RU2661951C1 - Method for preventing deposits of asphalt-resins and paraffin components of oil in pump compressor tubes in the well and device for its implementation - Google Patents
Method for preventing deposits of asphalt-resins and paraffin components of oil in pump compressor tubes in the well and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2661951C1 RU2661951C1 RU2017111175A RU2017111175A RU2661951C1 RU 2661951 C1 RU2661951 C1 RU 2661951C1 RU 2017111175 A RU2017111175 A RU 2017111175A RU 2017111175 A RU2017111175 A RU 2017111175A RU 2661951 C1 RU2661951 C1 RU 2661951C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- paraffin
- oil
- small diameter
- well
- Prior art date
Links
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims abstract description 34
- 229920005989 resin Polymers 0.000 title abstract 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 title abstract 2
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 16
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000013078 crystal Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 2
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 claims 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 16
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 8
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 description 1
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 238000004017 vitrification Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемые технические решения объединены единым изобретательским замыслом и относятся к нефтяной промышленности, а именно к области нефтедобычи для предупреждения отложения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти (АСПО) на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) при фонтанном и механизированном способах эксплуатации нефтяных скважин. Известны способы предупреждения отложений АСПО в нефтяной скважине, защищенные патентами RU 2432322 (27.10.11) Бюл. 30; RU 2429344 (20.09.2011), а также известны многочисленные способы и устройства, описанные в технической литературе [1-6]. Каждый из перечисленных способов для предупреждения и удаления АСПО на внутренней поверхности НКТ направлены либо на создание защитной пленки в приграничном слое потока флюида пласта с использованием ингибиторов АСПО, либо на использование удалителей АСПО [5], в том числе путем применения тепловой обработки скважин [6] или удаление АСПО скребками [7]. В качестве прототипа использован патент RU 2263765 (10.11.2005) Бюл. №31, в котором, при эксплуатации скважины, оборудованной установкой электропогружного насоса (УЭЦН) с наземным и подземным оборудованием скважины, для каогуляции и смывания кристаллов парафина от стенки НКТ используют ультразвуковые стоячие волны, возбуждаемые резонатором, размещенным над погружным электронасосом.The proposed technical solutions are united by a single inventive concept and relate to the oil industry, namely, the oil production field to prevent the deposition of asphalt-resinous and paraffin oil components (AFS) on the inner surface of tubing (tubing) during fountain and mechanized methods of operating oil wells. Known methods for preventing deposits of paraffin in an oil well, protected by patents RU 2432322 (10.27.11) Bull. thirty; RU 2429344 (09/20/2011), as well as numerous methods and devices are described in the technical literature [1-6]. Each of the above methods for preventing and removing paraffin deposits on the inner surface of the tubing is aimed either at creating a protective film in the boundary layer of the reservoir fluid flow using paraffin inhibitors, or using paraffin scavengers [5], including through the use of heat treatment of wells [6] or removal of paraffin scraper scrapers [7]. As a prototype used patent RU 2263765 (10.11.2005) Bull. No. 31, in which, when operating a well equipped with an electric submersible pump (ESP) with ground and underground well equipment, ultrasonic standing waves excited by a resonator placed above a submersible electric pump are used to coagulate and flush paraffin crystals from the tubing wall.
Недостатки известных способов связаны, например, с необходимостью нагрева транспортируемой жидкости выше температуры начала кристаллизации парафина (40°C…70°C) нагревателями [6] или направлены на использование технологии очистки внутренней полости НКТ механическими скребками [7]. Реализованы технические решения по нанесению на внутреннюю поверхность НКТ специальных покрытий (остеклование, нанесение фторопластовых пленок) и др. [4]. Каждый из известных способов предупреждения и ликвидации АСПО, в том числе и патенту RU 2263765, как правило, не является универсальным и применим лишь в конкретных горно-геологических условиях нефтяного месторождения, компонентного состава нефти и ее температурной составляющей. Наиболее частые остановки эксплуатационных скважин, вызванные отложениями АСПО на внутренней поверхности НКТ, встречаются на скважинах с малыми (до 18…20 м3/сут) и средними дебитами (до 60 м3/сут). У продукции скважин, поступающей из продуктивного пласта с малыми дебитами, тепловая энергия нефтегазового потока интенсивно рассеивается в окружающее пространство при контакте с охлажденными породами на малых глубинах (0…500 м), где их температуры значительно ниже температуры кристаллизации парафина - основного компонента АСПО нефти. Эти условия способствуют выпадению кристаллов парафина в нефтяном потоке и их осаждению на стенках НКТ. Ультразвуковые колебания, возбуждаемые при работе УЭЦН (по патенту RU 2263765), также рассеиваются при тесном контакте труб со стенками эксплуатационной колонны в наклонно-направленных скважинах и не могут создать действенного эффекта на решение задачи по предупреждению отложения АСПО в НКТ. В итоге, предложенный 12 лет назад способ предупреждения отложения парафина в нефтяной скважине с генерированием ультразвука УЭЦН, не имеет промыслового применения.The disadvantages of the known methods are associated, for example, with the need to heat the transported liquid above the temperature of the beginning of crystallization of paraffin (40 ° C ... 70 ° C) by heaters [6] or are aimed at using the technology of cleaning the inner cavity of tubing with mechanical scrapers [7]. Technical solutions have been implemented for applying special coatings to the inner surface of tubing (vitrification, applying fluoroplastic films), etc. [4]. Each of the known methods for the prevention and elimination of paraffin, including the patent RU 2263765, as a rule, is not universal and is applicable only in specific mining and geological conditions of an oil field, oil component composition and its temperature component. The most frequent shutdowns of production wells caused by sedimentation deposits on the inner surface of tubing are found in wells with small (up to 18 ... 20 m 3 / day) and average flow rates (up to 60 m 3 / day). In well production coming from a productive formation with low flow rates, the thermal energy of the oil and gas stream is intensively dissipated into the surrounding area when it comes in contact with cooled rocks at shallow depths (0 ... 500 m), where their temperature is much lower than the crystallization temperature of paraffin - the main component of oil paraffin. These conditions contribute to the precipitation of paraffin crystals in the oil stream and their deposition on the walls of the tubing. Ultrasonic vibrations excited during the operation of the ESP (according to the patent RU 2263765) are also scattered when the pipes are in close contact with the walls of the production string in directional wells and cannot create an effective effect on the solution of the problem of preventing deposition of paraffin deposits in tubing. As a result, the method proposed 12 years ago to prevent the deposition of paraffin in an oil well with the generation of ESP ultrasound has no commercial use.
Техническим результатом является повышение надежности работы механизированных скважин, оборудованных УЭЦН в условиях отложения парафина в полости насосно-компрессорных труб.The technical result is to increase the reliability of mechanized wells equipped with ESPs in the conditions of deposition of paraffin in the cavity of the tubing.
Цель изобретения - повышение эффективности предупреждения отложений АСПО в полости НКТ и обеспечение бесперебойной работы скважины.The purpose of the invention is to increase the effectiveness of the prevention of deposits of paraffin deposits in the tubing cavity and ensuring the smooth operation of the well.
Указанная цель достигается тем, что при фонтанном способе добычи или с помощью УЭЦН, спущенного на расчетную глубину в скважину на рабочих НКТ, газожидкостный поток (ГЖП) продукции скважины, движущийся в полости НКТ, начиная с глубины начала кристаллизации парафина (например, с глубины 900 м) до устья, ускоряют до режима квадратичного течения путем перехода на транспортировку всего ГЖП по коаксиально размещенной дополнительной подвеске НКТ «малого диаметра» (НКТмд), закрепленной в арматуре устья скважины с возможностью сообщения с наземной системой нефтесбора. При этом ГЖП из ламинарного движения по НКТ от УЭЦН в полости дополнительной подвески (НКТмд) малого диаметра переходит в турбулентный режим (режим квадратичного течения). При этом интенсивная турбулизация (завихрение) потока непрерывно обновляет пристенную нефтяную пленку вместе кристаллами парафина и исключает их накопление, а по кольцевому пространству между рабочих НКТ и НКТ малого диаметра через отводы устьевой арматуры наземными насосами (селективно) подают рабочий агент - удалитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений.This goal is achieved by the fact that with the fountain method of production or with the help of ESP, lowered to the calculated depth into the well at the working tubing, a gas-liquid flow (GLC) of the production of the well moving in the tubing cavity, starting from the depth of onset of paraffin crystallization (for example, from a depth of 900 m) to the mouth, accelerate to the quadratic flow mode by switching to transportation of the entire GLC through coaxially placed additional “small diameter” tubing suspension (tubing) fixed in the wellhead reinforcement with the possibility of communication with ground oil gathering system. In this case, the GLC from the laminar motion along the tubing from the ESP in the cavity of the additional suspension (tubing) of small diameter goes into a turbulent mode (quadratic flow mode). At the same time, intensive turbulization (swirling) of the flow continuously updates the wall oil film together with paraffin crystals and eliminates their accumulation, and through the annular space between the tubing and tubing of small diameter through the outlets of the wellhead fittings with ground pumps (selectively) a working agent is used - a remover of asphalt-resinous and paraffin deposits.
Квадратичный режим движения жидкости в трубах возникает при «больших» скоростях [8] (С. 23), когда число Рейнольдса (Re)The quadratic regime of fluid motion in pipes arises at “high” speeds [8] (P. 23), when the Reynolds number (Re)
где: ε - относительная шероховатость труб; ε=Δ/d, Δ - абсолютная шероховатость; d - внутренний диаметр трубы. Если принять для НКТмд абсолютную шероховатость Δ=0,3 мм, то относительная шероховатость НКТмд будет находиться в диапазоне ε=(0,00852…0,0145).where: ε is the relative roughness of the pipes; ε = Δ / d, Δ is the absolute roughness; d is the inner diameter of the pipe. If we take the absolute roughness Δ = 0.3 mm for the tubing, the relative roughness of the tubing will be in the range ε = (0.00852 ... 0.0145).
Число Re, по формуле (1) для начала проявления квадратичного режима движения газожидкостного потока в НКТ малого диаметра по ГОСТ 633-80 [9] (27×3; 33×3,5; 42×3,5), определятся как:The number Re, according to formula (1) for the onset of the quadratic regime of gas-liquid flow in small tubing according to GOST 633-80 [9] (27 × 3; 33 × 3.5; 42 × 3.5), is defined as:
Re для НКТ 27×3 - 34500;Re for tubing 27 × 3 - 34500;
Re для НКТ 33×3,5 - 44000;Re for
Re для НКТ 42×3,5 – 58660.Re for tubing 42 × 3.5 - 58660.
Коэффициент гидравлического сопротивления λ для квадратичного режима течения по формуле Шифринсона [10] (С. 75) выражается формулой:The hydraulic resistance coefficient λ for the quadratic flow regime according to the Shifrinson formula [10] (P. 75) is expressed by the formula:
Тогда для НКТмд λ будет:Then for NKtmd λ will be:
λ для НКТ 27×3 - 0,0382;λ for tubing 27 × 3 - 0.0382;
λ для НКТ 33×3,5 - 0,0334;λ for
λ для НКТ 42×3,5 - 0,0323.λ for tubing 42 × 3.5 - 0.0323.
Перепад давления (Ртр) в полости НКТ малого диаметра для потока однофазной жидкости можно определить по формуле Дарси-Вейсбаха [11] (С. 130):The pressure drop (Rtr) in the cavity of a small diameter tubing for a single-phase fluid flow can be determined by the Darcy-Weisbach formula [11] (P. 130):
где H - длина (НКТмд) малого диаметра, м;where H is the length (NKtmd) of small diameter, m;
с - линейная скорость движения жидкости в НКТмд - м/сs - linear fluid velocity in the tubing - m / s
ρ - плотность жидкости, кг/м3;ρ is the density of the liquid, kg / m 3 ;
d - внутренний диаметр труб, м.d is the inner diameter of the pipe, m
Принимая (для примера) значения, входящие в расчетную формулу (3), определим потери давления по участку (H) дополнительной колонны H=800 м; (НКТмд 27×3)d=0,0207 м; с - 1,5 м/с; ρ=850 кг/м3; λ - 0,0382.Taking (for example) the values included in the calculation formula (3), we determine the pressure loss in the area (H) of the additional column H = 800 m; (NKtmd 27 × 3) d = 0,0207 m; s - 1.5 m / s; ρ = 850 kg / m 3 ; λ - 0.0382.
Ртр=0,0382*800*1,52*850/(2*0,0207*106)=1,41 МПа.Ptr = 0.0382 * 800 * 1.5 2 * 850 / (2 * 0.0207 * 10 6 ) = 1.41 MPa.
Расчет показывает, что значение Ртр по НКТ малого диаметра (для УЭЦН современного производства), не превышает 5…7% от расчетного напора УЭЦН, и не может служить ограничительным фактором от применения способа предупреждения отложения АСПО в режиме квадратичного движения нефти на парафино-опасном участке ствола скважины.The calculation shows that the Rtr value for the tubing of small diameter (for ESPs of modern production) does not exceed 5 ... 7% of the design head of the ESPs, and cannot serve as a limiting factor from the application of the method for preventing deposition of paraffin deposits in the regime of quadratic oil movement in a paraffin-hazardous section wellbore.
Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг. 1 приведен общий вид скважины в разрезе; на фиг. 2 показано сечение скважины для визуализации спущенных в скважину колонн труб.The invention is illustrated in the drawing, where in FIG. 1 shows a General view of the well in section; in FIG. 2 shows a cross section of a well for visualizing pipe columns lowered into the well.
Способ предупреждения отложений АСПО в колонне насосно-компрессорных труб может быть реализован на скважине, включающей внутрискважинное и наземное оборудование. Внутрискважинное оборудование включает эксплуатационную колонну 1, в которую из продуктивного пласта 2 через перфорационные отверстия (на Фиг. 1 не показано) поступает нефть с дебитом Qн. Во внутренней полости эксплуатационной колонны 1 размещена компоновка УЭЦН, включающая погружной электродвигатель (ПЭД) 3, центробежный насос (ЭЦН) 4, обратный 5 и сливной 6 клапаны. Над УЭЦН размещены рабочие насосно-компрессорные трубы 7. Для питания ПЭД электрической энергией используют бронированный кабель 8, который закреплен на наружной поверхности НКТ 7, с выходом верхнего конца кабеля 26 на поверхность через планшайбу 11. В верхней части эксплуатационной колонны установлена колонная головка 9, на которую смонтировано все устьевое оборудование: крестовина 10, планшайба 11, тройниковая арматура 12, дополнительная тройниковая арматура 13, переходной фланец 14, центральная задвижка 15, тройниковая арматура 16, задвижка 17, штуцерная камера 18, манифольд 19, который соединен с наземной выкидной линией 20. В полости рабочих НКТ 7, соосно с ними размещена дополнительная колонна труб 21, оборудованная снизу хвостовиком-воронкой 22 на глубину (L сп нкт мд). Для управления работой скважины устьевое оборудование включает: задвижку 25 с отводом, который врезан в манифольд 19; затрубную задвижку 27 с обратным клапаном 28 с отводом, который врезан в манифольд 19. На манифольде 19 установлен пробоотборный вентиль 29. К тройниковой арматуре 13 присоединены: задвижка 30, тройник 31, задвижка 32, технологический патрубок 33 и манометр 34. К крестовику 10 последовательно присоединена - задвижка 35 с технологическим патрубком 36. К тройникам 16 и 31 присоединены манометры 37 и 34, соответственно.A method of preventing deposits of paraffin deposits in the tubing string can be implemented on the well, including downhole and ground equipment. Downhole equipment includes a
Поставленная задача по предупреждению отложения АСПО в полости НКТ при добыче нефти фонтанным или механизированным способом решается в следующей последовательности и использованием следующих устройств. В ствол скважины, обсаженный эксплуатационной колонной 1, на насосно-компрессорных трубах 7 опускают УЭЦН на расчетную глубину (Нсп уэцн). При фонтанном способе эксплуатации подвеска НКТ УЭЦН не комплектуется. УЭЦН (снизу вверх) включает термоманометрический датчик 39 для передачи по кабелю 8 закодированных сигналов о температуре окружающей среды в зоне работы ПЭД, давления на приеме газосепаратора 23 и параметра вибрации ЭЦН 4 при его работе в скважине. Погружной электродвигатель (ПЭД) 3 через центральный вал передает крутящий момент на вал ЭЦН, в котором размещены рабочие колеса (на фиг. 1 не показано). Поступающий из продуктивного пласта 2 поток газо-жидкостной смеси Qн поступает на прием газосепаратора 23, в котором попутный газ частично отделяется от жидкой фазы (на фиг. 1 не показано), а затем жидкую фазу направляют в полость ЭЦН для повышения давления. В компоновке УЭЦН предусмотрены обратный 5 и сливной 6 клапаны. Клапан 5 предназначен для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках ЭЦН, а клапан 6 для создания циркуляции раствора глушения и слива жидкости из НКТ при подъеме УЭЦН.The task to prevent deposition of paraffin deposits in the tubing cavity during oil production by a fountain or mechanized method is solved in the following sequence and using the following devices. In the wellbore, cased with
После завершения спуска УЭЦН в скважину на НКТ 7 с кабелем 8 (рабочая подвеска) и закрепления НКТ с помощью резьбы с фланцем 11 устьевой арматуры в полость рабочих НКТ 8 до глубины (Нсп нкт мд), с которой выявлено начало кристаллизации парафина, в рабочую подвеску НКТ 7 опускают дополнительную колонну НКТ 21 малого диаметра. Дополнительная колонна НКТ малого диаметра 21, с воронкой 22 на конце, может быть составлена как из отдельных труб (отрезков) НКТ, соединяемых между собой резьбой, так и на основе гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ). Дополнительная колонна НКТ малого диаметра подвешивается (закрепляется) в устьевой арматуре с помощью переходного фланца 14, установленного между тройником 13 и центральной задвижкой 15. В результате такой компоновки устьевого оборудования создают канал для движения ГЖП по НКТ малого диаметра, через задвижку 15, тройник 16, задвижку 17, штуцерную камеру 18, манифольд 19 в выкидную линию нефтесбора 20.After completion of the descent ESP into the well on
После проведения подготовительных работ согласно общепринятой в нефтяной промышленности технологии по тестированию устьевого, электротехнического, и вспомогательного оборудования, являющегося принадлежностью скважины, определения статического уровня в скважине и получения положительного заключения о готовности скважины к эксплуатации, - подают питающее напряжение на ПЭД через кабельный отвод 26.After preparatory work is carried out in accordance with the generally accepted technology in the oil industry for testing wellhead, electrical, and auxiliary equipment that is a part of a well, determining a static level in a well, and obtaining a positive conclusion about the well’s readiness for operation, a voltage is supplied to the SEM through a
Предварительно, перед подачей электрического напряжения на ПЭД на устьевой арматуре, открывают задвижки 15, 17, 25, 27, 30, а задвижки 32, 35 закрывают. На первом этапе вывода скважины на стационарный режим работы из скважины УЭЦН отбирают (откачивают) жидкость глушения. При этом всю поступающую из ЭЦН жидкость одновременно направляют по рабочим НКТ 7 и НКТ малого диаметра 21. Состав продукции, поступающий из скважины при ее работе, определяют путем периодического отбора проб через вентиль 29 из манифольда 19.Previously, before applying electrical voltage to the SEM on the wellhead valves, open the
После появления нефти в откачиваемой из скважины продукции начинают второй этап вывода скважины на стационарный режим. Задвижку 25 закрывают, а через отвод 33, после приведения задвижек 30 и 33 в открытое состояние, нагнетают в дозированном режиме, технологическую жидкость - удалитель 38, например, ингибитор парафиноотложений или широкую фракцию углеводородов, которую между рабочей подвеской НКТ 7 и НКТ малого диаметра 21 направляют в воронку 22 НКТ малого диаметра 21. Химический состав технологической жидкости (удалителя), ее концентрацию и режим закачки через отвод 33 и устьевую арматуру определяют опытным путем.After the appearance of oil in the products pumped out of the well, the second stage of bringing the well to a stationary mode begins. The
Попутный нефтяной газ, поступающий в скважину из продуктивного пласта, после сепарации нефти через газосепаратор УЭЦН пропускают по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной 1 и рабочей подвеской НКТ 7 и направляют через задвижку 27 и обратный клапан 28 в выкидную линию нефтесбора 20.Associated petroleum gas entering the well from the reservoir after oil separation through the ESP gas separator is passed through the annular space between the
Ламинарный поток газо-жидкостной смеси 24, движущийся по рабочим НКТ 7 из УЭЦН, на глубине зарождения кристаллов парафина (L сп нкт мд) направляют через воронку 22 во внутреннюю полость коаксиально расположенных НКТ малого диаметра, вовлекая его в скоростной турбулентный режим квадратичного течения, а по кольцевому пространству рабочих НКТ и НКТ малого диаметра, с помощью наземных насосов (избирательно), нагнетают рабочий агент - удалитель АСПО. Для контроля режима работы скважины и УЭЦН, а также состояния проходного сечения полости НКТ используют показания манометров 34, 37, данные термоманометрического датчика 39, а также дебитометрические измерения турбинного счетчика, соединенного с выкидной линией (на фиг. 1. не показано). В случае запарафинивания НКТ малого диаметра 21 через отвод 33 арматуры устья скважины производят прокачку удалителя АСПО в горячем состоянии (горячая воды, пар) через кольцевое пространство между рабочими НКТ 7 и НКТ малого диаметра 21 до полного восстановления проходного канала в НКТ малого диаметра.The laminar flow of the gas-
Список литературыBibliography
1. Рогачев М.К., Стрижнев К.Е. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2006. - 226 с.1. Rogachev M.K., Strizhnev K.E. Fighting oil production complications. M .: Nedra-Business Center LLC. 2006 .-- 226 p.
2. Коваленко К.И. и др. Способ борьбы с отложениями парафина в лифтовых трубах нефтяных скважин и нефтепроводах. Авт. Свид. №124896 от 14.03.1959 г. Бюлл. №24 1959.2. Kovalenko K.I. et al. A method for controlling paraffin deposits in elevator pipes of oil wells and oil pipelines. Auth. Testimonial. No. 124896 of March 14, 1959, Bull. No. 24 1959.
3. Мазепа Б.А. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиноотложений. М.: Недра, 1972. - 120 с.3. Mazepa B.A. Protection of oilfield equipment from paraffin deposits. M .: Nedra, 1972.- 120 s.
4. Хаярова Д.Р. Автореферат диссертации. «Исследование процесса формирования и удаления органических отложений для повышения эффективности эксплуатации скважин на поздней разработки нефтяных месторождений. Алметьевск. 2011.4. Khayarova D.R. Abstract of dissertation. “Study of the process of formation and removal of organic deposits to increase the efficiency of well operation in the late development of oil fields. Almetyevsk. 2011.
5. Исламов М.К. Разработка и внедрение удалителей асфальто-смолистых и парафиновых отложений на нефтяном оборудовании. Автореферат диссертации, к.т.н. Уфа: УГНТУ, 2005. - 24 с.5. Islamov M.K. Development and implementation of removers of asphalt-resinous and paraffin deposits on oil equipment. Abstract of dissertation, Ph.D. Ufa: UGNTU, 2005 .-- 24 p.
6. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. М. - Ижевск: НИЦ. - Регулярная и хаотичная динамика. 2005. - 254 с.6. Kamenshchikov F.A. Thermal dewaxing of wells. M. - Izhevsk: SIC. - Regular and chaotic dynamics. 2005 .-- 254 p.
7. Гуськова И.А. О проблеме использования скребков и скребков-центраторов на скважинах, осложненных формированием асфальтосмолопарафиновых отложений. Нефтепромысловое дело. 2010. - №6 - С. 53-56.7. Guskova I.A. About the problem of using scrapers and scraper-centralizers in wells complicated by the formation of asphalt-resin-paraffin deposits. Oil field business. 2010. - No. 6 - S. 53-56.
8. Розенберг Г.Д. Сборник задач по гидравлике и газодинамике для нефтяных вузов. М. «Недра». 1990.8. Rosenberg G.D. Collection of problems in hydraulics and gas dynamics for oil universities. M. "The bowels". 1990.
9. Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Центр ЛитНефтегаз». 2004, 350 с.9. Lurie M.V. Task book on the pipeline transport of oil, oil products and gas. M .: Center LitNeftegaz. 2004, 350 p.
10. В.М. Муравьев. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. «Недра», 1973, 384 с.10. V.M. Ants. Operation of oil and gas wells. M. "Nedra", 1973, 384 pp.
11. ГОСТ 633-80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. М.: Стандартинформ. 2010.11. GOST 633-80. Tubing and couplings. M .: Standartinform. 2010.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017111175A RU2661951C1 (en) | 2017-04-03 | 2017-04-03 | Method for preventing deposits of asphalt-resins and paraffin components of oil in pump compressor tubes in the well and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017111175A RU2661951C1 (en) | 2017-04-03 | 2017-04-03 | Method for preventing deposits of asphalt-resins and paraffin components of oil in pump compressor tubes in the well and device for its implementation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2661951C1 true RU2661951C1 (en) | 2018-07-23 |
Family
ID=62981516
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017111175A RU2661951C1 (en) | 2017-04-03 | 2017-04-03 | Method for preventing deposits of asphalt-resins and paraffin components of oil in pump compressor tubes in the well and device for its implementation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2661951C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2779242C1 (en) * | 2021-12-24 | 2022-09-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for controllng asphalt-resin-paraffin deposits in oilfield equipment |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4011906A (en) * | 1975-10-31 | 1977-03-15 | Alexander Harvey C | Downhole valve for paraffin control |
SU1680956A1 (en) * | 1989-06-23 | 1991-09-30 | Управление Повышения Нефтеотдачи Пластов И Капитального Ремонта Скважин Производственного Объединения "Грознефть" | Antisaline deposition device |
RU2083804C1 (en) * | 1994-09-06 | 1997-07-10 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Акционерного общества "Пермнефть" | Method for preventing deposition of paraffin at producing oil from well |
RU13389U1 (en) * | 1999-09-03 | 2000-04-10 | Нефтегазодобывающее управление НГДУ "Лениногорскнефть" | DEVICE FOR PREVENTING PARAFFIN DEPOSITS IN LIFT PIPES OF WELLS |
RU2263765C1 (en) * | 2004-04-19 | 2005-11-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Тюменский государственный нефтегазовый университет | Method of paraffin accumulation prevention in oil well |
RU2302513C2 (en) * | 2004-05-17 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method for reagent injection in well |
-
2017
- 2017-04-03 RU RU2017111175A patent/RU2661951C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4011906A (en) * | 1975-10-31 | 1977-03-15 | Alexander Harvey C | Downhole valve for paraffin control |
SU1680956A1 (en) * | 1989-06-23 | 1991-09-30 | Управление Повышения Нефтеотдачи Пластов И Капитального Ремонта Скважин Производственного Объединения "Грознефть" | Antisaline deposition device |
RU2083804C1 (en) * | 1994-09-06 | 1997-07-10 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Акционерного общества "Пермнефть" | Method for preventing deposition of paraffin at producing oil from well |
RU13389U1 (en) * | 1999-09-03 | 2000-04-10 | Нефтегазодобывающее управление НГДУ "Лениногорскнефть" | DEVICE FOR PREVENTING PARAFFIN DEPOSITS IN LIFT PIPES OF WELLS |
RU2263765C1 (en) * | 2004-04-19 | 2005-11-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Тюменский государственный нефтегазовый университет | Method of paraffin accumulation prevention in oil well |
RU2302513C2 (en) * | 2004-05-17 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method for reagent injection in well |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2779242C1 (en) * | 2021-12-24 | 2022-09-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for controllng asphalt-resin-paraffin deposits in oilfield equipment |
RU2801012C1 (en) * | 2023-02-10 | 2023-08-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating well equipped with electric submersible pump under conditions complicated by formation of asphaltene-resin-paraffin deposits, and device for its implementation |
RU2800177C1 (en) * | 2023-02-28 | 2023-07-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating well equipped with electric submersible pump under conditions complicated by formation of asphaltene-resin-paraffin deposits, and device for its implementation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9909400B2 (en) | Gas separator assembly for generating artificial sump inside well casing | |
RU2365744C1 (en) | Method of simultaneously-separate extraction of hydrocarbons by electro-submersible pump and unit for its implementation (versions) | |
US8316938B2 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
US8596362B2 (en) | Hydraulic fracturing methods and well casing plugs | |
US20110272158A1 (en) | High pressure manifold trailer and methods and systems employing the same | |
WO2006132892A2 (en) | Pipes, systems, and methods for transporting fluids | |
CN105980655A (en) | A method for preventing wax deposition in oil wells with packers | |
AU2020341442B2 (en) | Liner wiper plug with rupture disk for wet shoe | |
US10597993B2 (en) | Artificial lift system | |
RU2457324C1 (en) | Method of evaluation of deposit volume in well flow column | |
RU2475628C1 (en) | Flushing method of well submersible electric-centrifugal pump by reagent | |
RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
RU2581589C1 (en) | Method for development of multi-hole branched horizontal well | |
RU2661951C1 (en) | Method for preventing deposits of asphalt-resins and paraffin components of oil in pump compressor tubes in the well and device for its implementation | |
RU2651728C1 (en) | Method of removing aspo from well equipment | |
RU2445449C1 (en) | Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column | |
US20130269949A1 (en) | Cold Heavy Oil Production System and Methods | |
US20170321511A1 (en) | Oil well assembly for oil production and fluid injection | |
Biddick et al. | Subsurface compression lifts liquids, increases gas production in unconventional well trial | |
RU2535546C1 (en) | Device for scale prevention in well | |
RU2730152C1 (en) | Device for reagent delivery into well | |
RU2645196C1 (en) | Oil well deep pump equipment operation method | |
RU2724709C1 (en) | Method of well equipment extraction | |
RU2422620C1 (en) | Procedure for protection of centrifugal pump from deposit of salts | |
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: 20210404 |