RU2438006C1 - Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells - Google Patents
Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2438006C1 RU2438006C1 RU2010115323/03A RU2010115323A RU2438006C1 RU 2438006 C1 RU2438006 C1 RU 2438006C1 RU 2010115323/03 A RU2010115323/03 A RU 2010115323/03A RU 2010115323 A RU2010115323 A RU 2010115323A RU 2438006 C1 RU2438006 C1 RU 2438006C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- coolant
- produced fluid
- temperature
- flow
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче жидкости с высоким содержанием парафинов, приводящих к образованию отложений на внутренних поверхностях насосно-компрессорных труб.The present invention relates to the oil industry and can be used in the extraction of liquids with a high paraffin content, leading to the formation of deposits on the inner surfaces of tubing.
Известен способ борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазовых скважинах путем очистки внутренней поверхности насосно-компрессорных труб с помощью скребков (см. патент РФ №2252309, Е21В 37/02 от 26.07.2004 г.).A known method of combating paraffin deposits in oil and gas wells by cleaning the inner surface of the tubing with the help of scrapers (see RF patent No. 2252309, ЕВВ 37/02 dated July 26, 2004).
Однако при использовании скребков возникают осложнения, связанные с их обрывами, поэтому для извлечения скребка приходится поднимать трубы, что ведет к излишним остановкам скважин и потерям в добыче нефти.However, when using scrapers, complications arise associated with their breakage, so pipes have to be lifted to remove the scraper, which leads to unnecessary shutdowns of the wells and losses in oil production.
Известен способ борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазовых скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами, путем дозированной подачи химического реагента на прием насоса или интервал перфорации скважины через капиллярную трубку специального кабеля, спущенного на насосно-компрессорных трубах и размещенного в затрубном пространстве (см. патент РФ 2302513, Е21В 37/06 от 17.05.2007).There is a method of combating paraffin deposits in oil and gas wells equipped with electric centrifugal pumps by dosing a chemical reagent to receive a pump or a hole perforation interval through a capillary tube of a special cable lowered on tubing and placed in the annulus (see RF patent 2302513, ЕВВ 37/06 dated 05/17/2007).
Недостатком всех способов с использованием химических реагентов является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.The disadvantage of all methods using chemical reagents is the difficulty in selecting an effective reagent associated with a constant change in operating conditions during the development of the field.
Известен способ борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазовых скважинах с помощью устройства, обеспечивающего нагрев добываемой жидкости, установленного снаружи насосно-компрессорных труб с помощью специальных поясов (см. патент РФ 2305172, Е21В 36/04 от 10.01.2006 г.). Устройство представляет собой саморегулирующийся нагреватель, выполненный в виде кабельной линии с автоматизированной системой управления его работой.A known method of dealing with paraffin deposits in oil and gas wells using a device that provides heating of the produced fluid, installed outside the tubing using special belts (see RF patent 2305172, ЕВВ 36/04 from 01/10/2006). The device is a self-regulating heater, made in the form of a cable line with an automated control system for its operation.
Недостатком данного способа является непроизводительный расход электроэнергии, так как часть мощности кабельной линии затрачивается на неэффективный обогрев затрубного пространства.The disadvantage of this method is the unproductive energy consumption, as part of the cable line power is spent on inefficient heating of the annulus.
Также известен способ борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазовых скважинах, включающий спуск в насосно-компрессорные трубы (НКТ) устройства, для нагрева добываемой жидкости, принятый авторами за прототип (см. патент РФ №2158819, Е21В 37/00 от 14.11.1997 г.). Устройство представляет собой нагревательный кабель со станцией управления его работой. Согласно изобретению регулируют режим нагрева кабеля таким образом, чтобы температура по всей длине поверхности кабеля в скважине была на 5-30% выше температуры плавления парафина, причем температура выходящего потока продукта из скважины была не менее чем на 15°С выше минимальной температуры выходящего потока продукта без подогрева, и контролируют режим работы скважины по дебиту и по температуре выходящего потока продукта.Also known is a method of combating paraffin deposits in oil and gas wells, including the descent into the tubing of a device for heating the produced fluid, adopted by the authors as a prototype (see RF patent No. 2158819, ЕВВ 37/00 dated 11/14/1997 ) The device is a heating cable with a control station for its operation. According to the invention, the heating mode of the cable is regulated so that the temperature along the entire length of the cable surface in the well is 5-30% higher than the melting point of paraffin, and the temperature of the product outlet stream from the well is at least 15 ° C above the minimum temperature of the product outlet stream without heating, and control the mode of operation of the well in terms of flow rate and temperature of the output stream of the product.
Недостатком данного способа является медленное распространение тепла за счет теплопроводности по жидкости, движущейся по НКТ. Все выпускаемые кабели основаны на резистивном способе нагрева, т.е. выделении тепла электрическими проводниками при протекании по ним электрического тока, которое осуществляется через тепловое сопротивление изоляции кабеля и, как результат, возникают ограничения по температуре нагрева кабеля, определяемые материалом изоляции. Опытно-промысловые испытания таких нагревательных кабелей показали, что поддержание температуры нагрева кабеля выше температуры плавления парафина не всегда оказывает ожидаемое влияние на температуру потока жидкости. В некоторых скважинах со временем, даже при работе нагревательного кабеля внутри НКТ, внутреннее сечение НКТ практически полностью перекрывается парафиновыми отложениями.The disadvantage of this method is the slow spread of heat due to thermal conductivity through the fluid moving along the tubing. All manufactured cables are based on a resistive heating method, i.e. heat generation by electrical conductors during the flow of electric current through it, which is carried out through the thermal resistance of the cable insulation and, as a result, there are restrictions on the heating temperature of the cable, determined by the insulation material. Field trials of such heating cables have shown that maintaining the heating temperature of the cable above the melting point of paraffin does not always have the expected effect on the temperature of the fluid flow. In some wells, over time, even when the heating cable is operating inside the tubing, the inner section of the tubing is almost completely blocked by paraffin deposits.
Еще одним недостатком таких конструкций нагревательных кабелей является уменьшение сечения изоляции кабеля в его верхней части в процессе работы при больших глубинах спуска, что может привести к обрыву кабеля.Another disadvantage of such designs of heating cables is the reduction of the cable insulation cross section in its upper part during operation at large depths of descent, which can lead to cable breakage.
Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности способа за счет активизации процесса нагрева добываемой жидкости независимо от условий движения потока жидкости в скважине с одновременным упрощением осуществления способа.The objective of the present invention is to increase the efficiency of the method by activating the process of heating the produced fluid, regardless of the conditions of movement of the fluid flow in the well while simplifying the implementation of the method.
Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазовых скважинах осуществляют спуск в насосно-компрессорные трубы устройства для нагрева добываемой жидкости.This object is achieved by the fact that in the inventive method of controlling paraffin deposits in oil and gas wells, a device for heating the produced fluid is lowered into the tubing.
Существенными отличительными признаками заявляемого изобретения являются:The salient features of the claimed invention are:
- используют в качестве устройства для нагрева добываемой жидкости технологическую колонну с обратным клапаном на конце;- use as a device for heating the produced fluid technological column with a check valve at the end;
- спускают технологическую колонну на глубину ниже начала отложения парафинов на стенках труб;- lower the process string to a depth below the start of paraffin deposition on the pipe walls;
- закачивают в колонну теплоноситель при работающей скважине, осуществляя ввод теплоносителя в поток добываемой жидкости до достижения добываемой жидкостью температуры на устье скважины не ниже температуры плавления парафина;- pump coolant into the column while the well is operating, introducing the coolant into the flow of the produced fluid until the temperature of the produced fluid reaches the wellhead not lower than the paraffin melting temperature;
- осуществляют закачку теплоносителя циклически или постоянно;- carry out the injection of the coolant cyclically or continuously;
- определяют начало каждого цикла при циклической закачке теплоносителя по увеличению давления на приеме насоса и снижению дебита скважины по сравнению с установившимися значениями давления и дебита при работе скважины на технологическом режиме;- determine the beginning of each cycle during cyclic injection of the coolant by increasing the pressure at the pump inlet and reducing the flow rate of the well in comparison with the steady-state values of pressure and flow rate during operation of the well in technological mode;
- в качестве теплоносителя используют, например пар, горячую воду и другие реагенты или их комбинации;- as a heat carrier, for example, steam, hot water and other reagents or combinations thereof are used;
- устанавливают на конце технологической колонны перед обратным клапаном потокоотклоняющее устройство.- install a flow deflector at the end of the process column in front of the check valve.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает создание благоприятных условий для нагрева добываемой жидкости за счет активного тепломассообмена, благодаря выходу через обратный клапан теплоносителя в поток добываемой жидкости, а также передачи тепла от потока теплоносителя через стенки технологической колонны. Таким образом, независимо от дебита скважины, газового фактора, то есть условий движения добываемой жидкости по стволу скважины, а также свойств добываемой жидкости происходит равномерное распределение тепла по всему сечению НКТ с глубины спуска технологической колонны до устья скважины. Закачка теплоносителя может быть осуществлена как циклически, так и постоянно, при этом при циклической закачке теплоносителя благодаря высоким температурам нагрева теплоносителя вплоть до 150-350°С даже при отложении парафинов на стенках НКТ создается необходимый температурный режим для его расплавления и, соответственно, выноса на поверхность. При прекращении закачки теплоносителя в скважину обратный клапан, установленный на конце технологической колонны, предотвращает попадание в технологическую колонну добываемой жидкости и возможность запарафинивания колонны. Расход закачиваемого теплоносителя определяют из решения уравнения теплового баланса - потери тепла в НКТ от глубины с температурой ниже начала отложения парафинов на стенках труб должны компенсироваться теплом, вносимым теплоносителем. Поэтому расчетный расход теплоносителя позволяет сохранить необходимую температуру потока добываемой жидкости в НКТ для расплавления парафиновых отложений и поддерживать ее на устье скважины не ниже температуры плавления парафинов. В процессе промысловых испытаний также установлено, что при решении проблемы борьбы с парафиновыми отложениями не возникает и проблем с образованием асфальтовых и смолистых отложений, которые, как правило, наслаиваются на парафиновые отложения, образуя "сэндвичевые" структуры.The specified set of essential features ensures the creation of favorable conditions for heating the produced fluid due to active heat and mass transfer, due to the output of the coolant through the check valve into the produced fluid, as well as heat transfer from the coolant flow through the walls of the process column. Thus, regardless of the flow rate of the well, the gas factor, that is, the conditions of movement of the produced fluid along the wellbore, as well as the properties of the produced fluid, a uniform distribution of heat occurs over the entire cross-section of the tubing from the depth of descent of the process string to the wellhead. The coolant can be injected both cyclically and continuously, while during the cyclical injection of the coolant due to the high heating temperatures of the coolant up to 150-350 ° C, even with the deposition of paraffins on the walls of the tubing, the necessary temperature regime is created for its melting and, accordingly, removal to surface. When the coolant is not pumped into the well, a check valve installed at the end of the process string prevents the production fluid from entering the process string and the possibility of waxing the string. The flow rate of the injected coolant is determined from the solution of the heat balance equation - the heat loss in the tubing from a depth with a temperature below the onset of paraffin deposition on the pipe walls should be compensated by the heat introduced by the coolant. Therefore, the estimated coolant flow rate allows you to save the required temperature of the produced fluid stream in the tubing to melt the paraffin deposits and keep it at the wellhead not lower than the paraffin melting temperature. During field trials, it was also found that when solving the problem of controlling paraffin deposits, there are no problems with the formation of asphalt and tar deposits, which, as a rule, are layered on paraffin deposits, forming "sandwich" structures.
Способ предусматривает также возможность использования комбинации теплоносителя с химическими реагентами для удаления парафиновых отложений, что позволяет в еще большей степени повысить эффективность очистки НКТ.The method also provides for the possibility of using a combination of a heat carrier with chemical reagents to remove paraffin deposits, which makes it possible to further increase the efficiency of tubing cleaning.
Предлагаемый способ может быть реализован как при фонтанной эксплуатации, так и при использовании глубинно-насосного оборудования, причем при использовании штанговых глубинных насосов (ШГН) и штанговых винтовых насосов (ШВН) в качестве технологической колонны используют полые штанги со встроенным обратным клапаном, расположенным на глубине ниже начала отложения парафинов на стенках НКТ.The proposed method can be implemented both in fountain operation and in the use of deep pumping equipment, and when using sucker rod pumps (SHG) and sucker rod pumps (SHV), hollow rods with a built-in check valve located at a depth are used as a process column below the onset of paraffin deposition on tubing walls.
Таким образом, заявляемый способ обеспечивает необходимый температурный режим добываемой жидкости по всему сечению НКТ с заданной глубины до устья скважины независимо от условий движения потока добываемой жидкости в скважине и, как результат, позволяет предотвратить возможность образования парафиновых отложений в нефтегазовых скважинах, так и расплавить их в случае образования, при этом осуществление способа существенно проще, так как технологическая колонна и обратный клапан не требуют технического обслуживания в процессе работы скважины.Thus, the inventive method provides the necessary temperature control of the produced fluid over the entire cross-section of the tubing from a given depth to the wellhead, regardless of the flow conditions of the produced fluid in the well and, as a result, prevents the possibility of formation of paraffin deposits in oil and gas wells, and melt them into case of formation, while the implementation of the method is much simpler, since the process column and check valve do not require maintenance during operation kvazhiny.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области, так как применяемые в промысловой практике различные вариации закачки в скважины теплоносителя, например пара или горячей воды, или горячей нефти не позволяют достигнуть указанный заявителем технический результат. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.The claimed combination of essential features is not known to us from the prior art, therefore, the claimed invention is new. The claimed distinguishing features of the invention are not obvious to the average person skilled in the art, since various variations of pumping coolant, for example steam or hot water, or hot oil, used in commercial practice, do not allow achieving the technical result indicated by the applicant. In this regard, we believe that the claimed invention has an inventive level. The invention is industrially applicable since the available equipment and technology developed by us, allow us to fully implement the method.
На схеме представлена конструкция скважины для реализации способа с технологической колонной при эксплуатации скважины, например электроцентробежным насосом.The diagram shows the design of the well for implementing the method with the process column during well operation, for example, by an electric centrifugal pump.
Способ осуществляют следующим образом. В добывающую скважину 1 на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 2 спускают насос 3. В насосно-компрессорные трубы 2 спускают технологическую колонну 4 с установленным на конце обратным клапаном 5 на глубину ниже начала отложения парафинов на стенках НКТ. На выкидной линии 6 скважины устанавливают устройство 7 для замера температуры потока добываемой жидкости, например датчик температуры. Предварительно в лабораторных условиях определяют для нефтей различных месторождений по отобранным пробам температуру насыщения нефти парафинами, соответствующую температуре начала отложения парафинов в соответствии с термобарическими условиями скважины, и температуру плавления парафинов при атмосферном давлении, а по результатам термометрии определяют температуру по глубине скважины, что позволяет определить глубину начала отложений парафинов на стенках НКТ. При проведении предыдущих ремонтов скважин глубину начала отложения парафинов определяют по результатам подъема внутрискважинного оборудования. Технологическая колонна 4 представляет собой полую трубу, которая может быть собрана, например, из полых штанг, соединенных между собой, например, с помощью муфт или, например, выполнена в виде колонны полых гибких труб. При эксплуатации скважины, например штанговым глубинным насосом в качестве технологической колонны используют полые штанги со встроенным обратным клапаном 5, расположенным на глубине ниже начала отложения парафинов на стенках НКТ. Для осуществления способа на конце технологической колонны могут быть установлены как проходные обратные клапаны, когда теплоноситель из корпуса имеет то же направление, что и на входе, так и угловые обратные клапаны, когда направление потока теплоносителя на выходе перпендикулярно к направлению потока добываемой жидкости, что обеспечивает наиболее равномерное распределение теплоносителя по потоку добываемой жидкости. Возможен вариант установки в технологической колонне перед обратным клапаном потокоотклоняющего устройства (на схеме не показано) для изменения направления движения закачиваемого теплоносителя относительно потока добываемой жидкости, например по движению потока, что способствует подъему добываемой жидкости по НКТ или под различными углами к направлению потока добываемой жидкости для уменьшения гидравлических сопротивлений, препятствующих движению добываемой жидкости по НКТ.The method is as follows. A pump 3 is lowered into a production well 1 on tubing (tubing) 2. A process string 4 is lowered into the tubing 2 with a check valve 5 installed at the end to a depth below the onset of paraffin deposition on the tubing walls. On the flow line 6 of the well, a device 7 is installed for measuring the temperature of the flow of produced fluid, for example, a temperature sensor. Preliminarily, in laboratory conditions, the temperature of oil saturation with paraffins corresponding to the temperature at which deposition of paraffins in accordance with the thermobaric conditions of the well and the melting temperature of paraffins at atmospheric pressure are determined for the oils of various fields from selected samples, and the temperature from the depth of the well is determined by thermometry depth of onset of paraffin deposits on tubing walls. During previous well repairs, the depth of the onset of paraffin deposition is determined by the results of the uphole equipment lifting. Technological column 4 is a hollow pipe, which can be assembled, for example, from hollow rods connected to each other, for example, using couplings or, for example, made in the form of a column of hollow flexible pipes. When operating a well, for example, with a sucker rod pump, hollow rods with an integrated check valve 5 located at a depth below the onset of paraffin deposition on the tubing walls are used as a process column. To implement the method at the end of the casing can be installed as check valves, when the coolant from the body has the same direction as the inlet, and angle check valves when the flow direction of the coolant at the outlet is perpendicular to the direction of flow of the produced fluid, which ensures the most uniform distribution of the coolant along the flow of the produced fluid. It is possible to install a flow deflecting device in the production string in front of the non-return valve (not shown in the diagram) to change the direction of movement of the injected coolant relative to the flow of produced fluid, for example, along the flow of flow, which helps to lift the produced fluid along the tubing or at various angles to the direction of flow of the produced fluid for reduce hydraulic resistance that impedes the movement of the produced fluid through the tubing.
После пуска скважины в эксплуатацию и выхода ее на установившийся технологический режим фиксируют для каждой скважины установившийся дебит и установившееся давление на приеме насоса. Информация о дебитах скважин и давлениях на приеме насоса по каждой скважине ежедневно фиксируется на диспетчерском пункте оператора. При увеличении давления на приеме насоса выше установившегося давления и снижении дебита скважины ниже установившегося дебита на скважину направляют передвижную паровую установку ППУ, смонтированную на автомобиле. Осуществляют закачку теплоносителя, например горячей воды или пара в технологическую колонну работающей скважины, обеспечивая ввод теплоносителя в поток добываемой жидкости до достижения добываемой жидкостью температуры на устье скважины не ниже температуры плавления парафинов. Длительность дальнейшей закачки теплоносителя зависит от физико-химических свойств добываемой жидкости, определяется опытным путем и может составить, например от 0 до 60 минут. Создание такого температурного режима в скважине позволит расплавить парафиновые отложения на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб. При получении достаточных данных по частоте и времени обработки скважин теплоносителем и установлении статистической зависимости возможен вариант разработки графика выезда ППУ на каждую скважину для борьбы с парафиновыми отложениями. Для кустов скважин, добывающих высокопарафинистую нефть с запарафиниванием проходного сечения насосно-компрессорных труб в течение нескольких часов, например от 2 до 5 часов, когда возникают практические сложности с фиксацией увеличения давления на приеме насоса и снижения дебита скважины ниже установившихся параметров при работе скважины на технологическом режиме из-за краткосрочности этих процессов, осуществляют постоянную закачку теплоносителя в скважину. Возможен вариант закачки теплоносителя в часть скважин постоянно, а в часть скважин циклически с интервалом в несколько часов, например через 2-5 часов с корректировкой интервала закачки рабочего агента в зависимости от фактических данных по времени запарафинивания проходного сечения насосно-компрессорных труб.After putting the well into operation and putting it into steady state, the steady flow rate and steady state pressure at the pump intake are recorded for each well. Information on well flow rates and pump intake pressures for each well is recorded daily at the operator's control room. When the pressure at the pump intake is higher than the steady-state pressure and the well flow rate decreases below the steady-state flow rate, the mobile steam unit PPU mounted on the car is sent to the well. A coolant, for example, hot water or steam, is pumped into the production casing of a working well, ensuring that the coolant enters the flow of the produced fluid until the temperature of the produced fluid reaches the wellhead not lower than the paraffin melting temperature. The duration of further coolant injection depends on the physicochemical properties of the produced fluid, is determined empirically and can be, for example, from 0 to 60 minutes. Creating such a temperature regime in the well will allow melt paraffin deposits on the inner surface of the tubing. Upon obtaining sufficient data on the frequency and time of processing the wells with coolant and establishing a statistical relationship, it is possible to develop a schedule for the PUF exit for each well to combat paraffin deposits. For well clusters that produce high-paraffin oil with paraffinization of the bore of the tubing for several hours, for example, from 2 to 5 hours, when there are practical difficulties in fixing the increase in pressure at the pump intake and lowering the flow rate of the well below the established parameters when operating the well at the technological mode due to the short-term nature of these processes, carry out a constant injection of coolant into the well. It is possible to pump the coolant constantly into part of the wells, and cyclically into part of the wells cyclically with an interval of several hours, for example, after 2-5 hours, with the adjustment of the interval for pumping the working agent depending on the actual data on the time of waxing the passage section of the tubing.
В качестве теплоносителя используют, например горячую воду, пар, и другие реагенты или их комбинации. Способ позволяет также обеспечить, при необходимости ввод реагентов, влияющих на физико-химические и(или) другие свойства добываемых жидкостей, как совместно с теплоносителем, так и отдельно. Добываемая жидкость, смешанная с теплоносителем из НКТ 2 поступает в выкидную линию 6, по которой транспортируется до установки подготовки нефти или дожимной насосной станции. Расплавленный парафин выносится потоком жидкости на поверхность, при этом тепла хватает для расплавления парафина и в выкидной линии скважины. Процесс добычи нефти происходит непрерывно.As the heat carrier, for example, hot water, steam, and other reagents or combinations thereof are used. The method also allows you to provide, if necessary, the introduction of reagents that affect the physico-chemical and (or) other properties of the produced fluids, both in conjunction with the coolant, and separately. The produced liquid mixed with the coolant from the tubing 2 enters the flow line 6, which is transported to the oil treatment unit or booster pump station. The molten paraffin is carried out by the fluid flow to the surface, while there is enough heat to melt the paraffin in the flow line of the well. The oil production process is ongoing.
Расход теплоносителя определяют из решения уравнения теплового баланса. Расчет позволяет определить необходимое количество теплоносителя, например горячей воды или пара, закачка которого в технологическую колонну обеспечит температуру добываемой жидкости на устье скважины не ниже температуры плавления парафинов. Количество тепла Qкол, вносимое теплоносителем по технологической колонне или полым штангам, должно компенсировать теплопотери по стволу скважины (Qпот), и обеспечить температуру на устье скважины не ниже температуры плавления парафинов (Qпл).The flow rate of the coolant is determined from the solution of the heat balance equation. The calculation allows you to determine the required amount of coolant, for example hot water or steam, the injection of which into the production string will ensure the temperature of the produced fluid at the wellhead is not lower than the melting temperature of paraffins. The amount of heat Qcol introduced by the coolant through the process string or hollow rods should compensate for heat loss along the wellbore (Qpot), and ensure the temperature at the wellhead is not lower than the paraffin melting temperature (Qpl).
Qкол=Qпот+Qпл.Qcol = Qpot + Qpl.
Потери тепла по стволу скважины от глубины спуска технологической колонны или отверстий полых штанг до устья определяют по формуле:Heat loss along the wellbore from the depth of descent of the production string or holes of hollow rods to the mouth is determined by the formula:
Qпот=СжGж(Тн-Туст),Qpot = SzhGzh (Tn-Tust),
где Сж - теплоемкость добываемой жидкости; Gж - расход добываемой жидкости по стволу скважины (дебит жидкости); Тн, Туст - температура на глубине спуска технологической колонны или выполнения отверстий в полых штангах, то есть на глубине ниже отложений парафинов на стенках НКТ и на устье скважины.where Sj is the heat capacity of the produced fluid; Gzh - flow rate of produced fluid along the wellbore (fluid flow rate); Tn, Tust - temperature at the depth of the descent of the process column or the holes in the hollow rods, that is, at a depth below the paraffin deposits on the tubing walls and at the wellhead.
Количество тепла для обеспечения требуемого значения температуры на устье скважины определяют по формуле:The amount of heat to ensure the required temperature at the wellhead is determined by the formula:
Qпл=СжGж(Тпл-Тн),Qpl = SzhGzh (Tpl-Tn),
где Тпл - температура плавления парафина.where Tm is the melting point of paraffin.
При закачке горячей воды, внесенное количество тепла определяют по формуле:When injecting hot water, the amount of heat introduced is determined by the formula:
Qкол=СвGв(Тв-Тпл),Qcol = SvGv (Tv-Tpl),
где Тв - температура закачиваемой воды; Gв - расход воды по технологической колонне или полым штангам; Св - теплоемкость воды.where Tv is the temperature of the injected water; Gв - water flow through the process column or hollow rods; St is the heat capacity of water.
Из условия равенства вносимого тепла, потерь тепла и достижения требуемой температуры добываемой жидкости на устье скважины определяют расход воды:From the condition of equality of the introduced heat, heat loss and reaching the required temperature of the produced fluid at the wellhead, the water flow rate is determined:
СвGв(Тв-Тпл)=СжGж(Тн-Туст)+СжGж(Тпл-Тн).SvGv (Tv-Tpl) = SzhGzh (Tn-Tust) + SzhGzh (Tpl-Tn).
После преобразований получаем:After the transformations we get:
СвGв(Тв-Тпл)=СжGж(Тпл-Туст).SvGv (Tv-Tpl) = SzhGzh (Tpl-Tust).
Из полученного уравнения определяем требуемый расход воды:From the obtained equation we determine the required water flow:
При закачке пара, внесенное количество тепла определяют по формуле:When steam is injected, the amount of heat introduced is determined by the formula:
Qкол=Gп[(RпX+Св(Тп-Тпл)],Qcol = Gp [(RpX + Cb (Tn-Tm)],
где Тп - температура закачиваемого пара; Gп - расход пара по технологической колонне или полым штангам; Rп - теплота парообразования; Х - сухость пара.where Tp is the temperature of the injected steam; Gp - steam flow through the process column or hollow rods; Rп - heat of vaporization; X - dry steam.
Количество закачиваемого пара определяют из решения уравнения:The amount of injected steam is determined from the solution of the equation:
Gп[(RпX+Св(Тп-Тпл)]=СжGж(Тпл-Туст)Gp [(RpX + Sv (Tp-Tm)] = SzhGzh (Tm-Tust)
Таким образом, предлагаемый способ, обеспечивая поддержание температуры добываемой жидкости на устье скважины не ниже температуры плавления парафинов позволяет поддерживать необходимую температуру жидкости по всему сечению ствола НКТ вдоль технологической колонны для расплавления парафиновых отложений.Thus, the proposed method, ensuring that the temperature of the produced fluid at the wellhead is not lower than the melting point of paraffins, allows you to maintain the required fluid temperature over the entire cross section of the tubing along the process string for melting paraffin deposits.
Расчет расхода реагентов, влияющих на физико-химические и(или) другие свойства добываемых жидкостей, вводимых как совместно с теплоносителем, так и отдельно выполняют индивидуально для каждого типа реагента.Calculation of the consumption of reagents affecting the physicochemical and (or) other properties of the produced fluids, introduced both in conjunction with the coolant, and separately performed individually for each type of reagent.
Заявленный способ может быть реализован на Южно-Терехевейском нефтяном месторождении. Скважина эксплуатируется насосом ЭЦН5А-250-1200 спущенным на глубину 1387 м на НКТ диаметром 114 мм. Температура добываемой жидкости на приеме насоса 42,83°С. Содержание парафина в нефти по массе 8,46%. По результатам подъема внутрискважинного оборудования при проведении предыдущих ремонтов установлено, что начало отложений парафинов на стенках НКТ соответствует глубине 850 м. Технологическую колонну спускаем ниже начала отложений парафинов и принимаем ее равной 900 м. Обводненность продукции: В=0,07 доли ед. Плотность нефти: ρн=782 кг/м3, воды ρв=1120 кг/м3. Теплоемкость: нефти - Сн=2100 Дж/кг°С, воды - Св=4182 Дж/кг°С. Объемный дебит жидкости по скважине: Vж=268 м3/сут. Температура плавления парафинов: Тпл=53°С. Температура добываемой жидкости на устье скважины: Туст=22,32°С и температура в скважине на глубине спуска технологической колонны Тн=32,45°С определены по результатам термометрии по скважине, приведенным в таблице:The claimed method can be implemented at the South Terekheveiskoye oil field. The well is operated by an ETsN5A-250-1200 pump launched to a depth of 1387 m on a tubing with a diameter of 114 mm. The temperature of the produced fluid at the pump intake is 42.83 ° C. The paraffin content in oil by weight is 8.46%. According to the results of lifting the downhole equipment during previous repairs, it was found that the beginning of paraffin deposits on the tubing walls corresponds to a depth of 850 m. We lower the technological column below the beginning of paraffin deposits and take it equal to 900 m. Water cut: B = 0.07 fractions of unit. Density of oil: ρn = 782 kg / m 3 , water ρv = 1120 kg / m 3 . Heat capacity: oil - Sn = 2100 J / kg ° С, water - St. = 4182 J / kg ° С. Volumetric fluid flow rate in the well: Vzh = 268 m 3 / day. Paraffin melting point: mp = 53 ° C. The temperature of the produced fluid at the wellhead: Tust = 22.32 ° C and the temperature in the well at the depth of the descent of the process column Tn = 32.45 ° C are determined by the results of thermometry for the well, shown in the table:
Плотность добываемой жидкости:The density of the produced fluid:
ρж-ρн(1-В)+ρвВ=782*(1-0,07)+1120*0,07=805,7 кг/м3.ρж-ρн (1-В) + ρвВ = 782 * (1-0.07) + 1120 * 0.07 = 805.7 kg / m 3 .
Массовый расход жидкости:Mass flow rate:
Gж=Vжρж/86400=268*805,7/86400=2,5 кг/с.Gzh = Vzhrzh / 86400 = 268 * 805.7 / 86400 = 2.5 kg / s.
Теплоемкость жидкости:Heat capacity of the liquid:
Выполним расчет расхода горячей воды для поддержания температуры добываемой жидкости на устье скважины не ниже температуры плавления парафинов для данных условий.Let us calculate the consumption of hot water to maintain the temperature of the produced fluid at the wellhead not lower than the melting temperature of paraffins for these conditions.
Принимаем, что в технологическую колонну закачивают горячую воду с температурой Тв=150°С. Требуемый расход горячей воды составит:We accept that hot water with a temperature Tv = 150 ° C is pumped into the process column. The required consumption of hot water will be:
Таким образом, закачка горячей воды с температурой Тв=150°С с расходом 37,6 т/сут обеспечит достижение потоком добываемой жидкости температуры на устье скважины не ниже температуры плавления парафинов, равной 53°С, и обеспечит расплавление отложений парафинов внутри НКТ.Thus, the injection of hot water with a temperature of Tv = 150 ° C with a flow rate of 37.6 t / day will ensure that the flow of the produced fluid at the wellhead is not lower than the melting temperature of paraffins equal to 53 ° C and will ensure the melting of paraffin deposits inside the tubing.
Выполним расчет расхода насыщенного водяного пара для поддержания температуры добываемой жидкости на устье скважины не ниже температуры плавления парафинов для условий этой же скважины.Let us calculate the flow rate of saturated water vapor to maintain the temperature of the produced fluid at the wellhead not lower than the melting temperature of paraffins for the conditions of the same well.
Принимаем, что в качестве теплоносителя используют насыщенный пар с давлением на устье скважины 10 МПа, что соответствует температуре насыщенного пара Тп=311°С, сухостью Х=0,7 и теплотой парообразования R=1315,8*103 Дж/кг.We assume that saturated steam with a pressure at the wellhead of 10 MPa is used as a heat carrier, which corresponds to a saturated steam temperature Tn = 311 ° C, dryness X = 0.7, and heat of vaporization R = 1315.8 * 10 3 J / kg.
Требуемый расход пара составит:The required steam flow rate is:
Таким образом, закачка насыщенного пара с вышеуказанными параметрами с расходом 7,8 т/сут обеспечит достижение потоком добываемой жидкости температуры на устье скважины не ниже температуры плавления парафинов, равной 53°С, и обеспечит расплавление отложений парафинов внутри НКТ. Длительность дальнейшей закачки теплоносителя зависит от физико-химических свойств добываемой жидкости, определяется опытным путем и может составить, например от 0 до 60 минут.Thus, the injection of saturated steam with the above parameters with a flow rate of 7.8 tons / day will ensure that the flow of the produced fluid reaches the temperature at the wellhead not lower than the melting point of paraffins equal to 53 ° C and will ensure the melting of paraffin deposits inside the tubing. The duration of further coolant injection depends on the physicochemical properties of the produced fluid, is determined empirically and can be, for example, from 0 to 60 minutes.
Таким образом, заявляемый способ борьбы с парафиновыми отложениями обеспечивает повышение эффективности за счет активизации процесса нагрева добываемой жидкости в работающей скважине независимо от условий движения потока жидкости в скважине с одновременным упрощением его осуществления.Thus, the claimed method of combating paraffin deposits provides an increase in efficiency by activating the process of heating the produced fluid in a working well, regardless of the conditions of movement of the fluid flow in the well, while simplifying its implementation.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010115323/03A RU2438006C1 (en) | 2010-04-09 | 2010-04-09 | Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010115323/03A RU2438006C1 (en) | 2010-04-09 | 2010-04-09 | Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010115323A RU2010115323A (en) | 2011-10-20 |
| RU2438006C1 true RU2438006C1 (en) | 2011-12-27 |
Family
ID=44998938
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010115323/03A RU2438006C1 (en) | 2010-04-09 | 2010-04-09 | Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2438006C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494231C1 (en) * | 2012-04-19 | 2013-09-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Dewaxing method of oil producing well |
| RU2713060C1 (en) * | 2019-03-26 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Thermal method of cleaning producer and downhole equipment from fusible deposits |
| RU2729303C1 (en) * | 2019-11-12 | 2020-08-05 | Владислав Юрьевич Никулин | Fluid flow heating method in oil well |
| RU2731763C1 (en) * | 2020-05-21 | 2020-09-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of cleaning from paraffin deposits in well |
| RU2753290C1 (en) * | 2021-02-10 | 2021-08-12 | Общество с ограниченной ответственностью «АСДМ-Инжиниринг» | Method and system for combating asphalt-resin-paraffin and/or gas hydrate deposits in oil and gas wells |
| RU220391U1 (en) * | 2022-12-09 | 2023-09-12 | Акционерное общество "Зарубежнефть" (АО "Зарубежнефть") | Double-lift arrangement of pump and compressor pipes for combating asphalt, resin and paraffin deposits using the thermal method |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111855513A (en) * | 2019-04-29 | 2020-10-30 | 中国石油化工股份有限公司 | Experimental device for be used for simulating wax deposit |
-
2010
- 2010-04-09 RU RU2010115323/03A patent/RU2438006C1/en active
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494231C1 (en) * | 2012-04-19 | 2013-09-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Dewaxing method of oil producing well |
| RU2713060C1 (en) * | 2019-03-26 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Thermal method of cleaning producer and downhole equipment from fusible deposits |
| RU2729303C1 (en) * | 2019-11-12 | 2020-08-05 | Владислав Юрьевич Никулин | Fluid flow heating method in oil well |
| RU2731763C1 (en) * | 2020-05-21 | 2020-09-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of cleaning from paraffin deposits in well |
| RU2753290C1 (en) * | 2021-02-10 | 2021-08-12 | Общество с ограниченной ответственностью «АСДМ-Инжиниринг» | Method and system for combating asphalt-resin-paraffin and/or gas hydrate deposits in oil and gas wells |
| RU220391U1 (en) * | 2022-12-09 | 2023-09-12 | Акционерное общество "Зарубежнефть" (АО "Зарубежнефть") | Double-lift arrangement of pump and compressor pipes for combating asphalt, resin and paraffin deposits using the thermal method |
| RU2808108C1 (en) * | 2023-06-15 | 2023-11-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for supplying reagent to well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010115323A (en) | 2011-10-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2438006C1 (en) | Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| EP2646646B1 (en) | Method and apparatus for thermally treating an oil reservoir | |
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| US9322255B2 (en) | Device and method for the recovery, in particular in-situ recovery, of a carbonaceous substance from subterranean formations | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| CA2867873C (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| CA2864646C (en) | Toe connector between producer and injector wells | |
| CN112780232B (en) | Pressure-control heat-insulation exploitation system for hot dry rock | |
| CN104453805A (en) | Method for quickly starting heavy oil reservoir steam assisted gravity drainage | |
| RU2410534C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| CA2926346C (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2582363C1 (en) | Method for thermal effect on bottomhole formation zone with high-viscosity oil and device therefor | |
| RU2583469C1 (en) | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2514044C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2254461C1 (en) | Well operation method | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2689102C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
| RU2393346C1 (en) | Hydrocarbon extraction method | |
| RU2431746C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |