RU2667950C1 - Способ обработки нефтедобывающей скважины реагентом - Google Patents

Abstract

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения. При осуществлении способа предварительно снижают уровень жидкости в скважине до допустимо возможной глубины и повышают производительности электроцентробежного насоса (ЭЦН) на период движения растворителя по межтрубному пространству. В момент попадания растворителя на рабочие колеса ЭЦН производительность насоса снижается с тем, чтобы увеличилась продолжительность контактирования реагента с отложениями в насосе и лифтовых трубах. Контролирование процесса ведется с помощью постоянного или периодического слежения за динамическим уровнем жидкости в скважине. Повышается эффективность промывки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) органическим растворителем путем доставки реагента по межтрубному пространству скважины за короткий период времени. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Заявляемое изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для совершенствования технологий по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений с подземного оборудования нефтедобывающих скважин.

Несмотря на применение ингибиторов парафинообразования при подъеме нефти по колонне лифтовых труб из-за изменения термобарических условий из нее выпадают и адгезируют на поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) асфальтосмолопарафиновые вещества (АСПВ). Для их удаления часто используют органические растворители путем их закачки в межтрубное пространство. После организации круговой циркуляции растворитель попадает на прием глубинного насоса и постепенно поднимается в полость колонны НКТ, тем самым выполняет важную функцию - растворяет АСПВ. Как правило, на нефтегазодобывающем предприятии заливки органического растворителя осуществляют в планово-предупредительном режиме по утвержденным технологическим картам. Доставка реагента в объеме 500-1000 литров и более в межтрубное пространство скважины организуется двумя способами:

1. С помощью передвижного насосного агрегата типа ЦА-320 без снижения давления газа в межтрубном пространстве скважины (МП);

2. Без агрегата типа ЦА-320 с предварительным выпуском попутного нефтяного газа в атмосферу. Растворитель сливается в МП из автоцистерны самотеком через гофрированный шланг.

По мнению ученых (статья Минеев Б.П., Болигатова О.В. Два вида парафина, выпадающего на подземном оборудовании скважин в процессе добычи нефти. / Нефтепромысловое дело. - 2004. - №12. - С. 41-43, а также источник: Уметбаев В.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин с применением растворителей АСПО (на примере месторождений республики Башкортостан): Диссертация на соискание уч. ст. канд. техн. наук. - Уфа: УГНТУ, 2003. - 151 с.), заливка растворителя в межтрубное пространство (МП) ведет к смешению растворителя с нефтью в МП с потерей растворяющей способности реагента.

Технической задачей по изобретению является создание технологии доставки по межтрубному пространству скважины растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на прием глубинного электроцентробежного насоса с максимальным сохранением растворяющей способности реагента. Дополнительной технической задачей является повышение эффективности растворения АСПО, находящихся в полостях корпуса и рабочих колесах электроцентробежного насоса. По первой задаче необходимо скорость движения растворителя по межтрубному пространству увеличить, чтобы уменьшить время контактирования растворителя с нефтью в МП. Как только растворитель дойдет до приемных отверстий ЭЦН, необходимо скорость поступления реагента снизить до минимально возможной величины с тем, чтобы, наоборот, увеличить время контактирования растворителя с асфальтосмолопарафиновыми веществами. Исходя их этих двух требований и решаются задачи по изобретению.

Поставленная задача выполняется тем, что по способу обработки нефтедобывающей скважины реагентом, который заключается в подаче растворителя асфальтосмолопарафинистых отложений в межтрубное пространство скважины с целью его дальнейшего поступления на прием глубинного насоса, при близком расположении уровня жидкости в межтрубном пространстве к устью скважины предварительно увеличивают производительность электроцентробежного насоса, организуют периодическое измерение уровня жидкости в МП, после снижения уровня жидкости до допустимой величины - глубины Н_доп в межтрубное пространство скважины подают необходимый объем растворителя АСПО, вслед за растворителем в МП скважины подают порциями нефть и продолжают в периодическом режиме следить за уровнем жидкости в МП, при достижении растворителя приемных отверстий электроцентробежного насоса производительность ЭЦН снижают до минимально возможной величины и такую пониженную производительность поддерживают до тех пор, пока растворитель с растворенными АСПВ не появится на устье скважины.

Объем первой и основной порции нефти, которая подается в МП скважины после растворителя, определяют по формуле

где

V_н - объем нефти, доставляемый в МП скважины после растворителя, м³;

D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м;

Н_нас - глубина подвески (установки) насоса по длине колонны НКТ, м;

Н_допуст - глубина допустимого приближения уровня жидкости в МП к глубинному насосу, м.

Необходимость подачи второй и последующих порций нефти в МП скважины определяют по результатам слежения за динамическим уровнем жидкости - уровень все время должен снижаться (приближаться) до уровня Н_доп с тем, чтобы было обеспечено постоянное движение растворителя на прием насоса и далее в колонну НКТ.

Схематичное расположение различных жидкостей в межтрубном пространстве скважины приведено на рисунке, где обозначены: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна НКТ, 3 - глубинный насос, 4 - Н_допуст, 5 - растворитель АСПО, 6 - нефть, 7 - уровнемер акустический.

Нефть, которую доставляют в МП скважины вслед за растворителем, выполняет две функции:

- гидростатический столб нефти создает дополнительное давление, необходимое для продвижения растворителя в приемные отверстия ЭЦН;

- после полного перехода растворителя из межтрубного пространства в колонну НКТ нефть занимает пространство от насоса до допустимо низкого уровня жидкости - Н_допуст, обеспечивая эффективную работу насоса и защищая обсадную колонну от коррозионных явлений.

Параметр Н_допуст - это максимально глубокий уровень жидкости в МП, допустимый для режимной работы электроцентробежного насоса. При дальнейшем увеличении этого параметра, то есть приближении уровня к насосу, происходит снижение давления на приеме насоса, а также меняется структура жидкости в сторону большего газосодержания. В результате рабочие колеса и полости насоса заполняются газом, и насос перестает выполнять функцию перекачки жидкости. В нефтяных компаниях существует несколько методик по определению параметра Н_допуст, из которых ясно, что величина параметра зависит от давления газа над динамическим уровнем, плотности нефти в зоне МП от насоса до уровня жидкости, конструктивных особенностей ЭЦН. Наиболее простым путем параметр Н_допуст рассчитывают исходя из следующего:

минимально допустимое давление среды на входе в электроцентробежный насос Р_насос устанавливает либо завод-производитель, либо нефтедобывающая компания исходя из опыта и условий эксплуатации насосов подобного типа. Величину параметра Р_насос рассмотрим как сумму двух составляющих: давления газа над уровнем жидкости Р_газа и давлением гидростатического столба жидкости

Из формулы 2 находим допустимое снижение уровня жидкости в скважине

Давление газа над жидкостью Р_газа в первом приближении можно взять как давление в МП на устье скважины (измеряется еженедельно и чаще) или рассчитать по формуле Лапласа-Бабинэ. Давление Р_насос - это скорректированное давление термоманометрической системы в составе электроцентробежной установки. Параметр ρ_ж берется по аналогии из истории разработки близких по параметрам скважин (параметр широко варьирует в пределах 410-750 и более кг/м³).

По изобретению обеспечивается движение реагента для удаления АСПО - органического растворителя с различной скоростью в разных зонах скважины. В зоне межтрубного пространства обеспечивается высокая скорость движения с тем, чтобы реагент не потерял товарных свойств. В зоне НКТ с отложениями растворитель движется с минимально возможной скоростью с тем, чтобы продлить время реагирования растворителя с асфальтенами, смолами и парафинами. Дополнительно, согласно формуле изобретения, предложено перед подачей растворителя в МП скважины понижать уровень жидкости в МП (приближать к насосу) для того, чтобы уменьшить время контактирования реагента с нефтью, которая была ранее в МП скважины.

Описанная технология доставки и применения органического растворителя в скважинах, осложненных АСПО, нами ранее не наблюдалась в источниках открытого доступа, поэтому мы надеемся на соответствие таким критериям, как новизна и существенное отличие.

Необходимо отметить, что увеличение и уменьшение производительности электроцентробежного насоса осуществляется известным способом, а именно путем изменения частоты электрического тока питания погружного электродвигателя насосной установки. Ввиду известности данного технического решения, оно не включено в формулу изобретения.

От применения предложенного способа в нефтедобывающих компаниях ожидается положительный эффект, заключающийся в рациональном и более эффективном использовании органических растворителей на скважинах с АСПО. Это эффективность достигается за счет сохранения растворяющей способности реагента и создания более благоприятных условий для растворения и отмыва АСПВ, находящихся в насосе и колоне лифтовых труб.

Claims (9)

1. Способ обработки нефтедобывающей скважины реагентом, заключающийся в подаче реагента в межтрубное пространство скважины с целью его дальнейшего поступления на прием глубинного насоса, отличающийся тем, что при близком расположении уровня жидкости в межтрубном пространстве к устью скважины предварительно увеличивают производительность электроцентробежного насоса, организуют периодическое измерение уровня жидкости в МП, после снижения уровня жидкости до допустимой величины - глубины Н_доп в межтрубное пространство скважины подают необходимый объем растворителя АСПО, вслед за растворителем в МП скважины подают порциями нефть и продолжают в периодическом режиме следить за уровнем жидкости в МП, при достижении растворителя приемных отверстий электроцентробежного насоса производительность ЭЦН снижают до минимально возможной величины и такую пониженную производительность поддерживают до тех пор, пока растворитель с растворенными АСПВ не появится на устье скважины, объем первой и основной порции нефти, которая подается в МП скважины после растворителя, определяют по формуле

где

V_н - объем нефти, доставляемый в МП скважины после растворителя, м³;

D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м;

Н_нас - глубина подвески (установки) насоса по длине колонны НКТ, м;

Н_допуст - глубина допустимого приближения уровня жидкости в МП к глубинному насосу, м.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что необходимость подачи второй и последующих порций нефти в МП скважины определяют по результатам слежения за динамическим уровнем жидкости - уровень все время должен снижаться (приближаться) до уровня Н_доп с тем, чтобы было обеспечено постоянное движение растворителя на прием насоса и далее в колонну НКТ.

Images