RU2513889C1 - Flushing method of well submersible electric centrifugal pump - Google Patents
Flushing method of well submersible electric centrifugal pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513889C1 RU2513889C1 RU2012145339/03A RU2012145339A RU2513889C1 RU 2513889 C1 RU2513889 C1 RU 2513889C1 RU 2012145339/03 A RU2012145339/03 A RU 2012145339/03A RU 2012145339 A RU2012145339 A RU 2012145339A RU 2513889 C1 RU2513889 C1 RU 2513889C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- oil
- esp
- hot oil
- deposits
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к технологиям очистки глубинного скважинного насоса от отложений и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности на скважинах с глубинным электроцентробежным насосом.The present invention relates to technologies for cleaning a deep well pump from deposits and can be used in the oil industry for wells with a deep electric submersible pump.
Скважинная добыча нефти с высоким содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена выпадением из нефти этих составляющих и образованием из них отложений в полости глубинного насоса и его рабочих органах. Из-за отложений пропускная способность глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН) значительно снижается.Downhole oil production with a high content of asphaltenes, resins and paraffins is complicated by the loss of these components from oil and the formation of deposits from them in the cavity of the deep pump and its working bodies. Due to deposits, the throughput of the deep electric centrifugal pump (ESP) is significantly reduced.
Общеизвестен способ очистки скважинного ЭЦН путем закачки с устья скважины в лифтовые трубы расчетного объема реагента. Предварительно над насосом во время его спуска устанавливается специальный обратный трехпозиционный клапан, например КОТ-93 производства НП «Пакер» (каталог продукции №10 за 2011 год, стр.106-107; ). Для открытия такого обратного клапана в обратном направлении необходимо над ним создать определенный перепад давления, что и делается нефтяниками во время промывки насоса.It is a well-known method for cleaning a borehole ESP by pumping from the wellhead into lift pipes the calculated volume of the reagent. Previously, a special three-position check valve is installed above the pump during its descent, for example, KOT-93 manufactured by NP Packer (product catalog No. 10 for 2011, pp. 106-107;). To open such a check valve in the opposite direction, it is necessary to create a certain pressure drop above it, which is done by the oil industry workers during the pump flushing.
Недостатком способа является то, что для промывки полости ЭЦН и фильтра требуется, как правило, не более 100-300 литров реагента (растворителя), а с устья скважины вынужденно качают несколько кубометров дорогого растворителя. При отсутствии на скважине растворителя способ невозможно реализовать.The disadvantage of this method is that for washing the ESP cavity and filter, as a rule, no more than 100-300 liters of reagent (solvent) are required, and several cubic meters of expensive solvent are forced to pump from the wellhead. In the absence of solvent in the well, the method cannot be implemented.
Известно устройство для очистки колонны лифтовых труб от отложений (патент РФ на изобретение №2452850, опубл. 10.06.2012), с помощью которого растворитель нагревается перед его поступлением в глубинный насос. При отсутствии растворителя с помощью этого устройства можно проводить нагрев скважинной нефти для последующего смыва отложений с полости глубинного насоса. Асфальтосмолопарафиновыми и солевыми отложениями заполняются и рабочие турбинки с направляющими электроцентробежных насосов (ЭЦН). Как правило, на нефтяных месторождениях широко применяют высокопроизводительные ЭЦН с подачей 30 и более м3/час. Нагретый в контейнере растворитель или нефть по изобретению №2452850 в течение нескольких минут будет прокачан через полость электроцентробежного насоса после его пуска в работу. Между тем для эффективного растворения многих видов отложений требуется от 60 минут и более. Возникает необходимость увеличения времени взаимодействия реагента с отложениями внутри ЭЦН.A device for cleaning the column of elevator pipes from deposits (RF patent for the invention No. 2452850, publ. 10.06.2012), with which the solvent is heated before it enters the deep pump. In the absence of solvent, this device can be used to heat well oil for subsequent flushing of deposits from the cavity of the downhole pump. Asphalt-resin-paraffin and salt deposits are filled and working turbines with guides of electric centrifugal pumps (ESP). As a rule, high-performance ESPs with a flow rate of 30 or more m 3 / h are widely used in oil fields. The solvent or oil heated in the container according to the invention No. 2452850 will be pumped through the cavity of the electric centrifugal pump for several minutes after it is put into operation. Meanwhile, the effective dissolution of many types of deposits requires from 60 minutes or more. There is a need to increase the time of interaction of the reagent with deposits inside the ESP.
Известен также способ удаления отложений из нефтесборного трубопровода (патент РФ на изобретение №2460594, опубл. 10.09.2012), по которому на отложения оказывается динамическое воздействие растворителем. По способу отложения удаляются меньшим количеством реагента. Технология не предусматривает непрерывного подвода тепла к растворяющему агенту, поэтому при использовании в качестве растворителя АСПО скважинной и неподогретой нефти данная технология не принесет положительного эффекта.There is also a method of removing deposits from the oil pipeline (RF patent for the invention No. 2460594, publ. 09/10/2012), in which the deposits are dynamically affected by the solvent. According to the method, deposits are removed with a smaller amount of reagent. The technology does not provide for continuous supply of heat to the dissolving agent; therefore, when using well and unheated oil as an AFS solvent, this technology will not bring a positive effect.
Технической задачей по заявленному изобретению является создание динамического режима воздействия на отложения в полости глубинного электроцентробежного насоса скважины реагентом или скважинной нефтью повышенной температуры.The technical task of the claimed invention is to create a dynamic mode of influence on deposits in the cavity of a deep electric centrifugal pump of a well with a reagent or well oil of elevated temperature.
Поставленная задача решается тем, что в способе промывки скважинного глубинного электроцентробежного насоса, включающем подачу реагента в полость насоса, а также содержащем процедуру нагрева реагента перед подачей в насос, организуют дополнительное нагревание скважинной нефти в камере между ЭЦН и клапаном обратным трехпозиционным аналогично процедуре нагрева в камере ниже ЭЦН, а промывку насоса горячей нефтью производят несколькими циклическими движениями "вверх-вниз", причем вверх с помощью глубинного насоса, а вниз - через КОТ с помощью насосной установки с устья скважины и колонну лифтовых труб, для увеличения времени взаимодействия горячей нефти с отложениями производительность насоса снижают со станции управления с помощью частотного регулятора силы тока. При отсутствии над ЭЦН обратного клапана динамическое воздействие нагретым реагентом организуют самотеком благодаря силе гравитации в вертикальной скважине. Такая технология требует предварительной разрядки давления и выравнивания уровней жидкости в межтрубном пространстве скважины и колонне лифтовых труб, а также учета перемещения известного объема нагретого реагента из нижней камеры в верхнюю и обратно по времени работы глубинного насоса и прослеживанию уровня жидкости в колонне лифтовых труб. Внутренние объемы обеих камер равны между собой с тем, чтобы нагревать один и тот же объем нефти.The problem is solved in that in the method of washing a borehole deep electric centrifugal pump, which includes feeding the reagent into the pump cavity, and also containing a reagent heating procedure before being fed to the pump, additional heating of the well oil in the chamber between the ESP and the reverse three-position valve is organized similar to the heating procedure in the chamber below the ESP, and flushing the pump with hot oil is carried out in several cyclic “up and down” movements, up with the help of a deep pump, and down with the help of a catheter schyu pump unit with the wellhead and the tubing string to increase the interaction time with hot oil deposits reduce the pump capacity to the control station via frequency current regulator. In the absence of a check valve above the ESP, the dynamic action of the heated reagent is organized by gravity due to the force of gravity in a vertical well. Such a technology requires preliminary pressure relief and equalization of fluid levels in the annulus of the well and the lift pipe string, as well as taking into account the movement of a known volume of heated reagent from the lower chamber to the upper and vice versa by the time of operation of the downhole pump and tracking the liquid level in the lift pipe string. The internal volumes of both chambers are equal in order to heat the same volume of oil.
Рассмотрим по чертежу обустройство скважины для проведения очистки глубинного ЭЦН от отложений по предлагаемому способу, где:Consider the drawing of the arrangement of the wells for cleaning deep ESP from deposits by the proposed method, where:
1 - колонна лифтовых труб;1 - a column of elevator pipes;
2 - клапан обратный трехпозиционный - КОТ;2 - three-position check valve - KOT;
3 - верхняя камера нагрева теплоносителя с датчиками температуры;3 - the upper heating medium heating chamber with temperature sensors;
4 - электроцентробежный насос;4 - electric centrifugal pump;
5 - нижняя камера нагрева теплоносителя с датчиками температуры;5 - lower heating medium heating chamber with temperature sensors;
6 - насосная установка на устье скважины для перемещения теплоносителя вниз;6 - pumping unit at the wellhead to move the coolant down;
7 - устьевой вентиль межтрубного пространства;7 - wellhead valve annulus;
8 - станция управления УЭЦН и камерами нагрева реагента;8 - control station for ESP and reagent heating chambers;
9 - задвижка колонны лифтовых труб (КЛТ);9 - valve string of lift pipes (KLT);
10 - разрядный вентиль КЛТ.10 - bit valve KLT.
Станция управления работой УЭЦН содержит в себе контроллер по приему и обработке информации от датчиков температуры камер 3 и 5, а также частотный регулятор силы тока погружного электродвигателя (ПЭД) установки. С помощью частотного регулятора производительность ЭЦН на время обработки понижают до необходимого уровня с тем, чтобы общее время обработки соответствовало оптимальной величине.The control station for the operation of the ESP includes a controller for receiving and processing information from temperature sensors of chambers 3 and 5, as well as a frequency regulator of the current strength of the submersible electric motor (PEM) of the installation. Using a frequency controller, the performance of the ESP during the processing time is reduced to the necessary level so that the total processing time corresponds to the optimal value.
Реализацию способа рассмотрим на примере нефтедобывающей скважины, оборудованной ЭЦН, внутри которого постоянно с определенным интервалом времени образуются интенсивные отложения из асфальтенов, смол и парафинов. Выполняются следующие процедуры:We will consider the implementation of the method by the example of an oil well equipped with an ESP, inside of which intensive deposits of asphaltenes, resins and paraffins are constantly formed with a certain time interval. The following procedures are performed:
Первый вариант - выше верхней камеры 3 имеется КОТ.The first option - above the upper chamber 3 there is a CAT.
1. Электроцентробежный насос 4 со станции управления 8 останавливают.1. The electric centrifugal pump 4 from the control station 8 is stopped.
2. Одновременно включают в работу обе камеры нагрева скважинной нефти.2. At the same time, both well oil heating chambers are put into operation.
3. Скважинную нефть известного объема V в нижней камере 5 нагревают до необходимой температуры Т, например на 10-20°С выше, чем температура выпадения из нефти парафина - ТП. Отметим, что Т не может превышать критической температуры Ткр для безопасной работы УЭЦН, в частности погружного электродвигателя, то есть выполняется условие: ТП<Т<Ткр.3. Borehole oil of known volume V in the lower chamber 5 is heated to the required temperature T, for example, 10-20 ° C higher than the temperature of precipitation of paraffin oil - T P. Note that T cannot exceed the critical temperature T cr for safe operation ESP, in particular a submersible electric motor, that is, the condition is satisfied: T P <T <T cr .
4. Глубинным насосом 4 горячую нефть перемещают из нижней камеры 5 в верхнюю камеру нагрева 3. При этом учитывается фактическая, то есть пониженная производительность ЭЦН за счет снижения со станции управления 8 частоты питающего ПЭД тока.4. The deep oil pump 4 moves the hot oil from the lower chamber 5 to the upper heating chamber 3. In this case, the actual, that is, reduced ESP performance is taken into account due to the decrease in the frequency of the PED supply current from the control station 8.
5. Перемещенную в верхнюю камеру нефть нагревают до температуры Т и перемещают ее устьевым насосом 6 через насос 4 в нижнюю камеру 5. Для этого насос 6 поднимает давление в колонне лифтовых труб 1, клапан 2 (КОТ) открывается, после чего нефть из колонны лифтовых труб вытесняет горячую нефть вниз.5. The oil transferred to the upper chamber is heated to a temperature T and it is moved by the
В зависимости от фактической производительности электроцентробежного насоса 4 и насосной установки на устье 6 производят несколько вертикальных перемещений горячей нефти объема V через глубинный ЭЦН с тем, чтобы общее время динамического воздействия горячей нефтью на отложения было не менее необходимого времени, предварительно определенного по результатам лабораторного моделированию процесса растворения АСПО.Depending on the actual performance of the electric centrifugal pump 4 and the pumping unit at the
Второй вариант - выше верхней камеры 3 отсутствует КОТ.The second option - above the upper chamber 3 there is no CAT.
1. Электроцентробежный насос 4 со станции управления 8 останавливают.1. The electric centrifugal pump 4 from the control station 8 is stopped.
2. Задвижку 9 закрывают, вентиль 7 и разрядный вентиль 10 открывают с тем, чтобы уровни жидкости в лифтовых трубах и в межтрубном пространстве стабилизировались и выровнялись.2. The valve 9 is closed, the valve 7 and the
3. Одновременно включают в работу обе камеры нагрева скважинной нефти.3. At the same time, both borehole oil heating chambers are put into operation.
4. Скважинную нефть известного объема V в нижней камере 5 нагревают до необходимой температуры - Т, например на 10-20°С выше, чем температура выпадения из нефти парафина - ТП. Также выполняется условие ТП<Т<Ткр.4. Borehole oil of known volume V in the lower chamber 5 is heated to the required temperature - T, for example, 10-20 ° C higher than the temperature of the precipitation of paraffin oil - T P. Also the condition T P <T <T cr .
5. Глубинным насосом 4, учитывая его фактическую производительность, горячую нефть перемещают из нижней камеры 5 в верхнюю камеру нагрева 3. Благодаря этому уровень нефти в колонне лифтовых труб поднимется на высоту, соответствующую объему поднятой горячей нефти - V. Следует отметить, что во время вертикального движения горячей нефти в нижней и верхних камерах происходит постоянный разогрев нефти до необходимой температуры Т.5. With the deep pump 4, taking into account its actual performance, hot oil is moved from the lower chamber 5 to the upper heating chamber 3. Due to this, the oil level in the lift pipe string rises to a height corresponding to the volume of hot oil raised - V. It should be noted that during vertical movement of hot oil in the lower and upper chambers is a constant heating of oil to the required temperature T.
6. После остановки ЭЦН 4 благодаря более высокому уровню жидкости в колонне лифтовых труб, чем в межтрубном пространстве, горячая нефть из верхней камеры 3 начнет самотеком перетекать через полость ЭЦН 4 в нижнюю камеру 5.6. After stopping the ESP 4 due to a higher liquid level in the column of elevator pipes than in the annulus, hot oil from the upper chamber 3 will begin to flow by gravity through the ESP cavity 4 into the lower chamber 5.
7. Положение уровня жидкости в КЛТ во время промывки ЭЦН контролируют постоянно или периодически акустическим уровнемером через вентиль 7 или 10, тем самым принимается своевременное решение о начале второго цикла обработки.7. The position of the liquid level in the KLT during the washing of the ESP is monitored continuously or periodically by an acoustic level gauge through
Существенное отличие предложенного способа от ранее известных изобретений и технологий, на наш взгляд, заключается в следующих позициях:A significant difference of the proposed method from previously known inventions and technologies, in our opinion, lies in the following positions:
1. По изобретению №2460594 использование нефти в нефтепроводе в качестве растворителя даже в динамическом режиме не приведет к положительному результату, ведь обычная нефть не является растворителем АСПО, а по этой технологии не предусмотрен подогрев нефти. Нами же предложено в динамическом воздействии реагентом использовать нефть, которая уже обладает свойством растворителя за счет своей высокой температуры.1. According to the invention No. 2460594, the use of oil in the oil pipeline as a solvent, even in dynamic mode, will not lead to a positive result, because ordinary oil is not an AFS solvent, and this technology does not provide for oil heating. We have proposed in dynamic action with a reagent to use oil, which already has the property of a solvent due to its high temperature.
2. По изобретению №2452850 в качестве теплоносителя применяют растворитель, доставляемый в контейнер с устья скважины. А использование скважинной нефти для нагрева под УЭЦН не приведет к необходимому эффекту из-за быстрого охлаждения нефти после прохождения полости электроцентробежного насоса. Только в управляемом перемещении туда и обратно порции горячей нефти практически одной и высокой температуры через отложения в глубинном насосе можно ожидать появление нового и положительного технического результата - эффективное растворение АСПО в полости электроцентробежного насоса без применения специального реагента, а именно - органического растворителя АСПО.2. According to the invention No. 2452850, a solvent delivered to the container from the wellhead is used as a heat carrier. And the use of borehole oil for heating under the ESP will not lead to the desired effect due to the rapid cooling of oil after passing through the cavity of an electric centrifugal pump. Only in a controlled movement of practically equal and high temperature hot oil portions back and forth through deposits in a deep pump can a new and positive technical result be expected - an effective dissolution of paraffin in the cavity of an electric centrifugal pump without the use of a special reagent, namely, an organic paraffin solvent.
Благодаря предложенной технологии отложения с внутренних органов УЭЦН будут своевременно и эффективно удаляться без применения растворителя.Thanks to the proposed technology, deposits from the internal organs of the ESP will be removed promptly and effectively without the use of a solvent.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012145339/03A RU2513889C1 (en) | 2012-10-24 | 2012-10-24 | Flushing method of well submersible electric centrifugal pump |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012145339/03A RU2513889C1 (en) | 2012-10-24 | 2012-10-24 | Flushing method of well submersible electric centrifugal pump |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2513889C1 true RU2513889C1 (en) | 2014-04-20 |
Family
ID=50481139
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012145339/03A RU2513889C1 (en) | 2012-10-24 | 2012-10-24 | Flushing method of well submersible electric centrifugal pump |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2513889C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107605432A (en) * | 2017-07-19 | 2018-01-19 | 大庆科丰石油技术开发有限公司 | Cleaning operation integrated apparatus |
RU2695724C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-07-25 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well |
RU2731007C2 (en) * | 2017-07-31 | 2020-08-28 | Мурад Давлетович Валеев | Method for cleaning centrifugal pump of oil well from precipitation |
RU2740764C2 (en) * | 2016-09-26 | 2021-01-20 | Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз | Automated flushing method for screw pump system |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4911240A (en) * | 1987-12-28 | 1990-03-27 | Haney Robert C | Self treating paraffin removing apparatus and method |
RU2273725C2 (en) * | 2004-06-18 | 2006-04-10 | ООО "Псковгеокабель" | Method and device for oil and gas well dewaxing |
RU2452850C1 (en) * | 2010-12-20 | 2012-06-10 | Артур Маратович Галимов | Device to clean tubing of sediments |
RU2460594C1 (en) * | 2011-05-10 | 2012-09-10 | Айдар Рафикович Нагимуллин | Method for removing deposits from oil-gathering pipeline |
-
2012
- 2012-10-24 RU RU2012145339/03A patent/RU2513889C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4911240A (en) * | 1987-12-28 | 1990-03-27 | Haney Robert C | Self treating paraffin removing apparatus and method |
RU2273725C2 (en) * | 2004-06-18 | 2006-04-10 | ООО "Псковгеокабель" | Method and device for oil and gas well dewaxing |
RU2452850C1 (en) * | 2010-12-20 | 2012-06-10 | Артур Маратович Галимов | Device to clean tubing of sediments |
RU2460594C1 (en) * | 2011-05-10 | 2012-09-10 | Айдар Рафикович Нагимуллин | Method for removing deposits from oil-gathering pipeline |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2740764C2 (en) * | 2016-09-26 | 2021-01-20 | Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз | Automated flushing method for screw pump system |
CN107605432A (en) * | 2017-07-19 | 2018-01-19 | 大庆科丰石油技术开发有限公司 | Cleaning operation integrated apparatus |
CN107605432B (en) * | 2017-07-19 | 2020-05-05 | 大庆科丰石油技术开发有限公司 | Cleaning operation integrated device |
RU2731007C2 (en) * | 2017-07-31 | 2020-08-28 | Мурад Давлетович Валеев | Method for cleaning centrifugal pump of oil well from precipitation |
RU2695724C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-07-25 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2513889C1 (en) | Flushing method of well submersible electric centrifugal pump | |
RU2584437C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
US10273782B2 (en) | Method for preventing wax deposition in oil wells with packers | |
RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
CN103362476A (en) | Casing type downhole heat exchanger heating system capable of preventing wall of producing well from paraffin precipitation | |
RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
AU2012243187B2 (en) | Double string slurry pump | |
CN102425403B (en) | Method for determining setting depth of coaxial double hollow sucker rods | |
RU2695724C1 (en) | Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well | |
RU2010115323A (en) | METHOD FOR FIGHTING PARAFFIN DEPOSITS IN OIL AND GAS WELLS | |
RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
RU2475628C1 (en) | Flushing method of well submersible electric-centrifugal pump by reagent | |
RU137332U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
RU2553129C1 (en) | Well dewaxing method | |
CN109441400A (en) | A kind of device and method of gas-lift production well Paraffin Removal | |
RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
CN209145562U (en) | A kind of device of gas-lift production well Paraffin Removal | |
RU2525563C1 (en) | Processing of wellbore zone of formation | |
RU96167U1 (en) | WELL WASHING DEVICE | |
RU2483204C1 (en) | Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
RU2603866C1 (en) | Method of removing deposits from well equipped with bottom-hole pump | |
CN201165865Y (en) | Oil well thermal cycle oil extraction apparatus | |
CN102943657B (en) | Deoxidization-temperature control-water injection pinch and deoxidization-temperature control-water injection method | |
RU2733251C1 (en) | Method of operation of pair of wells producing high-viscosity oil, with injection stop |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141025 |