RU2735798C1 - Способ подачи растворителя аспо в скважину - Google Patents
Способ подачи растворителя аспо в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2735798C1 RU2735798C1 RU2020116657A RU2020116657A RU2735798C1 RU 2735798 C1 RU2735798 C1 RU 2735798C1 RU 2020116657 A RU2020116657 A RU 2020116657A RU 2020116657 A RU2020116657 A RU 2020116657A RU 2735798 C1 RU2735798 C1 RU 2735798C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solvent
- tubing string
- pump
- tubing
- reference fluid
- Prior art date
Links
- 239000002904 solvent Substances 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N Heavy water Chemical compound [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 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)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
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. Процесс заполнения колонны насосно-компрессорных труб (НКТ0 растворителем контролируются с помощью двух датчиков давления, установленных на расстоянии 10 метров друг от друга по вертикали внутри НКТ повышенного диаметра, находящегося над глубинным насосом. Для фиксации момента появления растворителя над насосом перед ним в колонну НКТ подают реперную жидкость повышенной плотности, например высокоминерализованную воду. Скорость закачки растворителя и объем реперной жидкости выбирают таковыми, чтобы реперная жидкость надежно фиксировалась датчиками давления по значительному росту разницы давлений между датчиками. Закачка растворителя в колонну НКТ ведется через счетчик жидкости, поэтому оценивается не только объем закачанного растворителя, но и начальный объем отложений в насосно-компрессорных трубах. Повышается эффективность промывки НКТ и электроцентробежного насоса органическим растворителем путем организации контроля полного заполнения труб и насоса растворителем, обеспечивается рациональное использование растворителя. 2 ил.
Description
Предполагаемое 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 практически заполниться отложениями.
Наиболее удобным для удаления АСПО из колонны НКТ без подъема труб на поверхность земли, является применение органических растворителей. 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 частично теряет свои растворяющие способности.
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. По изобретению не определяется степень прохождения растворителя вниз по колонне лифтовых труб, что может привести к нерациональному и неэффективному использованию дорогостоящего реагента.
О степени заполнения растворителем АСПО колонны НКТ с отложениями можно судить по стабилизации гидростатического давления в зоне датчика, установленного в ближайшей к глубинному насосу лифтовой трубе (патент РФ на изобретение №2651728, опубл. 23.04.2018, бюл. 12). Способ выбран в качестве прототипа к заявляемому способу подачи растворителя в колонну НКТ. Способ не является объективным при близких значениях плотности скважинной продукции и закачиваемого растворителя, так как состав жидкости в колонне труб оценивается по интегральному давлению - по гидростатическому давлению всей колонны НКТ.
Технической задачей по изобретению является разработка способа заполнения колонны насосно-компрессорных труб органическим растворителем при неизвестном объеме АСПО в колонне труб. Эта задача вытекает исходя из двух позиций:
-растворитель должен достичь не только зоны с отложениями в колонне труб, но и промыть полость ЭЦН и фильтрационные отверстия на входе в насос;
- растворитель должен использоваться рационально, то есть не уходить за пределы НКТ и насоса в скважинное пространство при неконтролируемой закачке.
Техническим результатом является повышение эффективности промывки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и электроцентробежного насоса органическим растворителем путем организации контроля полного заполнения труб и насоса растворителем.
Поставленная задача решается тем, что по способу подачи растворителя АСПО в скважину, который заключается в том, что в колонну насосно-компрессорных труб скважины закачивают растворитель и наблюдают в режиме реального времени за показанием двух манометров в колонне НКТ, датчики давления устанавливают в ближайшей к глубинному насосу лифтовой трубе на расстоянии 10 метров друг от друга по вертикали, перед закачкой растворителя в колонну НКТ подают реперную жидкость - не растворяющуюся и не смешивающуюся в растворителе жидкость повышенной плотности, например,высокоминерализованную воду. Скорость закачки растворителя и объем реперной жидкости должны быть таковыми, чтобы реперная жидкость надежно фиксировалась датчиками давления по значительному росту разницы давлений между датчиками. О заполнении колонны НКТ растворителем судят по появлению реперной жидкости в зоне датчиков.
Положение датчиков давления в скважине и последовательность подачи технологических жидкостей в скважину приведены на фиг. 1, а динамика в период закачки растворителя разницы давления по двум датчикам показана на фиг. 2. Величину гидростатической составляющей давления в зоне двух датчиков определяют по формуле
ΔР=Р1-Р2,
где
P1 и Р2 - показания нижнего и верхнего датчиков давления при заполнении колонны НКТ с пониженной объемной скоростью. Для снижения потерь давления на трение по формуле Дарси-Вейсбаха насосно-компрессорную трубу с датчиками давления выбирают максимально допустимого диаметра по нормам спуско-подъемных операций.
На фиг. 1 обозначены позициями: 1 - колонна НКТ, 2 - труба с датчиками давления, 3 - верхний датчик давления, 4 - нижний датчик давления, 5 - клапан обратный трехпозиционный КОТ-93, 6 - глубинный электроцентробежный насос, 7 - погружной электродвигатель установки, 8 - термо-манометрическая система (ТМС), 9 - станция управления скважиной, 10 - электрические кабели подачи электроэнергии и обратной связи от датчиков давления и ТМС, 11 - расходомер (счетчик жидкости), 12-скважинная жидкость, 13 - реперная жидкость, 14 - растворитель АСПО, 15 - отложения в колонне НКТ, 16 и 17 - трубопроводные задвижки.
Заявленный способ реализуется выполнением следующих процедур:
1. В скважине с отложениями 15 в колонне НКТ останавливают работу насоса 6. Задвижку 16 закрывают, а через задвижку 17 выпускают в атмосферу попутный нефтяной газ.
2. Через счетчик 11 и задвижку 16 в колонну лифтовых труб с помощью насосного агрегата типа ЦА-320 закачивают последовательно: реперную жидкость в небольшом объеме (100-200 литров высокоминерализованной воды) и далее растворитель отложений. Скважинная жидкость из колонны НКТ 1 будет вытесняться в межтрубное пространство сквозь клапан обратный трехпозиционный 5 типа КОТ-93 (Каталог продукции НПФ "Пакер". - 2011. - №10 - С. 106-107; http: // www.npf@paker.ru.) и полость электроцентробежного насоса. Давление ΔР=P1-Р2 будет меняться в соответствии с составом жидкости в колонне НКТ. Как правило, в первые минуты параметр АР будет расти из-за движения вниз отстоявшейся воды (участок 1-2 на фиг. 2).
3. Со временем тяжелую воду заменит легкая нефть (участок 4-5 на фиг. 2). А перед растворителем АСПО появится реперная жидкость с самой высокой плотностью (участок 7-8 на фиг. 2).
4. Участок 9-10 на графике изменения разницы давлений АР показывает о стабилизации плотности перемещаемой вниз жидкости на уровне плотности растворителя АСПО. Этот факт будет свидетельствовать о заполнении колонны НКТ 1 необходимым реагентом.
5. Для заполнения полости ЭЦН и промывки фильтрационных отверстий насоса необходимо дополнительно закачать в колонну НКТ определенное количество растворителя согласно паспортных данных насоса.
6. По разнице объема колонны 1 чистых НКТ и объема доставленного в скважину растворителя АСПО 14 по счетчику 11 определяется объем асфальтосмолопарафиновых отожений в трубах и принимается решение о продолжительности и кратности воздействия на отложения реагентом.
Участки на графике фиг. 2 показывают следующие технологические процессы:
1-2 - остановка глубинного насоса, гравитационное разделение пластовой жидкости на прослои различной обводненности;
2-3 - появление воды в зоне датчиков;
точка 3 - начало закачки растворителя в колонну НКТ;
3-4 - перемещение водной фазы сверху вниз через КОТ-93;
4-5 - снижение градиенты давления из-за появления нефтяной фазы между датчиками;
5-6 - движение только нефтяной фазы в зоне датчиков;
6-7 - появление реперной воды;
7-8 - движение только воды с высокой плотностью между датчиками;
8-9 - появление растворителя АСПО с относительно малой плотностью;
9-10 - заполнение полости глубинного электроцентробежного насоса органическим растворителем.
По изобретению предложен контролируемый во времени процесс заполнения колонны НКТ растворителем. В отличие от прототипа в качестве контролирующего параметра выбрано дифференциальное давление между двумя датчиками давления, находящихся друг от друга на расстоянии по вертикали в 10 м. Скважинную нефть и закачиваемый растворитель (их плотности могут быть близкими по значению) разделяют и диагностируют с помощью реперной жидкости - высокоминерализованной воды.
На наш взгляд, такой подход выполняет поставленную техническую задачу, дает возможность использовать реагенты рационально и отвечает критериям новизна и существенное отличие от ранее известных способов применения органических растворителей на осложненных скважинах.
Claims (1)
- Способ подачи растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений в скважину, заключающийся в том, что в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) скважины закачивают растворитель и наблюдают в режиме реального времени за показанием двух манометров в колонне НКТ, отличающийся тем, что датчики давления устанавливают в ближайшей к глубинному насосу лифтовой трубе на расстоянии 10 метров друг от друга по вертикали, перед закачкой растворителя в колонну НКТ подают реперную жидкость - не растворяющуюся и не смешивающуюся в растворителе жидкость повышенной плотности, например высокоминерализованную воду, причем скорость закачки растворителя и объем реперной жидкости должны быть таковыми, чтобы реперная жидкость надежно фиксировалась датчиками давления по значительному росту разницы давлений между датчиками, о заполнении колонны НКТ растворителем судят по появлению реперной жидкости в зоне датчиков.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020116657A RU2735798C1 (ru) | 2020-05-12 | 2020-05-12 | Способ подачи растворителя аспо в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020116657A RU2735798C1 (ru) | 2020-05-12 | 2020-05-12 | Способ подачи растворителя аспо в скважину |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2735798C1 true RU2735798C1 (ru) | 2020-11-09 |
Family
ID=73398273
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020116657A RU2735798C1 (ru) | 2020-05-12 | 2020-05-12 | Способ подачи растворителя аспо в скважину |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2735798C1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2457324C1 (ru) * | 2011-01-31 | 2012-07-27 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины |
| RU2651728C1 (ru) * | 2017-02-21 | 2018-04-23 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ удаления аспо со скважинного оборудования |
| RU2682827C1 (ru) * | 2018-05-07 | 2019-03-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из нефтедобывающей скважины |
| US10323513B2 (en) * | 2014-07-23 | 2019-06-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System and method for downhole organic scale monitoring and intervention in a production well |
| RU2695724C1 (ru) * | 2018-12-24 | 2019-07-25 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ удаления аспо с нефтедобывающей скважины |
| RU2709921C1 (ru) * | 2019-06-17 | 2019-12-23 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ доставки растворителя аспо в скважине |
| US10526869B2 (en) * | 2016-02-26 | 2020-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole scale remediation above a downhole safety valve |
-
2020
- 2020-05-12 RU RU2020116657A patent/RU2735798C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2457324C1 (ru) * | 2011-01-31 | 2012-07-27 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины |
| US10323513B2 (en) * | 2014-07-23 | 2019-06-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System and method for downhole organic scale monitoring and intervention in a production well |
| US10526869B2 (en) * | 2016-02-26 | 2020-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole scale remediation above a downhole safety valve |
| RU2651728C1 (ru) * | 2017-02-21 | 2018-04-23 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ удаления аспо со скважинного оборудования |
| RU2682827C1 (ru) * | 2018-05-07 | 2019-03-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из нефтедобывающей скважины |
| RU2695724C1 (ru) * | 2018-12-24 | 2019-07-25 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ удаления аспо с нефтедобывающей скважины |
| RU2709921C1 (ru) * | 2019-06-17 | 2019-12-23 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ доставки растворителя аспо в скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6234030B1 (en) | Multiphase metering method for multiphase flow | |
| EP2122124B1 (en) | Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| RU2457324C1 (ru) | Способ оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины | |
| RU2651728C1 (ru) | Способ удаления аспо со скважинного оборудования | |
| RU2594235C2 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа | |
| RU2695724C1 (ru) | Способ удаления аспо с нефтедобывающей скважины | |
| RU2735798C1 (ru) | Способ подачи растворителя аспо в скважину | |
| RU2447269C1 (ru) | Способ разработки месторождения с форсированным отбором продукции и устройство для его осуществления | |
| RU2682827C1 (ru) | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из нефтедобывающей скважины | |
| RU2610946C1 (ru) | Способ удаления отложений из колонны лифтовых труб нефтедобывающей скважины | |
| RU2525413C2 (ru) | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин | |
| Martyushev | Modeling and prediction of asphaltene-resin-paraffinic substances deposits in oil production wells | |
| RU2709921C1 (ru) | Способ доставки растворителя аспо в скважине | |
| RU2381359C1 (ru) | Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины | |
| RU2432457C1 (ru) | Устройство для освоения пласта скважины свабированием | |
| Dehghani | Oil well sand production control | |
| RU2445449C1 (ru) | Способ очистки глубинного насоса и лифтовых труб от отложений | |
| RU2750500C1 (ru) | Способ подачи растворителя аспо в скважину | |
| Ardiansyah et al. | Evaluation of heavy paraffin solvent injection in langgak oil field | |
| RU2662721C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) | |
| Adiraju | Artificial Lift Applications to Unconventional Reservoirs | |
| Guan et al. | Water injectivity-What we have learned in the past 30 years | |
| Martinez* et al. | Vaca Muerta: Challenging the Paradigm of Producing From a Shale Formation | |
| RU2730152C1 (ru) | Устройство для доставки реагента в скважину | |
| Neog | Sensitivity analysis for enhancing crude oil recovery with continuous flow gas lift: A study in reference to the porous media of the upper Assam basin, India |