC allows to increase the effectiveness of chemical protection of downhole equipment from corrosion, paraffin deposition and scaling, as well as simultaneously with chemical protection to conduct chemical treatments of the bottomhole formation zone. The method is not laborious, efficient and industrially applicable, because for their implementation use available equipment and materials.
Источники информацииSources of information
1. А.с. 1810498 А1. Способ дозирования реагента в скважину.1. A.S. 1 810 498 A1. A method of dispensing a reagent into a well.
2. А.с. 883343 А1. Устройство для подачи реагента и воды на забой скважины.2. A.S. 883343 A1. Device for supplying reagent and water to the bottom of the well.
3. Липович Р.Н., Гоник А.А., Низамов К.Р, и др. Микробиологическая коррозия и методы ее предотвращения. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977.3. Lipovich RN, Gonik AA, Nizamov K.R. and others. Microbiological corrosion and methods for its prevention. - M.: VNIIOENG, 1977.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004114931/03A RU2260677C1 (en) | 2004-05-17 | 2004-05-17 | Method for chemical protection of downhole equipment against corrosion, paraffin and salt deposits and against sulfate-reducing bacteria |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004114931/03A RU2260677C1 (en) | 2004-05-17 | 2004-05-17 | Method for chemical protection of downhole equipment against corrosion, paraffin and salt deposits and against sulfate-reducing bacteria |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2260677C1 true RU2260677C1 (en) | 2005-09-20 |
Family
ID=35849038
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004114931/03A RU2260677C1 (en) | 2004-05-17 | 2004-05-17 | Method for chemical protection of downhole equipment against corrosion, paraffin and salt deposits and against sulfate-reducing bacteria |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2260677C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2445448C1 (en) * | 2010-10-18 | 2012-03-20 | Фаат Фатхлбаянович Хасанов | Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column |
RU2550615C1 (en) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of prevention of salt deposition on oil production equipment |
RU2793999C1 (en) * | 2022-07-18 | 2023-04-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for acid treatment of bottom-hole formation zone |
-
2004
- 2004-05-17 RU RU2004114931/03A patent/RU2260677C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2445448C1 (en) * | 2010-10-18 | 2012-03-20 | Фаат Фатхлбаянович Хасанов | Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column |
RU2550615C1 (en) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of prevention of salt deposition on oil production equipment |
RU2793999C1 (en) * | 2022-07-18 | 2023-04-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for acid treatment of bottom-hole formation zone |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20140096971A1 (en) | New method and arrangement for feeding chemicals into a hydrofracturing process and oil and gas applications | |
UA125132C2 (en) | Borehole methods using acid compositions comprising corrosion inhibitors | |
US20140303045A1 (en) | Biocidal Systems and Methods of Use | |
US20180311634A1 (en) | Systems and methods of treating water used for hydraulic fracturing | |
EP2800793B1 (en) | Method of using a biocidal system | |
RU2260677C1 (en) | Method for chemical protection of downhole equipment against corrosion, paraffin and salt deposits and against sulfate-reducing bacteria | |
RU2302513C2 (en) | Method for reagent injection in well | |
US11261705B2 (en) | Systems and methods for treating fluids in oilfield facilities | |
US10800684B2 (en) | Zinc ammonium carbonate sulfide scavengers | |
RU2728015C1 (en) | Well inhibition method | |
Rikhsikhodjaeva et al. | Analysis of modern methods of salts and corrosion destruction of petroleum equipment | |
US20200347286A1 (en) | Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids | |
US20210095187A1 (en) | Gas Generating Compositions And Uses | |
Penkala et al. | Acrolein 2-propenal: a versatile microbiocide for control of bacteria in oilfield systems | |
WO2021002848A1 (en) | Ionic liquid corrosion inhibitors | |
Frenier et al. | Multifaceted approaches for controlling top-of-the-line corrosion in pipelines | |
RU2755114C1 (en) | Layered oil reservoir development method | |
Pelger | Ch. F-8 Microbial Enhanced Oil Recovery Treatments and Wellbore Stimulation Using Microorganisms to Control Paraffin, Emulsion, Corrosion, and Scale Formation | |
US9896616B2 (en) | Acrylonitrile-based sulfur scavenging agents and methods of use in oilfield operations | |
RU2223391C2 (en) | Process of protection of injection wells injected with fresh water | |
RU2738147C1 (en) | Well inhibiting method from asphaltene-resin-paraffin deposits | |
RU2233973C1 (en) | Method for preventing corrosion caused by sulfate-restoring bacteria | |
Kuijvenhoven et al. | Bacteria and Microbiologically Induced Corrosion Control in Unconventional Gas Field | |
RU2291288C1 (en) | Method for fighting corrosion caused by sulfate-restoring bacteria | |
Khaladov et al. | Oil Well Stimulation at Oil Fields of Groznensky Oil-Bearing District |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HE4A | Notice of change of address of a patent owner | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110518 |