RU2610946C1 - Способ удаления отложений из колонны лифтовых труб нефтедобывающей скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения. Динамическое воздействие растворителем на отложения в трубах в виде разнонаправленного движения растворителя по полости колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) оказывают с помощью попеременной работы двух источников энергии и давления. После заполнения колонны НКТ растворителем дальнейшее продвижение растворителя в сторону глубинного насоса организуется с помощью избыточного давления попутного нефтяного газа, взятого по трубопроводу из межтрубного пространства соседней скважины. Попутный нефтяной газ соседней скважины направляется в колонну НКТ обрабатываемой скважины, благодаря этому растворитель проникает далее вниз вплоть до глубинного насоса. Для обратного движения растворителя вверх глубинный насос пускают в работу до появления растворителя на устье скважины. Циклическое движение растворителя вверх и вниз повторяют до тех пор, пока не исчерпается его растворяющая способность, например, не стабилизируется его плотность. Повышается эффективность промывки растворителем в скважинах с глубоким динамическим уровнем жидкости в межтрубном пространстве, сокращается время удаления отложений. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Предлагаемое изобретение относится к сфере скважиной добычи нефти и может быть использовано на месторождениях нефти, где в подъемных трубах скважин наблюдается образование и накапливание тяжелых компонент нефти и других сопутствующих веществ.

Проблема заполнения колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) - лифтовых труб нефтедобывающих скважин асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) стала основной для многих нефтяных компаний страны в последние годы из-за ухудшения структуры запасов нефти. Несмотря на применение ингибиторов АСПО колонна НКТ способна за несколько месяцев эксплуатации скважины практически заполниться отложениями.

Наиболее привлекательным для удаления АСПО из колонны НКТ без подъема труб на поверхность земли является применение органических растворителей. Во многих нефтяных компаниях растворитель закачивают в межтрубное пространство, который через определенное время приходит на прием насоса и растворяет отложившиеся асфальтены, смолы и парафины. Растворитель при своем движении сверху вниз смешивается с нефтью в межтрубном пространстве и теряет свои растворяющие способности.

Известно изобретение по патенту РФ №2460594 (опубл. 10.09.2012, бюл. 25), по которому отложения в трубопроводе удаляют путем периодического и разнонаправленного перемещения растворителя в зоне отложения с помощью насосного агрегата и энергии сжатого в нефти растворенного газа. Применение данной технологии в скважине потребует использование второй насосной установки кроме глубинного насоса, так как скважинная жидкость может иметь газонасыщенность, недостаточную для организации обратного движения растворителя сверху вниз по длине колонны НКТ. Во-вторых, граница между растворителем и трубопроводной жидкостью при обратной закачке жидкости из системы нефтесбора в скважину будет находиться вне контроля персонала предприятия.

Известно изобретение «Способ удаления солевых отложений в скважине и устройство для его осуществления» по а.с. СССР №1068589 (опубл. 23.01.1984), по которому разнонаправленное движение растворителя отложений организовано с помощью энергии глубинного насоса и насоса, находящегося на поверхности земли на устье скважины. Это требует наличия насосного агрегата возле обрабатываемой скважины, что удорожает процедуру удаления отложений.

Технической задачей по изобретению является создание технологии разнонаправленного перемещения растворителя по стволу насосно-компрессорных труб без привлечения насосной установки на устье скважины.

Поставленная задача решается тем, что по способу удаления отложения с колонны лифтовых труб нефтедобывающей скважины, заключающийся в организации разнонаправленного движения растворителя отложений внутри колонны насосно-компрессорных труб - НКТ (колонны лифтовых труб), предварительно скважину с низким динамическим уровнем жидкости оборудуют установкой электроцентробежного насоса без обратного клапана над насосом, скважину останавливают на обработку, давление в межтрубном пространстве разряжают до атмосферного и ожидают снижение уровня жидкости в колонне НКТ до уровня жидкости в межтрубном пространстве, в свободную часть колонны НКТ самотеком из автоцистерны заливают растворитель отложений, который продавливают ниже по колонне НКТ до глубинного насоса с помощью силы давления попутного нефтяного газа - ПНГ из межтрубного пространства ближайшей нефтедобывающей скважины, причем ПНГ направляют в колонну НКТ с отложениями с помощью гибкого армированного шланга или стальных труб необходимой конфигурации, вертикальное и разнонаправленное движение растворителя по колонне НКТ с необходимой периодичностью организуют попеременной работой глубинного насоса (движение растворителя вверх по НКТ) и энергии сжатого ПНГ (движение растворителя вниз по НКТ) - при остановке работы глубинного насоса.

Время ожидания растворения отложений между изменением направления движения растворителя по НКТ определяют предварительно по результатам лабораторных исследований эффективности различного вида воздействия растворителем на отложения. Отметим, что задвижка межтрубного пространства обрабатываемой скважины во время удаления отложений с колонны НКТ остается открытой в окружающую атмосферу.

Уровень растворителя в колонне НКТ во время удаления отложений контролируют с помощью акустического уровнемера и пробоотборника, расположенных на устье скважины.

Условно реализация предложенного способа изображена на двух рисунках, где на фиг. 1 показан процесс заполнения колонны НКТ растворителем отложений самотеком из автоцистерны. На фиг. 2 изображено как заполнивший колонну НКТ растворитель проталкивается вниз по колонне с помощью давления попутного нефтяного газа из соседней скважины. На рисунках даны следующие условные обозначения: 1 - колонна НКТ, 2 - глубинный электроцентробежный насос, 3 - отложения по длине колонны НКТ, 4 - задвижка межтрубного пространства (МП), 5 - уровень жидкости в межтрубном пространстве, 6 - установившийся уровень жидкости в колонне НКТ, 7 - задвижка колонны НКТ на устье скважины, 8 - автоцистерна с растворителем, 9 - задвижка МП соседней нефтедобывающей скважины, 10 - попутный нефтяной газ (ПНГ), 11 - пробоотборник, 12 - акустический уровнемер, 13 - расходомер (счетчик жидкости), 14 - манометр.

Заявленный способ реализуется выполнением следующих процедур: 1. Скважину с отложениями 3 в колонне НКТ 1 останавливают путем остановки работы насоса 2. Задвижку 7 закрывают, а задвижку 4 открывают и стравливают давление в межтрубном пространстве до атмосферного (снижение давления фиксируют по манометру 14).

2. Уровень скважинной жидкости в колонне НКТ будет быстро снижаться благодаря наличию давления и выделению свободного газа из нефти. Этому будет благоприятствовать отсутствие давления в МП скважины. Опыт эксплуатации скважин с установками электроцентробежных насосов показывает, что за непродолжительное время в 30-40 минут уровни жидкости в колонне НКТ 6 и межтрубном пространстве 5 выравниваются.

3. С помощью уровнемера 12 определяют установившийся уровень жидкости в колонне НКТ. Задвижку 7 открывают, и избыточное давление в колонне НКТ снижают до нуля. Задвижку 7 соединяют через расходомер 13 с автоцистерной 8. Свободную от отложений полость колонны НКТ заполняют растворителем через задвижку 7. Объем растворителя, заполнивший колонну НКТ, определяется по счетчику 13 с тем, чтобы косвенным путем определить объем отложений в колонне насосно-компрессорных труб и соизмерить необходимый объем растворителя для удаления отложений.

4. Плотность растворителя, как правило, меньше плотности нефти и пластовой жидкости в межтрубном пространстве, поэтому растворитель самотеком из автоцистерны не доходит до глубинного насоса. С тем чтобы довести растворитель до насоса и промыть его от отложений, задвижку 7 (фиг. 2) соединяют трубопроводом через задвижку 9 с межтрубным пространством соседней скважины, имеющей значительный объем попутного нефтяного газа под высоким давлением - до 20-30 атм (2-3 МПа). Благодаря созданию избыточного давления в колонне НКТ за счет газа соседней скважины уровень растворителя в трубах будет понижен на необходимые 100 и более метров, а сам растворитель дойдет до рабочих органов глубинного насоса и растворит имеющиеся отложения.

5. Через непродолжительный промежуток времени (не более 30 минут) скважинный насос 2 пускают в работу. Это ведет к движению растворителя в обратном направлении. Насос работает до тех пор, пока из пробоотборника 11 не появится растворитель вместо ПНГ. Дополнительно ведется контроль за уровнем поднимающейся жидкости в НКТ с помощью уровнемера 12.

6. После отключения глубинного насоса избыточное давление ПНГ от соседней скважины вновь заставит уровень растворителя понизиться на десятки и даже сотни метров. В таком циклическом режиме организуется движение растворителя вверх и вниз в полости колонны НКТ. На отложения воздействуют растворителем в динамическом режиме, это ускоряет процесс растворения отложений и способствует более быстрому и эффективному насыщению растворителя молекулами отложений.

7. Движение растворителя в лифтовых трубах останавливают, после того как плотность растворителя с растворенными частицами отложений достигнет своего максимального значения и растворитель потеряет растворяющую способность. Для этого из пробоотборника 11 периодически отбирают пробы растворителя и проводят экспресс-анализы его свойств, например, определяют его плотность.

Поставленная техническая задача - перемещение растворителя вниз и вверх по столу колонны НКТ скважины решена, на наш взгляд, положительно благодаря энергии сжатого газа соседней скважины (движение растворителя вниз) и работы глубинного насоса (движение растворителя вверх). Мы надеемся, что предложенное техническое решение соответствует критериям «новизна» и «существенное отличие».

Внедрение новшества в деятельности нефтедобывающих компаний не требует дополнительных расходов, наоборот, позволяет экономить средства на эксплуатацию передвижного насосного агрегата типа ЦА-320.

Claims (4)

1. Способ удаления отложений из колонны лифтовых труб нефтедобывающей скважины, заключающийся в организации разнонаправленного движения растворителя отложений внутри колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, отличающийся тем, что предварительно скважину с низким динамическим уровнем жидкости оборудуют установкой электроцентробежного насоса без обратного клапана над насосом, скважину останавливают на обработку, давление в межтрубном пространстве разряжают до атмосферного и ожидают снижения уровня жидкости в колонне НКТ до уровня жидкости в межтрубном пространстве, в свободную часть колонны НКТ самотеком из автоцистерны заливают растворитель отложений, который продавливают ниже по колонне НКТ до глубинного насоса с помощью силы давления попутного нефтяного газа из межтрубного пространства ближайшей нефтедобывающей скважины, причем попутный нефтяной газ направляют в колонну НКТ с отложениями с помощью гибкого армированного шланга или стальных труб необходимой конфигурации, вертикальное и разнонаправленное движение растворителя по колонне НКТ вверх и вниз с необходимой периодичностью организуют попеременной работой глубинного насоса - движение растворителя вверх по НКТ и энергии сжатого попутного нефтяного газа - движение растворителя вниз по НКТ - при остановке работы глубинного насоса.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что время ожидания растворения отложений между изменением направления движения растворителя по колонне НКТ определяют предварительно по результатам лабораторных исследований эффективности различного вида воздействия растворителем на отложения.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что задвижка межтрубного пространства обрабатываемой скважины во время удаления отложений с колонны НКТ остается открытой в окружающую атмосферу.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что уровень растворителя в колонне НКТ во время удаления отложений контролируют с помощью акустического уровнемера и пробоотборника, расположенных на устье скважины.

Images