RU2535546C1 - Устройство для предотвращения солеотложений в скважине - Google Patents

Abstract

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением. Устройство содержит колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб. Глубинный насос снизу оснащен хвостовиком, спущенным ниже интервала перфорации. Устьевая арматура оснащена двумя нагнетательными линиями, сообщенными с межколонным пространством скважины. Первая линия оснащена штуцером, задвижкой и обвязана с насосным агрегатом на устье скважины. Устройство оснащено манифольдной линией с задвижкой, гидравлически связывающей выкидную линию скважины со второй линией, оснащенной задвижной за манифольдной линией. В первом положении двухпозиционный переключатель потока жидкости обеспечивает подачу химического реагента от первой нагнетательной линии в межколонное пространство скважины. Во втором положении переключатель соединяет выкидную линию с отбираемой из скважины жидкостью через манифольдную линию со второй нагнетательной линией. Повышается надежность, упрощается конструкция. 2 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением с целью повышения дебита скважин в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод.

Известно магнитно-гидродинамическое устройство против солеотложения (патент RU №2386790, МПК E21B 37/00, опубл. 20.04.2010 г.), содержащее осесимметричную цепь аксиально намагниченных цилиндрических постоянных магнитов с цилиндрическими магнитными наконечниками, собранную на неферромагнитной штанге, проходящей через их осевые отверстия, с ориентацией магнитов одноименными полюсами навстречу друг к другу, и установленную на звездчатых стойках соосно внутри секции ферромагнитной трубы с зазором для протекания жидкости и создания в ней поперечного ее потоку неоднородного магнитного поля, при этом устройство имеет между каждым полюсом магнита и магнитным наконечником турбину из ферромагнита с лопастями с заостренными кромками, обращенными к стенке трубы, а концы штанги установлены в подшипниках, укрепленных соосно на звездчатых стойках, допускающих вращение всей магнитной сборки относительно трубы под действием потока протекающей жидкости.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, высокие финансовые и материальные затраты, связанные с привлечением бригады капитального или подземного ремонта скважин для извлечения насосного оборудования из скважины, спуска данного устройства с последующим его подъемом после отработки и спуском насосного оборудования для последующей эксплуатации добывающей скважин;

- во-вторых, низкая эффективность работы устройства, обусловленная слабой неоднородностью магнитного поля в направлении, поперечном к струе жидкости, и ослабление со временем магнитного поля в потоке жидкости, обусловленное замыканием полюсов постоянных магнитов ферромагнитным шламом, заносимым потоком жидкости, требующее периодической очистки магнитного устройства.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для очистки колонны лифтовых труб от отложений (патент RU №2452850, МПК E21B 37/06, опубл. 10.06.2012 г.), содержащее спущенную в скважину колонну лифтовых труб с глубинным насосом, при этом ниже глубинного насоса установлен трубчатый контейнер с открытым низом и армированная трубка для подачи химического реагента в контейнер с устья скважины, оснащенной выкидной линией с трубной задвижкой, установленной на верхнем конце лифтовой колонны труб, при этом контейнер предварительно покрывают изнутри теплоизоляционным составом, стойким к различным химическим реагентам, и на всю длину по осевой линии снабжают электронагревательным элементом, в частности греющим кабелем с переменной по длине мощностью, на внутренней стороне контейнера равномерно по его длине располагают датчики измерения температуры, электронагревательный элемент и датчики измерения температуры соединяют электрической связью со станцией управления на устье скважины для организации и контролирования процесса разогрева химического реагента в контейнере.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, низкая надежность работы, связанная с повреждением греющего кабеля или армированной трубки в процессе проведения спускоподъемных операций или в процессе работы устройства, что приводит к выходу устройства из строя;

- во-вторых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (электронагревательный элемент, датчики измерения температуры, греющий кабель и т.д.);

- в-третьих, высокие финансовые затраты на подготовку устройства к работе (монтаж устройства в скважине), связанные с привлечением бригады капитального или подземного ремонта скважин для спуска трубчатого контейнера с открытым низом ниже глубинного насоса и армированной трубки для подачи растворителя в контейнер с устья скважины. Кроме того, высокие материальные затраты на скважинное оборудование устройства: электронагревательный элемент, датчики измерения температуры, греющий кабель, армированную трубку;

- в-четвертых, сложный технологический процесс обслуживания устройства.

Технической задачей изобретения является упрощение конструкции и его обслуживания, а также повышение надежности работы устройства и снижение затрат по подготовке устройства к работе.

Поставленная техническая задача решается устройством для предотвращения солеотложений в скважине, содержащим спущенную в скважину колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления, размещенную на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб.

Новым является то, что глубинный насос снизу оснащен хвостовиком, спущенным ниже интервала перфорации скважины, устьевая арматура оснащена двумя нагнетательными линиями, сообщенными с межколонным пространством скважины, причем первая нагнетательная линия оснащена штуцером, задвижкой и обвязана с насосным агрегатом, установленным на устье скважины, причем устройство оснащено манифольдной линией с задвижкой, гидравлически связывающей выкидную линию скважины со второй нагнетательной линией, оснащенной задвижной за манифольдной линией, при этом устройство оснащено двухпозиционным переключателем потока жидкости, соединенным со станцией управления, причем в первом положении двухпозиционный переключатель потока жидкости обеспечивает подачу химического реагента от первой нагнетательной линии в межколонное пространство скважины, а во втором положении переключатель потока жидкости соединяет выкидную линию с отбираемой из скважины жидкостью через манифольдную линию со второй нагнетательной линией.

Интенсификация процессов добычи путем заводнения нефтяных пластов позволяет резко увеличить нефтедобычу, однако наблюдаемое при этом опреснение пластовых вод приводит, на ряде месторождений, к образованию гипсовых отложений.

Гипс образуется на забое скважины, что приводит к тому, что интервал перфорации скважины перекрывается. В результате дебит скважины значительно снижается при росте обводненности. Скважина выходит в капитальный ремонт, что влечет за собой большие финансовые затраты, связанные с разбуриванием отложений гипса с целью очистки интервала перфорации и забоя скважины.

На фиг.1 и 2 схематично представлено устройство для предотвращения солеотложений в скважине.

Устройство для предотвращения солеотложений в скважине содержит спущенную в скважину 1 (см. фиг.1) колонну лифтовых труб 2 с глубинным насосом 3, например электроцентробежным насосом (ЭЦН), станцию управления 4, размещенную на устье скважины 1, а также устьевую арматуру 5, оснащенную выкидной линией 6 с трубной задвижкой 7.

Глубинный насос 3 снизу оснащен хвостовиком 8, спущенным ниже интервала перфорации 9 скважины 1.

Устьевая арматура 5 оснащена двумя нагнетательными линиями 10 и 11, сообщенными с межколонным пространством 12 скважины 1.

Первая нагнетательная линия 10 оснащена штуцером 13, задвижкой 14 и обвязана с насосным агрегатом 15, установленным на устье скважины 1. Штуцер 13 имеет калиброванный диаметр - d, который подбирается опытным, что позволяет установить необходимый расход дозирования химического реагента в межколонное пространство 12 скважины 1 в зависимости от объема химического регента, подлежащего закачке в скважину 1.

В качестве насосного агрегата 15, например, используют цементировочный агрегат ЦА-320.

Устройство оснащено манифольдной линией 16 с задвижкой 17, гидравлически связывающей выкидную линию 6 скважины 1 со второй нагнетательной линией 11, оснащенной задвижной 18 за манифольдной линией 16.

Устройство оснащено двухпозиционным переключателем 19 потока жидкости, соединенным со станцией управления 4.

В первом положении двухпозиционный переключатель 19 потока жидкости обеспечивает подачу химического реагента по первой нагнетательной линии 10 в межколонное пространство 12 скважины 1, по которому химический реагент попадает на солеотложения 20 на забое 21 скважины 1.

В качестве химического реагента для борьбы с солеотложением используют любой известный ингибитор. Например, применяют ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т, предназначенный для защиты скважины и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата кальция в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод.

Удельный расход ингибитора составляет 5-30 грамм на одну тонну отбираемой глубинным насосом 3 из скважины 1 продукции. В зависимости от степени минерализации промысловых вод СНПХ-5312Т предотвращает отложения сульфата бария при концентрации 10-30 мг/дм³.

Во втором положении (см. фиг.2) переключатель потока жидкости соединяет выкидную линию 6 с отбираемой из скважины жидкостью через манифольдную линию 16 со второй нагнетательной линией 11.

Устройство для предотвращения солеотложений в скважине работает следующим образом.

Перед началом эксплуатации скважины 1 (см. фиг.1) на конце глубинного насоса 3 спускают хвостовик 8, например, состоящий из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, так, чтобы нижний конец хвостовика 8 находился ниже интервала перфорации 9.

Оснащение глубинного насоса 3 хвостовиком 8, нижний конец которого размещен ниже интервала перфорации 9 скважины 1, позволяет снизить процесс солеобразования в процессе эксплуатации скважины 1 в интервале перфорации 9 скважины 1.

Затем спускают колонну лифтовых труб 2, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм. Монтируют устьевую арматуру и запускают скважину 1 в эксплуатацию.

В процессе отбора продукции из скважины 1 в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод, происходит отложение гипса 20 на забое 21 скважины 1, при этом дебит скважины 1 значительно снижается, а обводненность добываемой продукции возрастает.

Предлагаемое устройство позволяет обработать скважину 1 химическим реагентом без привлечения бригад КРС и предотвратить образование солей гипса и выпадения его кристаллов на забой 21 скважины 1.

С целью исключения привлечения бригады капитального ремонта и очистки забоя скважины от солеотложений на устье скважины 1 монтируют предлагаемое устройство, как показано на фиг.1.

Останавливают глубинный насос 3 и закрывают задвижки 7, 17, 18 и открывают задвижку 14.

Сигналом со станции управления 4 устанавливают двухпозиционный переключатель 19 потока жидкости в первой положение.

Запускают в работу насосный агрегат 15, который подает ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т (химический реагент) по первой нагнетательной линии 10, через штуцер 13 в межколонное пространство 12 скважины 1, по которому опускается на солеотложения (гипсовые) 20, образованные на забое 21 скважины 21, с которыми вступает в химическую реакцию.

Закачку химического реагента с помощью насосного агрегата 15 в межколонное пространство 12 скважины 1 с заданным расходом через штуцер 13 продолжают до израсходования заданного объема химического реагента, например, в течении одного часа, после чего отключают насосный агрегат 15.

Далее закрывают задвижку 14 и открывают задвижки 7 и 17, при этом задвижка 18 остается закрытой.

Запускают в работу глубинный насос 3, который отбирает жидкость, т.е. смесь продукции пласта и химической реакции продуктов солеотложения (гипса) из интервала перфорации 9 через хвостовик 8 по лифтовой колонне труб 2 через выкидную линию 6, двухпозиционный переключатель 19 потока жидкости, манифольдную линию 16 и вторую нагнетательную линию 11 в межколонное пространства 12 скважины 1, по которому жидкость опускается на забой 21 скважины 1. Таким образом, глубинный насос 3 работает «сам на себя», например, в течение 24 часов.

В течение этого времени происходит замкнутая циркуляция жидкости. В результате ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т полностью растворяет солеотложения 20, образованные на забое 21 (см. фиг.2). В результате забой скважины и интервалы перфорации 9 остаются открытыми.

Такую обработку достаточно проводить 4 раза в год, т.е. ежеквартально, что позволит увеличить межремонтный период работы скважины.

Предлагаемое устройство имеет простую конструкцию, а также легкое и простое в обслуживании, так как все технологические параметры устройства регулируются на устье скважины. Также предлагаемое устройство имеет высокую надежность, так как для предотвращения солеотложений в скважине не надо производить спускоподъемные операции для монтажа устройства в скважине, что может привести к повреждению устройства, при этом исключаются затраты на скважинное оборудование устройства: электронагревательный элемент, датчики измерения температуры, греющий кабель, армированную трубку. Для монтажа устройства на скважине не нужно привлекать бригаду капитального ремонта, вследствие чего снижаются затраты на подготовку устройства к работе.

Claims (1)

1. Устройство для предотвращения солеотложений в скважине, содержащее спущенную в скважину колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления, размещенную на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб, отличающееся тем, что глубинный насос снизу оснащен хвостовиком, спущенным ниже интервала перфорации скважины, устьевая арматура оснащена двумя нагнетательными линиями, сообщенными с межколонным пространством скважины, причем первая нагнетательная линия оснащена штуцером, задвижкой и обвязана с насосным агрегатом, установленным на устье скважины, причем устройство оснащено манифольдной линией с задвижкой, гидравлически связывающей выкидную линию скважины со второй нагнетательной линией, оснащенной задвижной за манифольдной линией, при этом устройство оснащено двухпозиционным переключателем потока жидкости, соединенным со станцией управления, причем в первом положении двухпозиционный переключатель потока жидкости обеспечивает подачу химического реагента от первой нагнетательной линии в межколонное пространство скважины, а во втором положении переключатель потока жидкости соединяет выкидную линию с отбираемой из скважины жидкостью через манифольдную линию со второй нагнетательной линией.

Images