RU2445448C1 - Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column - Google Patents
Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column Download PDFInfo
- Publication number
- RU2445448C1 RU2445448C1 RU2010142528/03A RU2010142528A RU2445448C1 RU 2445448 C1 RU2445448 C1 RU 2445448C1 RU 2010142528/03 A RU2010142528/03 A RU 2010142528/03A RU 2010142528 A RU2010142528 A RU 2010142528A RU 2445448 C1 RU2445448 C1 RU 2445448C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- container
- solvent
- pump
- pipes
- bore
- Prior art date
Links
Landscapes
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к технологиям внутрискважинной очистки подземного оборудования добывающих скважин от отложений с помощью закачки растворителей и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности.The present invention relates to technologies for downhole cleaning of underground equipment of producing wells from deposits by injection of solvents and can be used in the oil and gas industry.
Известен способ доставки растворителя на прием глубинного насоса с помощью бронированного капиллярного шланга по патенту РФ №2260677 (опубл. 20.09.2005 г.). Недостатком этой технологии является невозможность заполнения глубинного насоса и лифтовых труб чистым растворителем без его разбавления скважинной жидкостью. В то время как для получения максимального растворяющего эффекта от растворителя он должен быть доставлен в зону отложений без разбавления, т.е. в чистом виде.A known method of solvent delivery to the reception of a deep pump using an armored capillary hose according to the patent of the Russian Federation No. 2260677 (publ. September 20, 2005). The disadvantage of this technology is the inability to fill the deep pump and elevator pipes with a clean solvent without diluting it with well fluid. While to obtain the maximum dissolving effect from the solvent, it must be delivered to the sediment zone without dilution, i.e. in pure form.
Известны колтюбинговые технологии /1/, основанные на спуске в лифтовые трубы и межтрубное пространство скважин длинномерных гибкихKnown coiled tubing technology / 1 /, based on the descent into the elevator pipes and the annular space of long flexible wells
стальных или армированных трубок малого диаметра для очистки скважины или подъемных труб (НКТ) от асфальтосмолистых и парафинистых отложений (АСПО). Способ имеет два недостатка. Во-первых, технология неприменима в лифтовых трубах с колонной штанг внутри в качестве привода к плунжерному насосу. При использовании гибкой трубы в межтрубном пространстве невозможно доставить в лифтовые трубы с отложениями чистый растворитель в необходимом объеме без потерь, так как определенная часть растворителя под действием силы Архимеда всплывет выше приема глубинного насоса в межтрубном пространстве. Произойдет это из-за разности плотностей растворителей АСПО и скважинной продукции. Подавляющее большинство нефтей месторождений РФ имеют поверхностную плотность в 850-950 кг/м3, а выпускаемые заводами растворители АСПО имеют плотность не более 850 кг/м3.steel or reinforced pipes of small diameter for cleaning the borehole or lifting pipes (tubing) from tar and paraffin deposits (paraffin deposits). The method has two disadvantages. Firstly, the technology is not applicable in elevator pipes with a rod string inside as a drive to a plunger pump. When using a flexible pipe in the annulus, it is impossible to deliver the clean solvent in the required volume without loss to the elevated pipes with deposits, since a certain part of the solvent will float above the reception of the deep pump in the annulus under the action of Archimedes force. This will happen due to the difference in the density of solvents of paraffin and well products. The overwhelming majority of oils from Russian fields have a surface density of 850–950 kg / m 3 , and ASPO solvents produced by plants have a density of not more than 850 kg / m 3 .
К примеру органический растворитель ЗАО «Нефтехим» (г.Уфа) марки Сонпар - 5402 имеет плотность 720-820 кг/м3.For example, Sonpar-5402 organic solvent ZAO Neftekhim (Ufa) has a density of 720-820 kg / m 3 .
Для повышения эффективности очистки глубинного насоса и лифтовых труб от отложений, в частности от АСПО, необходимо обеспечить доставку растворителя в лифтовые трубы через прием глубинного насоса (ГН) в чистом виде без смешения со скважинной жидкостью.To increase the efficiency of cleaning the downhole pump and elevator pipes from deposits, in particular from ASPO, it is necessary to ensure the delivery of solvent to the elevator pipes through the intake of the deep pump (GN) in its pure form without mixing with the well fluid.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе очистки глубинного насоса и колонны лифтовых труб от отложений путем доставки растворителя на прием глубинного насоса с устья скважины через гибкую износостойкую трубку в межтрубном пространстве дополнительно к приему глубинного насоса герметично соединяют контейнер с открытым нижним концом из труб необходимого объема, гибкую износостойкую трубку герметично вводят в верхнюю часть контейнера в зону приема глубинного насоса, контейнер заполняют растворителем через гибкую износостойкую трубку при закрытом выкиде лифтовых труб на устье скважины. В последующем растворитель из контейнера подают в лифтовые трубы с помощью глубинного насоса при открытом выкиде колонны лифтовых труб, причем допускается доставка растворителя в контейнер при открытом выкиде колонны лифтовых труб при одновременном перемещении растворителя из контейнера в лифтовые трубы с помощью глубинного насоса при условии, что скорость подачи растворителя в контейнер будет не ниже, чем производительность глубинного насоса.This goal is achieved by the fact that in the known method of cleaning the downhole pump and the string of lift pipes from deposits by delivering a solvent to the reception of the downhole pump from the wellhead through a flexible wear-resistant pipe in the annulus, in addition to receiving the downhole pump, the container is hermetically connected to the open lower end of the necessary pipes volume, a flexible wear-resistant tube is hermetically introduced into the upper part of the container into the receiving zone of the deep pump, the container is filled with solvent through a flexible wear a resistant tube with a closed outflow of elevator pipes at the wellhead. Subsequently, the solvent from the container is fed into the elevator pipes using the downhole pump when the column of elevator pipes is open, and it is allowed to deliver the solvent to the container when the column of elevator pipes is open while moving the solvent from the container into the elevator pipes using the depth pump, provided that the speed solvent supply to the container will not be lower than the capacity of the downhole pump.
Предложенная технология направлена на то, чтобы на приеме глубинного насоса создать определенный объем чистого растворителя с тем, чтобы заполнить колонну лифтовых труб этим растворителем без смешения со скважинной жидкостью с помощью глубинного насоса скважины.The proposed technology is aimed at creating a certain volume of pure solvent at the reception of the deep pump so that the column of elevator pipes can be filled with this solvent without mixing with the borehole fluid using the borehole pump.
На фиг.1 дана схема обустройства скважины для проведения очистки глубинного насоса и лифтовых труб от отложений по предлагаемому способу, гдеFigure 1 is a diagram of the arrangement of wells for cleaning the downhole pump and elevator pipes from deposits according to the proposed method, where
1 - колонна лифтовых труб;1 - a column of elevator pipes;
2 - глубинный насос любого типа;2 - a submersible pump of any type;
3 - контейнер из труб (НКТ);3 - a container of pipes (tubing);
4 - трубка для доставки растворителя;4 - tube for solvent delivery;
5 - насос для закачки растворителя;5 - solvent injection pump;
6 - задвижка на выкиде лифтовых труб.6 - valve on the exit of elevator pipes.
Реализацию способа рассмотрим на примере нефтедобывающей скважины, по которой в колонне лифтовых труб постоянно, со временем, образуются интенсивные отложения из асфальтенов, смол и парафинов (АСПО). Скважина оборудована штанговым глубинным плунжерным насосом на глубине 1000 м, лифтовые трубы представлены НКТ с внутренним диаметром D=62 мм, колонна штанг имеет средний d=21 мм. При появлении в лифтовых трубах АСПО производительность скважины (глубинного насоса) снижается до стабильных 4,8 м3/сут. Для такой скважины необходимо сделать следующее согласно заявленного способа:We will consider the implementation of the method using an example of an oil producing well, in which intensive deposits of asphaltenes, resins and paraffins (paraffin waxes) are constantly formed in the column of elevator pipes over time. The well is equipped with a rod deep plunger pump at a depth of 1000 m, lift pipes are tubing with an inner diameter of D = 62 mm, the rod string has an average d = 21 mm. When ASPO appears in elevator pipes, the productivity of the well (downhole pump) decreases to stable 4.8 m 3 / day. For such a well, it is necessary to do the following according to the claimed method:
1. Глубинный насос 2 после очередного ремонта спускают в скважину на колонне1. The downhole pump 2 after the next repair is lowered into the well on the column
лифтовых труб 1 вместе с контейнером 3 из НКТ с внутренним диаметром 62 мм и гибкой износостойкой трубкой 4. Контейнер имеет длину 200 м и внутренний объем 604 литра.elevator pipes 1 together with a tubing container 3 with an inner diameter of 62 mm and a flexible wear-resistant tube 4. The container has a length of 200 m and an internal volume of 604 liters.
2. Появление АСПО со временем в глубинном насосе и лифтовых трубах определяется приемлемым способом: по характеру динамограммы работы насоса, нагрузкам на колонну штанг или другим известным методом. Принимается решение по обработке лифтовых труб растворителем.2. The occurrence of AFS over time in the submersible pump and elevator pipes is determined in an acceptable way: by the nature of the dynamogram of the pump, loads on the rod string or other known method. A decision is made on the treatment of elevator pipes with solvent.
3. Глубинный насос останавливают, задвижку 6 закрывают и насосом 5 с поверхности земли по трубке 4 закачивают в верхнюю часть контейнера 3 такой объем растворителя, который равен внутреннему объему контейнера 3, т.е. 0,6 м3. Так как задвижка 6 на устье скважины закрыта, движение жидкости в колонне лифтовых труб 1 при закачке растворителя будет невозможным, поэтому растворитель будет накапливаться в контейнере 3, постепенно выдавливая скважинную жидкость в межтрубное пространство или в продуктивный пласт. Перемещение жидкости из контейнера 3 в межтрубное пространство произойдет без значительного повышения давления в трубке 4 и межтрубном пространстве, так как в верхней части межтрубного пространства, как правило, имеется попутный нефтяной газ, легко сжимаемый на 0,6 м3 без значительного роста давления.3. The downhole pump is stopped, the valve 6 is closed and a pump 5 from the surface of the earth is pumped through the pipe 4 into the upper part of the container 3 such a volume of solvent that is equal to the internal volume of the container 3, i.e. 0.6 m 3 . Since the valve 6 at the wellhead is closed, the movement of fluid in the column of elevator pipes 1 during injection of the solvent will be impossible, therefore, the solvent will accumulate in the container 3, gradually squeezing the well fluid into the annulus or into the reservoir. The movement of fluid from the container 3 into the annular space will occur without a significant increase in pressure in the tube 4 and the annular space, since in the upper part of the annular space, as a rule, there is associated petroleum gas easily compressible by 0.6 m 3 without a significant pressure increase.
4. На момент обработки суточная производительность скважины (глубинного насоса) равна 4,8 м3 или 200 литров в час. Поэтому для перемещения растворителя из контейнера в колонну лифтовых труб необходимо задвижку 6 открыть и включить в действие глубинный насос на 3 часа (0,6 м3 = 3×200 литров).4. At the time of processing, the daily productivity of the well (downhole pump) is 4.8 m 3 or 200 liters per hour. Therefore, to move the solvent from the container to the column of elevator pipes, it is necessary to open the valve 6 and turn on the depth pump for 3 hours (0.6 m 3 = 3 × 200 liters).
5. По окончании 3-х часов глубинный насос останавливают, задвижку 6 на выкиде лифтовых труб закрывают на время, необходимое для выполнения двух процедур:5. At the end of 3 hours, the depth pump is stopped, the valve 6 on the exit of the elevator pipes is closed for the time required to perform two procedures:
- растворитель выдерживают в лифтовых трубах, как правило, 2-4 часа - это время t1, необходимое для растворения максимально возможного количества отложений (АСПО);- the solvent is kept in elevator pipes, as a rule, 2-4 hours - this is the time t 1 required to dissolve the maximum possible amount of deposits (AFS);
- заполнение контейнера 3 второй порцией растворителя в объеме 0,6 м3 за время t2;- filling the container 3 with a second portion of the solvent in a volume of 0.6 m 3 for a time t 2 ;
6. Дальнейшие действия будут зависеть от производительности насоса 5.6. Further actions will depend on the performance of the pump 5.
6.1. Если насос 5 имеет малую производительность, к примеру 100 литров/час, то контейнер 3 заполнится в течение t2=6 часов. Все это время задвижка 6 будет закрыта. Так как t1<t2, то шести часов будет вполне достаточно для максимального растворения АСПО в колонне 1.6.1. If the pump 5 has a low capacity, for example 100 liters / hour, then the container 3 will fill up within t 2 = 6 hours. All this time, the valve 6 will be closed. Since t 1 <t 2 , then six hours will be enough for the maximum dissolution of paraffin in column 1.
6.2. Если насос 5 имеет большую производительность, к примеру 600 литров/час, то контейнер 3 заполнится в течение 1 часа. Этого времени недостаточно для получения максимального эффекта от первой порции растворителя в лифтовых трубах (п.4). Поэтому растворитель будут выдерживать положенное время t1 (2-4 часа).6.2. If the pump 5 has a high capacity, for example 600 liters / hour, then the container 3 will fill up within 1 hour. This time is not enough to obtain the maximum effect from the first portion of the solvent in the lift pipes (p. 4). Therefore, the solvent will withstand the required time t 1 (2-4 hours).
6.3. Оптимальным, на наш взгляд, будет совпадение производительностей глубинного насоса 2 и насоса 5, т.е. равными 200 литров/час. Согласно формулы изобретения в таком случае закачку растворителя в контейнер 3 и отбор растворителя из контейнера в лифтовые трубы можно вести одновременно и до тех пор, пока колонна лифтовых труб не заполнится растворителем. Судить об этом можно по характеру проб жидкости из пробоотборника на выкиде лифтовых труб.6.3. The optimal, in our opinion, will be the coincidence of the performance of the deep pump 2 and pump 5, i.e. equal to 200 liters / hour. According to the claims, in this case, the injection of solvent into the container 3 and the selection of the solvent from the container into the lift pipes can be carried out simultaneously and until the column of lift pipes is filled with solvent. This can be judged by the nature of the fluid samples from the sampler on the lift of the elevator pipe.
Наличие контейнера 3 даже небольшого объема в 200-300 литров позволяет последовательно, в несколько циклов, заполнить колонну лифтовых труб чистым растворителем без смешения со скважинной жидкостью.The presence of a container 3 even of a small volume of 200-300 liters allows you to consistently, in several cycles, fill the lift pipe string with a clean solvent without mixing with the well fluid.
Предложенный способ очистки лифтовых труб определяет широкий спектр действий персонала предприятия в зависимости от значимых факторов:The proposed method for cleaning elevator pipes determines a wide range of actions of the enterprise personnel, depending on significant factors:
- количества отложений в лифтовых трубах;- the amount of deposits in the elevator pipes;
- производительности глубинного насоса;- productivity of the deep pump;
- производительности насоса 5 по закачке растворителя через трубку 4.- performance of the pump 5 for the injection of solvent through the tube 4.
Поэтому в формуле изобретения указаны только общие отличительные действия по способу, в совокупности образующие и соответствующие, на наш взгляд, критериям «новизна» и существенное отличие».Therefore, in the claims only general distinctive actions according to the method are indicated, which together form and correspond, in our opinion, to the criteria of “novelty” and a significant difference. ”
Технико-экономическая эффективность от применения заявленного изобретения образуется за счет адресной доставки чистого растворителя в колонну лифтовых труб, повышения степени очистки труб от отложений и, в конечном счете, продления сроков безаварийной эксплуатации добывающих скважин, осложненных образованием отложений в лифтовых трубах.Technical and economic efficiency from the application of the claimed invention is formed due to targeted delivery of pure solvent to the column of elevator pipes, increasing the degree of purification of pipes from deposits and, ultimately, extending the trouble-free operation of production wells, complicated by the formation of deposits in elevator pipes.
Источник информацииThe source of information
1. Мини-колтюбинг как он есть / Сергей Каблаш, СЗАО «Фидмаш» // Время колтюбинга. - 2009. - №29. - С.28-30.1. Mini-coiled tubing as it is / Sergey Kablash, CJSC Fidmash // Time for coiled tubing. - 2009. - No. 29. - S.28-30.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010142528/03A RU2445448C1 (en) | 2010-10-18 | 2010-10-18 | Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010142528/03A RU2445448C1 (en) | 2010-10-18 | 2010-10-18 | Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2445448C1 true RU2445448C1 (en) | 2012-03-20 |
Family
ID=46030166
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010142528/03A RU2445448C1 (en) | 2010-10-18 | 2010-10-18 | Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2445448C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2610946C1 (en) * | 2016-02-08 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method for removing of deposits from flow column of oil wells |
| RU2667950C1 (en) * | 2017-07-10 | 2018-09-25 | Алия Ильдаровна Денисламова | Method for processing the oil-extracting well with reagent |
| RU2709921C1 (en) * | 2019-06-17 | 2019-12-23 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of delivering a solvent in a well |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2127788C1 (en) * | 1993-07-12 | 1999-03-20 | Сиуард Интернешнл Инк. | Elongated structural member and method of its production |
| US6142232A (en) * | 1998-07-15 | 2000-11-07 | Layne Christensen Company | Method and apparatus for cleaning wells |
| RU2260677C1 (en) * | 2004-05-17 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method for chemical protection of downhole equipment against corrosion, paraffin and salt deposits and against sulfate-reducing bacteria |
| RU2302513C2 (en) * | 2004-05-17 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method for reagent injection in well |
| RU2387808C1 (en) * | 2008-09-24 | 2010-04-27 | Ильдар Ринатович Вальшин | Method of chemical injection in well and related device for implementation thereof |
-
2010
- 2010-10-18 RU RU2010142528/03A patent/RU2445448C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2127788C1 (en) * | 1993-07-12 | 1999-03-20 | Сиуард Интернешнл Инк. | Elongated structural member and method of its production |
| US6142232A (en) * | 1998-07-15 | 2000-11-07 | Layne Christensen Company | Method and apparatus for cleaning wells |
| RU2260677C1 (en) * | 2004-05-17 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method for chemical protection of downhole equipment against corrosion, paraffin and salt deposits and against sulfate-reducing bacteria |
| RU2302513C2 (en) * | 2004-05-17 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method for reagent injection in well |
| RU2387808C1 (en) * | 2008-09-24 | 2010-04-27 | Ильдар Ринатович Вальшин | Method of chemical injection in well and related device for implementation thereof |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2610946C1 (en) * | 2016-02-08 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method for removing of deposits from flow column of oil wells |
| RU2667950C1 (en) * | 2017-07-10 | 2018-09-25 | Алия Ильдаровна Денисламова | Method for processing the oil-extracting well with reagent |
| RU2709921C1 (en) * | 2019-06-17 | 2019-12-23 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of delivering a solvent in a well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Li et al. | Sand cleanouts with coiled tubing: choice of process, tools and fluids | |
| US10584546B1 (en) | Rotator apparatus and method therefor | |
| US8985221B2 (en) | System and method for production of reservoir fluids | |
| US20170058654A1 (en) | Gas Separator Assembly For Generating Artificial Sump Inside Well Casing | |
| US8205676B2 (en) | Water well cleaning apparatus and method | |
| US9816367B2 (en) | System, apparatus and method for well deliquification | |
| US20170044871A1 (en) | Hot water recycle for paraffin cleanout | |
| RU2445448C1 (en) | Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column | |
| CA2828735A1 (en) | Double string slurry pump | |
| CN1414209A (en) | Composite sand prevention method for oil-water well | |
| RU2457324C1 (en) | Method of evaluation of deposit volume in well flow column | |
| US9097093B1 (en) | Downhole chemical treatment assembly for use in a downhole wellbore | |
| RU2475628C1 (en) | Flushing method of well submersible electric-centrifugal pump by reagent | |
| US11306568B2 (en) | Hybrid artificial lift system and method | |
| RU2445449C1 (en) | Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column | |
| US20100326670A1 (en) | Lift wash-through facility | |
| US20120034120A1 (en) | Arrangement for hydrocarbon extraction in wells using progressive cavity pumps | |
| RU2728065C2 (en) | Artificial lift method | |
| RU2610946C1 (en) | Method for removing of deposits from flow column of oil wells | |
| CN103221633B (en) | The flexible duct being used for fluid extraction is used to carry out the man-made system producing and safeguarding while machinery pumping | |
| RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
| US20130037257A1 (en) | Polished rod with latching section | |
| CN209604223U (en) | Gas injection anti-seizing oil pump and oil extraction system | |
| US20200095493A1 (en) | Dual functioning corrosion inhibitor and foaming agent | |
| Isaev et al. | Improving the Operation Efficiency of Deviated Wells with High Oil Viscosity Values and Abnormally Low Reservoir Pressures |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121019 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20141020 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151019 |