RU2375554C2

RU2375554C2 - Method of bottom hole pumping equipment overhaul period increase in production well complicated with scaling

Info

Publication number: RU2375554C2
Application number: RU2008105871/03A
Authority: RU
Inventors: Флорит Сагитович Гарифуллин (RU); Флорит Сагитович Гарифуллин; Денис Викторович Долгов (RU); Денис Викторович Долгов; Инзир Кутдусович Минязев (RU); Инзир Кутдусович Минязев; Асгар Маратович Валеев (RU); Асгар Маратович Валеев; Алексей Николаевич Волочков (RU); Алексей Николаевич Волочков
Original assignee: Флорит Сагитович Гарифуллин; Денис Викторович Долгов; Инзир Кутдусович Минязев; Асгар Маратович Валеев; Алексей Николаевич Волочков
Priority date: 2008-02-15
Filing date: 2008-02-15
Publication date: 2009-12-10
Also published as: RU2008105871A

Abstract

FIELD: oil-and-gas production.

SUBSTANCE: according to method of bottom hole pumping equipment overhaul period increase in the production well complicated with scaling periodically perform preliminary cleaning out of oil film and asphalt resin paraffin of the mentioned above equipment - pumping of organic solvent into well, then removal of iron saline disposals from the equipment surface - pumping composition with % content: chlorohydric acid or acetic acid 25, corrosion inhibitor 18, scaling inhibitor 17, water 40, in to stopped well tubing annulus, overflush into pump and withstand it 1.5-2.0 hours, that mention above composition used in volume of 5.0-5.5% to well liquid volume from dynamic level to pump intake.

EFFECT: production well pumping equipment overhaul period increase.

1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения межремонтного периода добывающих скважин.The invention relates to the oil industry and can be used to increase the overhaul period of production wells.

Одной из важнейших задач в нефтедобыче является предотвращение образования солеотложений и разработка эффективных методов борьбы с ними, заключающихся в промывке скважин.One of the most important tasks in oil production is to prevent the formation of scaling and the development of effective methods of dealing with them, consisting in flushing wells.

Исследованиями установлено, что из многих нефтяных месторождений Западной Сибири в составе пород продуктивного пласта присутствуют сидерит (FеСО₃) и кальцит (СаСО₃). Эти соединения служат цементирующим веществом для материнских пород продуктивных пластов. Пластовые воды этих месторождений насыщены растворенным углекислым газом (СО₂). При фильтрации пластовой воды, насыщенной углекислым газом, происходит растворение цемента породы пласта, в результате образуются растворимые в воде соединения - бикарбонаты железа и кальция, которые вместе с нефтью и пластовой водой выносятся в скважину. Процесс перехода растворимых в воде бикарбонатов в растворимые в воде карбонаты железа и кальция сопровождается осаждением последних на поверхности подземного оборудования скважины. Частицы песка и глины, совместно осаждаясь с кристаллами солей на трущейся поверхности деталей глубинного насоса, резко повышают их абразивный износ. Это приводит к ускоренному выходу из строя скважинных насосов и существенному снижению межремонтного периода их работы.Studies have found that of the many oil fields in Western Siberia, siderite (FeCO ₃ ) and calcite (CaCO ₃ ) are present in the rocks of the reservoir. These compounds serve as a cementitious substance for the parent rocks of reservoirs. The formation water of these deposits is saturated with dissolved carbon dioxide (CO ₂ ). When filtering formation water saturated with carbon dioxide, the formation rock cement is dissolved, as a result, water-soluble compounds are formed - iron and calcium bicarbonates, which, together with oil and formation water, are carried into the well. The transition of water-soluble bicarbonates to water-soluble carbonates of iron and calcium is accompanied by the deposition of the latter on the surface of the underground equipment of the well. Particles of sand and clay, together precipitating with salt crystals on the rubbing surface of the details of the deep pump, sharply increase their abrasive wear. This leads to an accelerated failure of downhole pumps and a significant reduction in the overhaul period of their operation.

Известно техническое решение (см. авт. свид. № 1832714, МПК С09К 7/08, Бюл. № 9, 1994), заключающееся в том, что удаление асфальто-смоло-парафиновых отложений осуществляют с помощью легких углеводородов, полученных гидроциклонированием путем закачки в нефтяную скважину.A technical solution is known (see auth. Certificate. No. 1832714, IPC С09К 7/08, Bull. No. 9, 1994), which consists in the fact that the removal of asphalt-resin-paraffin deposits is carried out using light hydrocarbons obtained by hydrocyclone by injection into oil well.

Недостаток - невозможность удаления солеотложений с глубиннонасосного оборудования нефтяных скважин.The disadvantage is the inability to remove scaling from the deep pumping equipment of oil wells.

Наиболее близким аналогом является способ повышения межремонтного периода работы глубиннонасосного оборудования добывающей скважины, осложненной солеотложениями, включающий закачку состава, содержащего ингибитор коррозии и воду (см. авт. свид. № 1148977, опублик. 07.04.1985).The closest analogue is a method of increasing the overhaul period of the deep pump equipment of a production well, complicated by scaling, including the injection of a composition containing a corrosion inhibitor and water (see ed. Certificate No. 1148977, published 07.04.1985).

Технический результат изобретения - повышение эффективности способа путем увеличения межремонтного периода работы добывающих скважин.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the method by increasing the overhaul period of production wells.

Технический результат достигается тем, что в способе повышения межремонтного периода работы глубиннонасосного оборудования добывающей скважины, осложненной солеотложениями, включающем закачку состава, содержащего ингибитор коррозии и воду, периодически осуществляют: предварительную очистку указанного оборудования от пленки нефти и отложений асфальто-смоло-парафинов - закачку органического растворителя в скважину, затем - удаление отложений солей железа с поверхности указанного оборудования - закачку состава, дополнительно содержащего соляную или уксусную кислоту и ингибитор солеотложений, в межтрубное пространство остановленной скважины, продавку в насос и выдержку 1,5-2,0 часа, указанный состав берут в объеме 5,0-5,5% от объема жидкости в скважине от динамического уровня до приема насоса, при следующем соотношении компонентов указанного состава, %:The technical result is achieved by the fact that in the method of increasing the overhaul period of the deep pump equipment of a producing well, complicated by scaling, including the injection of a composition containing a corrosion inhibitor and water, periodically carry out: preliminary cleaning of the specified equipment from an oil film and deposits of asphalt-resin-paraffins - injection of organic solvent into the well, then - removal of deposits of iron salts from the surface of the specified equipment - injection of the composition, additionally containing hydrochloric or acetic acid and a scale inhibitor into the annulus of a stopped well, pumping into a pump and holding for 1.5-2.0 hours, this composition is taken in the amount of 5.0-5.5% of the volume of fluid in the well from the dynamic level before receiving the pump, in the following ratio of components of the specified composition,%:

указанная кислотаspecified acid 2525 ингибитор коррозииcorrosion inhibitor 18eighteen ингибитор солеотложенийscale inhibitor 1717 водаwater 4040

Соотношение компонентов указанного состава дано в массовых %.The ratio of the components of the specified composition is given in mass%.

В качестве органического растворителя используют, например, «Миапром» или Сонпар-5402. В качестве ингибитора солеотложений используют, например, Сонсол 2001, Сонсол 2002а, СНПХ-1500. В качестве ингибитора коррозии - Рекорд-608, СОНКОР 9701. В качестве воды - пресную воду.As an organic solvent, for example, Miaprom or Sonpar-5402 are used. As a scale inhibitor, for example, Sonsol 2001, Sonsol 2002a, SNPCH-1500 are used. As a corrosion inhibitor - Record-608, SONKOR 9701. As water - fresh water.

В дальнейшем обработка скважины производится периодически в зависимости от интенсивности накопления солей, что контролируется по снижению дебита скважины, изменению динамического уровня жидкости в скважине, или по динамограмме.Subsequently, the treatment of the well is carried out periodically depending on the intensity of salt accumulation, which is controlled by reducing the flow rate of the well, changing the dynamic level of the fluid in the well, or by dynamogram.

В результате проведенных опытно-промысловых испытаний предложенных технологий и растворяющих композиций было установлено, что практически на всех обработанных скважинах произошло увеличение производительности, улучшились показатели работы и в 1,56 раза повысился межремонтный период осложненных скважин.As a result of pilot tests of the proposed technologies and solvent compositions, it was found that almost all the wells treated had an increase in productivity, performance was improved, and the overhaul period of complicated wells increased 1.56 times.

Пример конкретного выполнения. План работ по удалению солеотложений с поверхности подземного оборудования добывающей скважины № 2365 Ласьеганского месторождения ТПП «Лангепаснефтегаз»:An example of a specific implementation. The work plan for the removal of scaling from the surface of the underground equipment of the producing well No. 2365 of the Lasegansky field of the Langepasneftegaz TPP:

1. Эксплуатационная колонна - 146 мм1. Production column - 146 mm

2. Колонна спрессована на давлении Р=100 атм2. The column is compressed at a pressure of P = 100 atm

3. Искусственный забой 3022 м3. Artificial slaughter 3022 m

4. Текущий забой 3022 м4. The current face of 3022 m

5. Интервал перфорации 2947-2966 м5. The interval of perforation 2947-2966 m

6. Пластовое давление 286 атм6. Formation pressure 286 atm

7. Глубина спуска насоса 2360 м7. Depth of descent of the pump 2360 m

8. Динамический уровень 1950 м8. Dynamic level 1950 m

Последовательность проведения работ:Work sequence:

1. Лабораторными исследованиями устанавливают состав отложений солей, представленных карбонатами железа, кальция и магния, извлеченных с поверхности подземного оборудования при ремонте скважины.1. Laboratory studies establish the composition of salt deposits, represented by carbonates of iron, calcium and magnesium, extracted from the surface of underground equipment during well repair.

2. Расчет объемов рабочих растворов. Суммарный объем рабочих растворов составляет 5,5% от объема жидкости в затрубном пространстве скважины от динамического уровня (1950 м) до приема глубинного насоса (2360 м). Объем жидкости в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса скважины № 2365 составляет 5,04 м³. 5,5% от этого объема составляет объем рабочих растворов, т.е. 0,277 м³.2. The calculation of the volume of working solutions. The total volume of working solutions is 5.5% of the volume of fluid in the annulus of the well from the dynamic level (1950 m) to receiving the downhole pump (2360 m). The volume of fluid in the annulus from the dynamic level to the intake of the well pump No. 2365 is 5.04 m ³ . 5.5% of this volume is the volume of working solutions, i.e. 0.277 m ³ .

3. Расчет объема жидкости продавки. Объем жидкости продавки равен объему затрубного пространства от устья до приема насоса, т.е. 29 м³. В качестве жидкости продавки берут нефть.3. The calculation of the volume of liquid sales. The volume of the squeeze fluid is equal to the volume of the annulus from the mouth to the pump intake, i.e. 29 m ³ . Oil is used as a selling liquid.

4. Закачивают в затрубное пространство остановленной скважины 2,0 м³ органического растворителя Сонпар-5402.4. Injected into the annulus of a stopped well 2.0 m ^{3 of} organic solvent Sonpar-5402.

5. Закачивают в межтрубное пространство остановленной скважины состав, содержащий, мас.%: ингибитор солеотложений Сонсол 2001 17, ингибитор коррозии Рекорд-608 18, соляную кислоту 25, воду 40.5. Injected into the annulus of the stopped well a composition containing, wt.%: Scale inhibitor Sonsol 2001 17, corrosion inhibitor Record-608 18, hydrochloric acid 25, water 40.

6. Продавливают в насос указанный состав жидкостью продавки и выдерживают 1,5 часа. Пуск скважины в работу.6. Squeeze the specified composition into the pump with the squeezing liquid and stand for 1.5 hours. Start-up of a well.

Claims

A method for increasing the overhaul period of a deep well pumping equipment complicated by scaling, including injecting a composition containing a corrosion inhibitor and water, characterized in that the said equipment is periodically pre-cleaned of oil film and asphalt-resin-paraffin deposits - pumping an organic solvent into the well, then - removal of deposits of iron salts from the surface of the specified equipment - the injection of a composition additionally containing salt or vinegar acid and scale inhibitor into the annulus of a stopped well, pumping into a pump and holding for 1.5-2.0 hours, the specified composition is taken in the amount of 5.0-5.5% of the volume of fluid in the well from the dynamic level to the pump intake at the following ratio of components of the specified composition,%:
specified acid 25 corrosion inhibitor eighteen scale inhibitor 17 water 40