RU2750500C1 - Способ подачи растворителя аспо в скважину - Google Patents
Способ подачи растворителя аспо в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2750500C1 RU2750500C1 RU2020137573A RU2020137573A RU2750500C1 RU 2750500 C1 RU2750500 C1 RU 2750500C1 RU 2020137573 A RU2020137573 A RU 2020137573A RU 2020137573 A RU2020137573 A RU 2020137573A RU 2750500 C1 RU2750500 C1 RU 2750500C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solvent
- tubing string
- volume
- wellhead
- well
- 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 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 2
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture 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
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization 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. До закачки технологических жидкостей в скважину в колонне НКТ над насосом и на устье скважины устанавливают влагомеры, колонну НКТ на устье снабжают расходомером, а электроцентробежный насос и погружной электродвигатель помещают в цилиндрический кожух с открытым низом. В межтрубное пространство скважины с устья подают реперную жидкость - минеральную воду, по показаниям влагомеров и расходомера определяют объем отложений и объем растворителя, необходимый для заполнения колонны труб. Закачку растворителя и задавочной нефти вслед за реперной жидкостью ведут до тех пор, пока растворитель не появится на устье скважины. Закачку технологических жидкостей ведут при действующем глубинном насосе с объемным расходом, равным производительности скважинного насоса. Повышается эффективность промывки НКТ и электроцентробежного насоса органическим растворителем путем организации контроля полного заполнения труб и насоса растворителем, обеспечивается рациональное использование органического растворителя. 2 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к области скважиной добычи нефти и может быть использовано на месторождениях нефти, где в подъемных трубах скважин наблюдается образование и накапливание солевых отложений или тяжелых компонентов 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 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, через определенное время он приходит на прием насоса и растворяет отложившиеся в насосе и трубах асфальтены, смолы и парафины. Растворитель при своем движении сверху вниз смешивается с нефтью в межтрубном пространстве и частично теряет свои растворяющие способности. В связи с этим по изобретению по патенту РФ №2667950 (опубл. 25.09.2018, бюл. 27) предложено регулировать скорость поступления нефти и растворителя из межтрубного пространства на приемные отверстия электроцентробежного насоса (ЭЦН) для более эффективного растворения асфальтосмолопарафиновых отложений в колонне НКТ. По изобретению не определен момент поступления растворителя снизу вверх на устье скважины. Также недостатком описанной технологии является возможность поступления растворителя в зону ниже насоса с дальнейшим его неэффективным использованием. Третьим недостатком технологии является то, что при работе погружного электродвигателя жидкость будет поступать в насос, в основном, из межтрубного пространства, поэтому будет отсутствовать движение охлаждающей жидкости вокруг ЭЦН, что может привести к его перегреву и выходу из строя.
Известно техническое решение по патенту РФ на изобретение №2445448 (опубл. 20.03.2012, бюл. №8), по которому глубинная электроцентробежная установка эксплуатируется с кожухом и хвостовиком из труб НКТ на несколько десятков метров вниз для сбора растворителя АСПО товарной кондиции. Для работы электроцентробежной установки данный дизайн является не эффективным, так как жидкости, которые закачиваются в межтрубное пространство, должны до приема насоса пройти не только кожух вокруг УЭЦН, но еще и обойти хвостовик в несколько десяткой метров. Все это увеличивает потери давления на трение и повышает энергозатраты сразу двух насосных установок - передвижного на устье скважины типа ЦА-320 и глубинного ЭЦН.
Вышеописанную техническую задачу необходимо решить по заявляемому изобретению.
О степени заполнения растворителем колонны НКТ с отложениями можно судить по стабилизации гидростатического давления между двумя стационарными датчиками давления по патенту на изобретение №2651728, опубл. 23.04.2018, бюл. 12. Способ требует предварительной установки в колонне НКТ двух датчиков давления, что повышает стоимость проводимых исследований состояния полости колонны НКТ. К тому же эти датчики дают интегральную характеристику жидкости между ними, что при близких значениях плотности технологических жидкостей затрудняет их диагностику.
В качестве прототипа нами выбрана технология подачи и диагностики реперной жидкости и растворителя АСПО в колонне НКТ, которая описана в статье «Функции датчиков давления для скважин с асфальтосмолопарафиновыми отложениями», журнал Нефтепромысловое дело, 2020, - №7. - С. 60-65. В колонну НКТ с устья скважины последовательно подают реперную жидкость - минеральную воду и растворитель АСПО, а момент заполнения колонны труб растворителем оценивают по прохождению реперной жидкости между двумя датчиками давления, установленными над ЭЦН на расстоянии 10 метров друг от друга. Способ требует предварительного снабжения колонны труб стационарными датчиками давления и клапана обратного трехпозиционного типа КОТ-93.
Технической задачей по изобретению является разработка способа заполнения колонны насосно-компрессорных труб растворителем АСПО при неизвестном объеме отложений в колонне труб путем закачки растворителя в межтрубное пространство скважины. Растворитель должен использоваться рационально, то есть не уходить за пределы НКТ и насоса в скважинное пространство в процессе закачки.
Поставленная задача решается тем, что по способу подачи растворителя АСПО в скважину, заключающееся в последовательной закачке в скважину реперной жидкости - минеральной воды и растворителя отложений, предварительно скважину комплектуют электроцентробежным насосом (ЭЦН) и погружным электродвигателем, помещенными в цилиндрический кожух, в полости НКТ над насосом и на устье скважины располагают влагомеры, на устье скважины колонну НКТ снабжают расходомером, в течение закачки жидкостей в скважину электроцентробежный насос находится в действии, причем жидкости в межтрубное пространство закачивают в два этапа с расходом, соответствующим производительности ЭЦН, который контролируют по расходомеру на устье скважины. На первом этапе по показаниям влагомеров определяют объем реперной жидкости в колонне НКТ и объем отложений в колонне НКТ как разницу между объемом колонны НКТ без отложений и объемом реперной жидкости в колонне НКТ, на втором этапе в скважину закачивают необходимый объем растворителя и задавочной нефти, растворитель закачивают в объеме реперной жидкости в колонне НКТ между двумя влагомерами, а задавочную нефть подают в МП до тех пор, пока растворитель не достигнет зоны верхнего влагомера.
На фиг. 1 обозначены позициями: 1- обсадная колонна, 2- колонна НКТ, 3- электроцентробежный насос с погружным электродвигателем (ПЭД), 4- термо-манометрическая система (ТМС), 5- кожух вокруг ЭЦН и ПЭД, 6- нижний влагомер, 7- верхний влагомер, 8- расходомер, 9- станция управления скважины, 10- передвижной насосный агрегат, 11- динамический уровень жидкости в МП, 12- нефть МП, 13- реперная жидкость (минеральная вода), 14- растворитель, 15- нефть с малым содержание воды, 16- отложения в колонне НКТ, 17- линия энергопотребления ПЭД и обратной связи от ТМС и влагомеров.
Изобретение реализуется выполнением следующих технологических процедур:
1. Определяют уровень жидкости в МП.
2. С помощью насосного агрегата типа ЦА-320 с устья скважины в межтрубное пространство скважины закачивают следующие жидкости:
2.1. Реперную жидкость 13, имеющую повышенную плотность и минерализацию, до его появления последовательно в зоне влагомеров 6 (над насосом) и 7 (на устье скважины). По показаниям двух влагомеров и расходомера 8 определяют объем реперной жидкости Vреп.жидк в колонне НКТ.
2.2. Растворитель отложений 14 известного объема:
Vраст=Vреп.жидк
2.3. Нефть с малым содержание воды 15 до тех пор, пока растворитель последовательно не пройдет влагомеры 6 и 7 и не заполнит колонну НКТ.
Объем отложений в колонне НКТ находят как разницу объема полости колонны чистых НКТ и объема реперной жидкости в колонне НКТ.
На фиг. 2 и 3 приведены показания во времени двух влагомеров: нижнего над насосом и верхнего - на устье скважины. Участки на графике показывают следующие технологические процессы, протекающие при реализации изобретения:
Фиг. 2 - обводненность Wниз в зоне нижнего влагомера:
1-2 - движение нефти из МП;
3-4 - движение реперной жидкости (воды);
5-6 - движение растворителя АСПО;
7-8 - движение нефти с небольшим содержанием воды.
Фиг. 3 - обводненность Wверх в зоне верхнего влагомера:
9-10 - движение скважинной продукции с условной обводненностью в 50%;
11-12- движение нефти межтрубного пространства;
13-14 - движение реперной жидкости;
15-16 - появление растворителя - завершение заполнения колонны НКТ растворителем отложений.
Временной интервал от t1 (время прихода реперной жидкости к нижнему влагомеру) до t2 (время прихода реперной жидкости к верхнему влагомеру) и является временем заполнения колонны НКТ реперной жидкость. На моменты времени t1 и t2 необходимо фиксировать показания расходомера 8 с тем, чтобы найти объем реперной жидкости между двумя влагомерами. Аналогично моменты времени t3 и t4 позволяют определить по расходомеру объем растворителя АСПО в колонне НКТ. И в идеале при соблюдении постоянного расхода жидкостей по расходомеру 8 верно равенство: t2 - t1=t4 - t3.
По изобретению предложен контролируемый во времени процесс заполнения колонны НКТ растворителем через межтрубное пространство скважины. Отличительными признаками заявленного изобретения от прототипа и аналогов, по мнению авторов, являются следующие положения: 1. Влагомеры 6 и 7 могут быть установлены над насосом и на устье скважины не в стационарном положении, а с помощью геофизического кабеля. Это расширяет возможность применения технологии на скважинах, предварительно не оборудованной контрольно-измерительными устройствами и приборами. Информация от влагомеров в виде графиков на фиг. 2 и 3 будет передаваться на станцию управления подъемника.
2. Контролируемое заполнение колонны НКТ растворителем становится возможным и на скважинах, оборудованных штатным обратным клапаном, не допускающим организацию движения реагента по колонне НКТ сверху вниз.
3. По изобретению предложено объемную скорость закачки реперной жидкости и растворителя АСПО поддерживать на уровне производительности ЭЦН, благодаря этому исключается движение этих жидкостей в зону ниже насоса. Это в свою очередь обеспечивает высокую точность в определении объема отложений в колонне НКТ и объема растворителя АСПО, необходимого для заполнения колонны труб.
4. Для исключения перегрева погружного электродвигателя во время закачки технологических жидкостей предложено ЭЦН и ПЭД облачить в цилиндрический кожух с открытым низом. Это приведет к движению жидкостей снизу вверх в зоне ПЭД и к его необходимому охлаждению.
5. Разрешающая способность влагомеров превосходит аналогичный параметр у датчиков давления, так как содержание воды в нефти и растворителе отличается от собственно аналогичного параметра в воде в десятки раз. Это также способствует точной диагностике прохождения различных по составу и свойствам жидкостей через влагомеры.
На наш взгляд, использование влагомеров и организация закачки технологических жидкостей в межтрубное пространство скважины с расходом, равным производительности глубинного электроцентробежного насоса, выполняют поставленную техническую задачу, дают возможность использовать растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений рационально.
Claims (1)
- Способ подачи растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в скважину, заключающийся в том, что в скважину последовательно подают реперную жидкость - минеральную воду и растворитель отложений, отличающийся тем, что предварительно скважину комплектуют электроцентробежным насосом (ЭЦН) и погружным электродвигателем, помещенными в цилиндрический кожух, в полости колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) над насосом и на устье скважины располагают влагомеры, на устье скважины колонну НКТ снабжают расходомером, в течение закачки жидкостей в скважину электроцентробежный насос находится в действии, причем жидкости в межтрубное пространство закачивают в два этапа с расходом, соответствующим производительности ЭЦН, который контролируют по расходомеру на устье скважины, на первом этапе по показаниям влагомеров определяют объем реперной жидкости в колонне НКТ и объем отложений в колонне НКТ как разницу между объемом колонны НКТ без отложений и объемом реперной жидкости в колонне НКТ, на втором этапе в скважину закачивают необходимый объем растворителя и задавочной нефти, растворитель закачивают в объеме реперной жидкости в колонне НКТ между двумя влагомерами, а задавочную нефть подают в межтрубное пространство до тех пор, пока растворитель не достигнет зоны верхнего влагомера.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020137573A RU2750500C1 (ru) | 2020-11-16 | 2020-11-16 | Способ подачи растворителя аспо в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020137573A RU2750500C1 (ru) | 2020-11-16 | 2020-11-16 | Способ подачи растворителя аспо в скважину |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2750500C1 true RU2750500C1 (ru) | 2021-06-28 |
Family
ID=76820199
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020137573A RU2750500C1 (ru) | 2020-11-16 | 2020-11-16 | Способ подачи растворителя аспо в скважину |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2750500C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2800636C1 (ru) * | 2022-12-29 | 2023-07-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Система стабилизации динамического уровня жидкости в скважине, оборудованной электроцентробежным насосом |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5343941A (en) * | 1992-12-03 | 1994-09-06 | Raybon Michael L | Apparatus for treating oil and gas wells |
| RU2129651C1 (ru) * | 1998-09-08 | 1999-04-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ФЛЭК" | Способ удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из внутрискважинного оборудования |
| RU2381359C1 (ru) * | 2008-10-22 | 2010-02-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины |
| RU2445449C1 (ru) * | 2010-09-16 | 2012-03-20 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ очистки глубинного насоса и лифтовых труб от отложений |
| 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 |
-
2020
- 2020-11-16 RU RU2020137573A patent/RU2750500C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5343941A (en) * | 1992-12-03 | 1994-09-06 | Raybon Michael L | Apparatus for treating oil and gas wells |
| RU2129651C1 (ru) * | 1998-09-08 | 1999-04-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ФЛЭК" | Способ удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из внутрискважинного оборудования |
| RU2381359C1 (ru) * | 2008-10-22 | 2010-02-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины |
| RU2445449C1 (ru) * | 2010-09-16 | 2012-03-20 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ очистки глубинного насоса и лифтовых труб от отложений |
| 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 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2800636C1 (ru) * | 2022-12-29 | 2023-07-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Система стабилизации динамического уровня жидкости в скважине, оборудованной электроцентробежным насосом |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4726219A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| RU2577568C1 (ru) | Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки | |
| US4821564A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| RU2610941C1 (ru) | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| US9267371B2 (en) | Oil and gas fracture liquid tracing with oligonucleotides | |
| EP3821108B1 (en) | Tubing condition monitoring | |
| Drozdov et al. | Prospects of development of jet pump's well operation technology in Russia | |
| RU2695724C1 (ru) | Способ удаления аспо с нефтедобывающей скважины | |
| RU2457324C1 (ru) | Способ оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины | |
| RU2651728C1 (ru) | Способ удаления аспо со скважинного оборудования | |
| RU2494236C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
| RU2674351C1 (ru) | Способ оценки обводненности скважинной нефти | |
| RU2750500C1 (ru) | Способ подачи растворителя аспо в скважину | |
| RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
| EA038439B1 (ru) | Способ и установка для откачки жидкости из скважины | |
| Martyushev | Modeling and prediction of asphaltene-resin-paraffinic substances deposits in oil production wells | |
| RU2682827C1 (ru) | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из нефтедобывающей скважины | |
| RU2381359C1 (ru) | Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины | |
| RU2610946C1 (ru) | Способ удаления отложений из колонны лифтовых труб нефтедобывающей скважины | |
| RU2462587C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины | |
| RU2202039C2 (ru) | Способ освоения, исследования и эксплуатации скважин | |
| RU2735798C1 (ru) | Способ подачи растворителя аспо в скважину | |
| RU2701673C1 (ru) | Устройство для определения обводненности скважинной нефти |