RU2455463C1 - Способ ремонта скважины - Google Patents
Способ ремонта скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2455463C1 RU2455463C1 RU2011136777/03A RU2011136777A RU2455463C1 RU 2455463 C1 RU2455463 C1 RU 2455463C1 RU 2011136777/03 A RU2011136777/03 A RU 2011136777/03A RU 2011136777 A RU2011136777 A RU 2011136777A RU 2455463 C1 RU2455463 C1 RU 2455463C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- volume
- water
- circulation
- paraffin
- Prior art date
Links
Landscapes
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. Способ включает циркуляцию моющей композиции в скважине в течение 3-6 часов при расходе 5-10 л/с, вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины, промывку забоя водой в объеме не менее 1,5 объемов скважины. В качестве моющей композиции используют смесь, содержащую, об. ч.: растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений «ИНТАТ-4» - 100-360, реагент ИТПС-04-А - 45-60, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 - 1000. При использовании гибких труб производят их расхаживание в процессе циркуляции в пределах от забоя до кровли продуктивного пласта. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).
Известен способ ликвидации АСПО в высокотемпературных скважинах, оборудованных скважинным насосом. Способ включает подсос воздуха в скважину, ввод в нее суспензии углеводородокисляющих микроорганизмов (УОМ) в растворе питательных веществ с последующей их циркуляцией в скважине. Перед вводом суспензии УОМ в растворе питательных веществ осуществляют замещение скважинной жидкости на поверхностную жидкость до уровня приема насоса с последующим ее кругооборотом в системе скважина - наземное оборудование до установления оптимальной для жизнедеятельности УОМ температуры. Температура поверхностной жидкости должна быть ниже температуры скважинной жидкости, находящейся в интервале приема насоса. Использование изобретения позволяет ликвидировать АСПО с помощью микроорганизмов в высокотемпературных скважинах (Патент РФ №2114281, опублик. 27.06.1998).
Недостатком способа является невозможность его применения на скважинах с относительно невысокой температурой.
Известен способ удаления АСПО и диспергирования их в нефтепромысловом оборудовании. Реагент-ингибитор подают в затрубное пространство в количестве 0,5-20 мас.% от объема нефти в откачиваемой продукции, заключенной во внутренней полости насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса. Работу глубинного насоса осуществляют по замкнутому кольцу - насосные трубы и выкидная линия, по которому и циркулирует смесь откачиваемой продукции с реагентом. Использование изобретения повышает эффективность ингибирования АСПО и увеличение объема добываемой продукции (Патент РФ №2132450, опублик. 27.06.1999).
Недостатком известного способа является необходимость применения глубинного насоса для циркуляции реагентов в скважине, тогда как весьма часто отложения накапливаются именно в насосе, препятствуя его работе.
В предложенном изобретении решается задача очистки скважины независимо от работы глубинного насоса, применения способа на любых скважинах.
Задача решается тем, что в способе ремонта скважины, включающем циркуляцию моющей композиции в скважине, согласно изобретению циркуляцию моющей композиции выполняют в течение 3-6 часов при расходе 5-10 л/с, после чего проводят вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины и промывку забоя водой в объеме не менее 1,5 объемов скважины, при этом в качестве моющей композиции используют смесь, содержащую, об. ч.: растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений «ИНТАТ-4» в количестве 100-360, реагент ИТПС-04-А в количестве 45-60, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 - 1000.
При использовании гибкой трубы выполняют ее расхаживание в процессе циркуляции в пределах от забоя скважины до кровли продуктивного пласта.
Сущность изобретения
Вследствие отложений АСПО в колонне насосно-компрессорных труб уменьшается проходное сечение и снижается добыча нефти, происходит засорение геофизических приборов при исследовании скважин. Несмотря на большое количество технических решений, направленных на предупреждение отложений или очистку скважины от АСПО, проблема остается. В предложенном способе использованы мероприятия, не требующие применения специального оборудования, осуществимые на любых скважинах.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Для проведения работ по промывке используют следующие материалы:
- растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений «ИНТАТ-4»;
- реагент ИТПС-04-А;
- технологическая жидкость удельным весом от 1,0 до 1,18 г/см3.
Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений «ИНТАТ-4» выпускается согласно ТУ 2458-187-83459339-2009 и представляет собой композицию на основе неиногенного блоксополимера окиси этилена и пропилена в органическом растворителе в виде однородной жидкости от светло-коричневого до темно-коричневого цвета, плотностью не менее 0,82 г/см3, кинематической вязкостью не менее 0,8 мм2/с и температурой застывания не выше минус 50 град.
Водорастворимая композиция ПАВ - реагент ИТПС-04-А выпускается согласно ТУ 2458-003-27913102-2003 и представляет собой композицию полимерного компонента и комплекса поверхностно-активных веществ в углеводородном или водно-органическом растворителе. По внешнему виду это жидкость от желтого до темно-коричневого цвета с массовой долей активной основы не менее 20% с температурой застывания минус 40 град.
Техническая вода плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 представляет собой либо пресную воду, либо пластовую, либо их смесь для достижения заданной плотности.
Порядок выполнения работ
Перед ремонтом скважины промывают забой скважины для предварительной очистки. Готовят моющую композицию непосредственно в автоцистерне. Автоцистерну наполняют технической водой заданной плотности. Из расчета на 1 м3 в нее добавляют 0,045-0,060 м3 реагента ИТПС-04-А и 0,10-0,36 м3 растворителя ИНТАТ-4.
Перемешивание раствора происходит во время транспортировки на скважину. Общий объем моющей композиции должен быть равен обрабатываемому объему скважины плюс 0,1-0,2 м3. Спускают в скважину колонну труб (гибкая труба либо насосно-компрессорные трубы (НКТ)) до текущего забоя. Расставляют технику, обвязывают устье скважины, спрессовывают нагнетательную линию. Закачкой технической воды в трубы вызывают циркуляцию технической воды. Закачивают в трубы моющую композицию до начала выхода ее из межтрубного пространства, вытесняемую при этом из скважины техническую воду направляют в автоцистерну (либо герметичную желобную систему). Производят переобвязку устья скважины для циркуляции моющей композиции по замкнутому циклу по схеме «автоцистерна-насос-трубы в скважине-затрубное пространство-автоцистерна». Циркуляцию моющей композиции в скважине производят 3-6 часов при расходе 5-10 литров в секунду. При использовании гибкой трубы производят ее расхаживание, т.е. подъем вверх и опускание вниз, в процессе циркуляции жидкости в пределах от забоя скважины до кровли продуктивного пласта. Расхаживание гибкой трубы позволяет повысить качество очистки скважины за счет выноса отложений с забоя. Производят вымывание продуктов реакции из скважины технической водой из желобной системы в объеме скважины. Производят промывку забоя технической водой в объеме не менее 1,5 объема скважины. Скважина очищена от АСПО.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Выполняют ремонт нагнетательной скважины с применением колтюбинговой установки «Гибкая труба». Глубина забоя 1800 м, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм. В скважину спущена колонна эксплуатационных НКТ диаметром 73 мм на глубину 1750 м. Глубина кровли продуктивного пласта 1780 м. Расчетный обрабатываемый объем скважины составляет 4,23 м3. Спускают в НКТ гибкую трубу диаметром 38 мм толщиной стенки 2,77 мм и промывают забой скважины технической водой плотностью 1 г/см3. Автоцистерну наполняют технической водой плотностью 1 г/см3. Из расчета на 1 м3 в нее добавляют 0,045 м3 реагента ИТПС-04-А и 0,10 м3 растворителя ИНТАТ-4. Общий объем моющей композиции равен 4,33 м3. Спускают в скважину в НКТ колонну колтюбинговых труб до текущего забоя. Расставляют технику, обвязывают устье скважины, спрессовывают нагнетательную линию. Закачкой технической воды в гибкую трубу вызывают циркуляцию технической воды. Закачивают в гибкую трубу моющую композицию до начала выхода ее из межтрубного пространства, вытесняемую при этом из скважины техническую воду направляют в желобную систему. Производят переобвязку устья скважины для циркуляции моющей композиции по замкнутому циклу по схеме «автоцистерна-насос-трубы в скважине-затрубное пространство-автоцистерна». Циркуляцию моющей композиции в скважине производят 6 часов при расходе 5 л/с. Производят расхаживание гибкой трубы в процессе циркуляции в пределах 20 м. Производят вымывание продуктов реакции из скважины технической водой из желобной системы в объеме скважины. Производят промывку забоя технической водой в объеме 1,5 объема скважины. Скважина очищена от АСПО. Поднимают из скважины технологическое оборудование для очистки.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Ремонт производится без использования колонны гибких труб. Расчетный обрабатываемый объем скважины составляет 24,3 м3. Спускают в скважину колонну НКТ диаметром 73 мм и промывают забой скважины технической водой плотностью 1,09 г/см3. Автоцистерну наполняют технической водой плотностью 1,09 г/см3. Из расчета на 1 м3 в нее добавляют 0,05 м3 реагента ИТПС-04-А и 0,24 м3 растворителя ИНТАТ-4. Общий объем моющей композиции равен 24,4 м3. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб до текущего забоя. Расставляют технику, обвязывают устье скважины, спрессовывают нагнетательную линию. Закачкой технической воды в трубы вызывают циркуляцию технической воды. Закачивают в трубы моющую композицию до начала выхода ее из межтрубного пространства, вытесняемую при этом из скважины техническую воду направляют в желобную систему. Производят переобвязку устья скважины для циркуляции моющей композиции по замкнутому циклу по схеме «автоцистерна-насос-трубы в скважине-затрубное пространство-автоцистерна». Циркуляцию моющей композиции в скважине производят 4,5 часа при расходе 7,5 л/с. Производят вымывание продуктов реакции из скважины технической водой из желобной системы в объеме скважины. Производят промывку забоя технической водой в объеме 1,7 объема скважины. Скважина очищена от АСПО.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Ремонт производится без использования колонны гибких труб. Расчетный обрабатываемый объем скважины составляет 24,3 м3. Спускают колонну НКТ диаметром 73 мм в скважину и промывают забой скважины технической водой плотностью 1,18 г/см3. Автоцистерну наполняют технической водой плотностью 1,18 г/см3. Из расчета на 1 м3 в нее добавляют 0,06 м3 реагента ИТПС-04-А и 0,36 м3 растворителя ИНТАТ-4. Общий объем моющей композиции равен 24,5 м3. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб до текущего забоя. Расставляют технику, обвязывают устье скважины, спрессовывают нагнетательную линию. Закачкой технической воды в трубы вызывают циркуляцию технической воды. Закачивают в трубы моющую композицию до начала выхода ее из межтрубного пространства, вытесняемую при этом из скважины техническую воду направляют в желобную систему. Производят переобвязку устья скважины для циркуляции моющей композиции по замкнутому циклу по схеме «автоцистерна-насос-трубы в скважине-затрубное пространство-автоцистерна». Циркуляцию моющей композиции в скважине производят 3 часа при расходе 10 л/с. Производят вымывание продуктов реакции из скважины технической водой из желобной системы в объеме скважины. Производят промывку забоя технической водой в объеме 2 объема скважины. Скважина очищена от АСПО.
В результате скважина очищена от АСПО без применения глубинного насоса.
Применение предложенного способа позволит очищать скважины от АСПО, используя наземное оборудование без применения глубинных насосов.
Claims (2)
1. Способ ремонта скважины, включающий циркуляцию моющей композиции в скважине, отличающийся тем, что циркуляцию моющей композиции выполняют в течение 3-6 ч при расходе 5-10 л/с, после чего проводят вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины, промывку забоя водой в объеме не менее 1,5 объемов скважины, при этом в качестве моющей композиции используют смесь, содержащую, об.ч.: растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений «ИНТАТ-4» в количестве 100-360, реагент ИТПС-04-А в количестве 45-60, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 - 1000.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что ремонт производят с использованием гибких труб, которые расхаживают в процессе циркуляции в пределах от забоя до кровли продуктивного пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136777/03A RU2455463C1 (ru) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Способ ремонта скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136777/03A RU2455463C1 (ru) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Способ ремонта скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2455463C1 true RU2455463C1 (ru) | 2012-07-10 |
Family
ID=46848603
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011136777/03A RU2455463C1 (ru) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Способ ремонта скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2455463C1 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531957C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений |
| RU2535765C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2546158C2 (ru) * | 2013-07-09 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений |
| RU2560453C1 (ru) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
| RU2584172C1 (ru) * | 2015-02-26 | 2016-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "НефтеПромСервис" | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений |
| RU2584440C1 (ru) * | 2015-07-10 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4668408A (en) * | 1984-06-04 | 1987-05-26 | Conoco Inc. | Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin |
| RU2003783C1 (ru) * | 1992-07-10 | 1993-11-30 | Дмитрий Алексеевич Крылов | Способ удалени солепарафиновых отложений из скважин |
| RU2072420C1 (ru) * | 1996-02-16 | 1997-01-27 | Беляев Юрий Александрович | Способ обработки скважин |
| RU2117146C1 (ru) * | 1998-03-12 | 1998-08-10 | Нефтегазодобывающее управление "Бавлынефть" открытое акционерное общество "Татнефть" | Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины |
| RU2132450C1 (ru) * | 1997-04-09 | 1999-06-27 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений |
| RU2151264C1 (ru) * | 1996-06-05 | 2000-06-20 | Молчанов Александр Георгиевич | Агрегат с непрерывной колонной гибких труб для ремонта скважин, оборудованных штанговыми насосами |
| RU2256064C1 (ru) * | 2003-10-27 | 2005-07-10 | Институт проблем транспорта энергоресурсов "ИПТЭР" | Способ удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин |
| RU47960U1 (ru) * | 2005-05-05 | 2005-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью фирма "Каскад" | Устройство для обработки лифтовых труб добывающей скважины |
-
2011
- 2011-09-06 RU RU2011136777/03A patent/RU2455463C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4668408A (en) * | 1984-06-04 | 1987-05-26 | Conoco Inc. | Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin |
| RU2003783C1 (ru) * | 1992-07-10 | 1993-11-30 | Дмитрий Алексеевич Крылов | Способ удалени солепарафиновых отложений из скважин |
| RU2072420C1 (ru) * | 1996-02-16 | 1997-01-27 | Беляев Юрий Александрович | Способ обработки скважин |
| RU2151264C1 (ru) * | 1996-06-05 | 2000-06-20 | Молчанов Александр Георгиевич | Агрегат с непрерывной колонной гибких труб для ремонта скважин, оборудованных штанговыми насосами |
| RU2132450C1 (ru) * | 1997-04-09 | 1999-06-27 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений |
| RU2117146C1 (ru) * | 1998-03-12 | 1998-08-10 | Нефтегазодобывающее управление "Бавлынефть" открытое акционерное общество "Татнефть" | Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины |
| RU2256064C1 (ru) * | 2003-10-27 | 2005-07-10 | Институт проблем транспорта энергоресурсов "ИПТЭР" | Способ удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин |
| RU47960U1 (ru) * | 2005-05-05 | 2005-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью фирма "Каскад" | Устройство для обработки лифтовых труб добывающей скважины |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2546158C2 (ru) * | 2013-07-09 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений |
| RU2531957C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений |
| RU2535765C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2560453C1 (ru) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
| RU2584172C1 (ru) * | 2015-02-26 | 2016-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "НефтеПромСервис" | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений |
| RU2584440C1 (ru) * | 2015-07-10 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2455463C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| AU2013404999B2 (en) | Wellbore fluid additives of fibrillated fibers | |
| WO2015122878A1 (en) | Treatment of subterranean formations with compositions including polyether-functionalized polysiloxanes | |
| CA2947397C (en) | Methods of producing particles having two different properties | |
| AU2014382643B2 (en) | Temperature-triggered viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
| EA033872B1 (ru) | Текучая среда для обслуживания скважин и способ её создания и использования | |
| AU2014382640B2 (en) | Viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
| CN111433432B (zh) | 在油气井的建井期间消除流体漏失的方法 | |
| RU2599156C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины | |
| RU2560453C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| RU2553129C1 (ru) | Способ депарафинизации скважины | |
| US3120266A (en) | Method for removal of oil from wells | |
| RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
| US10619091B2 (en) | Imidazolinium compounds as dual corrosion inhibitors | |
| RU2531957C1 (ru) | Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений | |
| RU2495231C1 (ru) | Способ промывки скважин с поглощающими пластами | |
| RU2750806C1 (ru) | Способ динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта | |
| US11499086B1 (en) | Subterranean drilling and completion in geothermal wells | |
| US20230416595A1 (en) | Wellbore cleaning compositions and methods of making and using same | |
| CN104533369A (zh) | 解除油气井重晶石堵塞方法 | |
| RU2525244C1 (ru) | Способ уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| RU2670795C9 (ru) | Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой | |
| RU2026954C1 (ru) | Способ промывки наклонно-горизонтальной скважины | |
| US11111427B2 (en) | Selective salt management for wellbore fluids using microgel particles | |
| RU2584440C1 (ru) | Способ ремонта скважины |