RU2320851C1 - Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине - Google Patents
Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2320851C1 RU2320851C1 RU2006127259/03A RU2006127259A RU2320851C1 RU 2320851 C1 RU2320851 C1 RU 2320851C1 RU 2006127259/03 A RU2006127259/03 A RU 2006127259/03A RU 2006127259 A RU2006127259 A RU 2006127259A RU 2320851 C1 RU2320851 C1 RU 2320851C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrate
- deposits
- emitter
- gas
- wells
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам разрушения гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений, образующихся при добыче и транспортировке. При осуществлении способа локализуют зоны отложения в разрезе скважины, оценивают текущие значения устьевого давления и дебита, осуществляют акустическое воздействие на отложения скважинным акустическим излучателем, генерирующим ультразвуковые волны с частотой 15-100 кГц и интенсивностью 0,2-5 Вт/см2. По мере разрушения отложений производят спуск излучателя на последующие уровни отложений до восстановления начальных значений устьевого давления и дебита. В малодебитных скважинах ультразвуковое воздействие осуществляют непосредственное при истечении добываемого флюида. В остановленных скважинах одновременно с установкой излучателя производят закачку добываемого флюида, либо смеси его с метанолом, в соотношении 1:0,005 до 1:500, до уровня, при котором заливаемая жидкость начинает вытекать из устья скважины. Повышается эффективность удаления отложений, сокращаются энергетические затраты и время. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разрушения гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений, в том числе пробок, образующихся при добыче и транспортировке нефтей, газа и газоконденсата, в том числе в скважинах, эксплуатируемых в многолетнемерзлых породах.
Известен способ разрушения гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине («Нефтепромысловое дело». М., ВНИИОЭНГ, 1, 1986) путем поэтапной промывки скважины горячей жидкостью до полного прохождения отложений.
Однако данный способ длителен, трудоемок и экономически малоэффективен.
Известны способы разрушения гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных пробок в скважинах и трубопроводах путем их прогрева, например, с помощью электромагнитных волн SU №1707190, или с помощью выделившегося тепла при пропускании электрического тока через нагреватели, заполненные электролитом, в месте их контакта с пробкой (SU №1539310, 1987), либо с использованием различных линейных нагревателей (SU №1839043, 1991; RU №2023867, 1991).
Однако указанные способы также малоэффективны, особенно при удалении гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных пробок в скважинах, эксплуатируемых в многолетнемерзлых породах.
Известен способ удаления парафиновых и прочих отложений из трубного пространства НКТ, снабженных штанговыми глубинными насосами, с использованием ультразвукового излучателя, возбуждающего колебания, разрушающие данные отложения. Причем ультразвуковой излучатель снабжен звукопроводящими блоками, подвешенными на штангах на определенных интервалах, и в конце штанг установлен поршень, погруженный в жидкость, приводимый в действие вибрацией (US №4817712, 1989).
Недостатком данного способа является невозможность удаления ледяных и газогидратных отложений как в трубном, так и в затрубном пространстве. Особенно данный способ неэффективен, а также мало надежен при работе по удалению пробок в скважинах, эксплуатируемых в многолетнемерзлых породах.
Наиболее близким к предлагаемому в качестве изобретения техническому решению является «способ удаления ледяных, газогидратных и парафиновых отложений» в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН), с использованием одного ультразвукового излучателя (RU №2148151, 1999). Данный способ включает установку ультразвукового излучателя на штанге насоса выше устья скважины с возможностью ввода акустических колебаний в штангу под углом от 0 до 60° к ее оси и возбуждение акустических колебаний до разрушения и отслаивания отложений, затем осуществляют отключение источника питания излучателя и закачивание в затрубное пространство раствора глушения, с целью вымывания из ствола скважины продуктов разрушения отложений, причем непосредственно после отключения излучателя используют горячий раствор глушения, а после прокачки его на циркуляцию - холодный. Возможность ввода акустических колебаний в штангу под углом от 0 до 60° обеспечивает возможность формирования как продольных, так и поперечных колебаний в колонне штанг, разрушающих, соответственно, отложения, как в трубном, так и в затрубном пространстве. Согласно приведенному в данном патенте примеру конкретного осуществления способа время от начала работы излучателя до его выключения составило 210 часов.
Недостатками данного способа является низкая его эффективность из-за значительного поглощения акустической волны колонной насосно-компрессорных труб, большая длительность времени ликвидации отложений и высокие энергетические затраты, кроме того, недостатком данного способа является также и необходимость применения горячего и холодного растворов глушения.
Задачей изобретения является повышение эффективности удаления гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в остановленных и малодебитных нефтяных и газовых скважинах, особенно скважин, эксплуатируемых в многолетнемерзлых породах, а также сокращение энергетических затрат и времени проведения данного процесса за счет непосредственного сфокусированного воздействия ультразвуковых волн определенных характеристик на указанные отложения.
Поставленная задача решается тем, что в способе ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважинах, включающем локализацию зон отложений в разрезе скважины, оценку текущих значений устьевого давления и дебита, акустическое воздействие на указанные отложения до их разрушения и последующее удаление разрушенных отложений, согласно изобретению акустическое воздействие осуществляют скважинным акустическим излучателем, регенерирующим ультразвуковые волны с частотой 15-100 кГц и интенсивностью 0,2-5 Вт/см2, который предварительно устанавливают на уровне верхней границы локализованной зоны отложений, а затем, по мере их разрушения, производят его спуск на все последующие уровни отложений до восстановления начальных значений пластового давления и дебита, причем в малодебитных скважинах ультразвуковое воздействие осуществляют непосредственно при истечении добываемого флюида, а в остановленных скважинах одновременно со спуском излучателя производят закачку добываемого флюида, либо смеси его с метанолом, в соотношении от 1:0,005 до 1:500, до уровня, при котором заливаемая жидкость начинает вытекать из устья скважины;
а также тем, что время на каждой точке ультразвукового воздействия составляет от 15 с до 5 ч.
Способ осуществляют следующим образом.
В разрезе скважины локализуют зоны гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений, в т.ч. в виде пробок, и осуществляют оценку текущих значений устьевого давления и дебита. Затем в остановленную скважину, имеющую отложения в виде пробок, непосредственно на поверхность пробки производят закачку добываемого флюида (нефти или газоконденсата) или его смеси с метанолом в соотношении, соответственно, от 1:0,005 до 1:500 до уровня, при котором столб заливаемой жидкости начинает вытекать из устья скважины. Одновременно с закачкой жидкости осуществляют спуск в скважину расположенной в насосно-компрессорных трубах акустической скважинной аппаратуры и установку ее в начальный момент непосредственно на поверхность пробки. В малодебитных скважинах установку акустической скважинной аппаратуры осуществляют при истечении в скважине добываемого флюида на уровне верхней границы начала отложений. Скважинную аппаратуру включают в режиме, обеспечивающем излучение акустических волн с частотой в интервале 15-100 кГц и интенсивностью в интервале 0,2-5 Вт/см2, переносящих механическую энергию, достаточную для разрушения отложений, присущих каждой обрабатываемой скважине, в том числе эксплуатируемой в многолетнемерзлых породах.
По мере разрушения отложений в обрабатываемой зоне производят последовательный спуск скважинной акустической аппаратуры до уровня верхней границы следующей зоны отложений или на поверхность следующей пробки, вновь включают излучатель, как правило, в режиме, формирующим ультразвуковую волну с теми же характеристиками, и ведут обработку отложений в новой зоне. Описанные действия повторяют вплоть до прохождения последней локализованной зоны отложений.
Критерием полного разрушения отложений как в остановленных, так и в малодебитных скважинах является восстановление давления на устье скважины и ее дебита до их начальных значений.
Следует отметить, что при выборе режима ультразвукового воздействия на гидратные, газогидратные и гидратоуглеводородные отложения каждой скважины следует учитывать ряд факторов, характерных именно для этой скважины, таких, например, как способ добычи флюида (фонтанный или насосный), качество флюида (количество воды, нефти, парафинов...), геологические и климатические условия и т.д., которые в совокупности формируют отложения с определенной структурой, прочность кристаллической решетки которых и будет являться критерием выбора режима их ультразвуковой обработки в указанных выше интервалах. Соответственно, время работы скважинной аппаратуры на точках ультразвукового воздействия определяется количеством, составом и типом гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений, то есть, количеством и прочностью кристаллической решетки разрушаемых отложений, и, соответственно, характеристикой воздействующего на них ультразвукового излучения, и лежит, как правило, в интервале от 15 с до 5 ч. За этот период времени под воздействием акустических волн происходит расформирование зоны гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений и восстановление начальных значений давления на устье скважины и ее дебита, постоянный замер которых ведется с момента начала работы по акустическому воздействию и до ее завершения.
При технической возможности ведется оценка количества минеральной примеси в ловушке скважинного трубопровода.
Для оценки характера и степени воздействия ультразвукового поля на гидратные, газогидратные и гидратоуглеводородные отложения после завершения работ в скважине проводят промысловый комплекс геофизических исследований (ГИС) и газодинамические исследования.
Ниже приведены примеры обработки газовых скважин Мастахского газоконденсатного месторождения, иллюстрирующие изобретение, но не ограничивающие его.
Пример 1. После обработки скважины с залеганием продуктивного пласта на глубине 3220-3228 м и с гидратными, газогидратными и гидратоуглеводородными отложениями в виде пробки длиной 350 м ультразвуковым полем с частотой волны 20 кГц и интенсивностью 2 Вт/см2, после закачки газоконденсата на глубину расположения гидратной пробки начальные значения давления на устье скважины и ее дебит были полностью восстановлены в течение 60 часов работы акустической аппаратуры.
Пример 2. После обработки скважины с залеганием продуктивного пласта на глубине 3220-3228 м и с гидратными, газогидратными и гидратоуглеводородными отложениями в виде поверхностных отложений длиной 600 м на стенке насосно-компрессорных труб акустическим полем с частотой волны 20 кГц и интенсивностью 0,5 Вт/см2 в режиме добычи газа из продуктивного пласта давление на устье скважины и ее дебит были полностью восстановлены в течение 36 часов работы акустической аппаратуры.
Пример 3. После обработки скважины с залеганием продуктивного пласта на глубине 3220-3228 м и с гидратными, газогидратными и гидратоуглеводородными отложениями в виде пробки длиной 350 м ультразвуковым воздействием с частотой волны 20 кГц и интенсивностью 1 Вт/см2 в режиме после закачки газоконденсата в смеси с метанолом в соотношении газоконденсат:метанол, равном 1:500, на глубину расположения гидратной пробки начальные значения давления на устье скважины и ее дебит были полностью восстановлены в течение 48 часов работы акустической аппаратуры.
В нижеследующем примере представлены материалы по ликвидации газогидратоуглеводородных отложений в нефтяных скважинах на стенках труб эксплуатационных колонн (ЭК) насосно-компрессорных труб (НКТ).
Пример 4. В скважине №421 Казаковского месторождения нефти (интервал перфорации 1638,5-1642 м и 1649-1652,5 м) на глубине 600 м в стволе ЭК были газогидратоуглеводородные отложения на стенке труб, что не позволяло осуществить спуск акустического прибора в интервал перфораций для обработки призабойной зоны. После залива в ствол скважины до ее устья добываемой нефти, включения прибора для ультразвукового воздействия с частотой 18-25 кГц и интенсивностью 2 Вт/см2 отложения, последние были ликвидированы на расстоянии 120 м в течение 5 часов и затем ультразвуковой прибор спускался с нормальной скоростью 450 м/мин, как при стандартных геофизических исследованиях. В результате ультразвукового воздействия были расформированы трубные газогидратоуглеводородные отложения толщиной 10-11 мм. После обработки дебит скважины был восстановлен.
Claims (2)
1. Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважинах, включающий локализацию зон отложений в разрезе скважины, оценку текущих значений устьевого давления и дебита, акустическое воздействие на указанные отложения до их разрушения и последующее удаление разрушенных отложений, отличающийся тем, что акустическое воздействие осуществляют скважинным акустическим излучателем, генерирующим ультразвуковые волны с частотой 15-100 кГц и интенсивностью 0,2-5 Вт/см2, который предварительно устанавливают на уровне верхней границы локализованной зоны отложений, а затем, по мере их разрушения, производят его спуск на все последующие уровни отложений до восстановления начальных значений устьевого давления и дебита, причем в малодебитных скважинах ультразвуковое воздействие осуществляют непосредственно при истечении добываемого флюида, а в остановленных скважинах одновременно с установкой излучателя производят закачку добываемого флюида либо смеси его с метанолом в соотношении от 1:0,005 до 1:500 до уровня, при котором заливаемая жидкость начинает вытекать из устья скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что время ультразвукового воздействия на каждой точке воздействия составляет от 15 с до 5 ч.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006127259/03A RU2320851C1 (ru) | 2006-07-27 | 2006-07-27 | Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006127259/03A RU2320851C1 (ru) | 2006-07-27 | 2006-07-27 | Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2320851C1 true RU2320851C1 (ru) | 2008-03-27 |
Family
ID=39366329
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006127259/03A RU2320851C1 (ru) | 2006-07-27 | 2006-07-27 | Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2320851C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2808077C1 (ru) * | 2023-03-13 | 2023-11-23 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственный Центр "Бизнес Профцентр Технолоджи" | Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений |
-
2006
- 2006-07-27 RU RU2006127259/03A patent/RU2320851C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2808077C1 (ru) * | 2023-03-13 | 2023-11-23 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственный Центр "Бизнес Профцентр Технолоджи" | Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2290096C (en) | Heavy oil viscosity reduction and production | |
US9896917B2 (en) | Oil production intensification device and method | |
RU2343275C2 (ru) | Способ интенсификации добычи природного газа из угольных пластов | |
US7059403B2 (en) | Electroacoustic method and device for stimulation of mass transfer processes for enhanced well recovery | |
US7063144B2 (en) | Acoustic well recovery method and device | |
US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
RU2600249C1 (ru) | Способ и устройство воздействия на нефтенасыщенные пласты и призабойную зону горизонтальной скважины | |
RU2303172C1 (ru) | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(21-30)к и способ ее работы | |
Abramova et al. | Analysis of the modern methods for enhanced oil recovery | |
RU2261986C1 (ru) | Способ комплексной обработки призабойной зоны скважины | |
RU2630938C1 (ru) | Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума | |
WO2014046560A1 (ru) | Устройство для раскольматации призабойной зоны эксплуатационных и нагнетательных скважин | |
RU2320851C1 (ru) | Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине | |
RU2605571C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти гарипова и установка для его осуществления | |
RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
RU2535765C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2553129C1 (ru) | Способ депарафинизации скважины | |
RU2462586C2 (ru) | Способ синергической реагентно-импульсно-волновой обработки призабойной зоны пласта и установка для его осуществления | |
RU2258803C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
RU2471064C2 (ru) | Способ теплового воздействия на пласт | |
RU2383720C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2148151C1 (ru) | Способ удаления ледяных, газогидратных и парафиновых отложений | |
RU2626484C1 (ru) | Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины | |
RU2281387C2 (ru) | Способ воздействия на флюид нефтяных месторождений при добыче нефти | |
RU2495231C1 (ru) | Способ промывки скважин с поглощающими пластами |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160728 |