RU2808077C1 - Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений - Google Patents
Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2808077C1 RU2808077C1 RU2023105749A RU2023105749A RU2808077C1 RU 2808077 C1 RU2808077 C1 RU 2808077C1 RU 2023105749 A RU2023105749 A RU 2023105749A RU 2023105749 A RU2023105749 A RU 2023105749A RU 2808077 C1 RU2808077 C1 RU 2808077C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- formation
- well
- ultrasonic
- vibration
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 94
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims abstract description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims description 28
- 239000011347 resin Substances 0.000 title claims description 28
- 229920005989 resin Polymers 0.000 title claims description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 12
- 238000000151 deposition Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000009210 therapy by ultrasound Methods 0.000 description 9
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 8
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000005288 electromagnetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам предотвращения отложения на нефтедобывающем оборудовании парафина и других составляющих углеводородного сырья. При осуществлении способа проводят замену скважинной жидкости в полном объеме ствола скважины путем закачки товарной обезвоженной нефти в межтрубное пространство. Далее спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) до призабойной зоны пласта, закачивают по ним обрабатывающий состав, который частично продавливают в пласт, после чего уровень углеводородной жидкости в стволе скважины снижают до отметки, при которой пластовое давление в полтора-два раза превышает забойное. Далее поднимают НКТ на поверхность, где устанавливают на башмаке НКТ ультразвуковой генератор на кабеле и гидродинамический генератор колебаний под насосом НКТ. Загружают в скважину НКТ и спускают до глубины динамического уровня жидкости и размещают напротив призабойной зоны ультразвуковой излучатель, после чего производят обработку каждого метра перфорированной толщины продуктивного пласта ультразвуковым воздействием с диапазоном частот 25-40 кГц, диапазоном интенсивности 250-500 Вт и продолжительностью 30 мин в среде обрабатывающего состава. Установленным заранее гидродинамическим генератором колебаний непосредственно под насосом НКТ производят виброволновую обработку с диапазоном частот 250-400 Гц, диапазоном амплитуды вибрационных колебаний 1,0-4,0 см и продолжительностью 30 мин с целью резонансного возбуждения скважинной и пластовой системы и наиболее полной передачи упругой колебательной энергии в пласт. Повышается эффективность и надежность способа, снижается его энергоемкость, увеличивается межочистной период скважин. 6 ил., 4 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности, к способам предотвращения отложения на нефтедобывающем оборудовании парафина и других составляющих углеводородного сырья, например, асфальтосмолопарафиновых композиций, при добыче нефти и газа, и может быть использовано при проведении текущего ремонта скважины для улучшения рабочих параметров скважины и увеличения ее межочистного периода.
Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу.
Асфальтосмолопарафиновые отложения — тяжелые компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и затрудняющие его добычу, транспорт и хранение. [https://scienceforum.ru/2020/article/2018021434]
Ультразвуковое воздействие – механическая волна, вызванная взаимными колебаниями упругих частиц с частотами выше 20 кГц, т. е. за пределами диапазона человеческого слуха. Вибрация, созданная колебаниями ультразвуковой частоты, воздействуют на парафиновые кристаллы в области парафинообразования и вызывают их перемещения, что не позволяет кристаллам осаждаться на стенку нефтепровода. Ультразвуковая технология эффективно показывает себя при удалении и предотвращении образования парафиновых отложений в нефтепроводах и загрязнений пласта в близи ствола скважины, тем самым уменьшить скин фактор на 25%. Установлено, что колебания вызывают тепловой эффект, разрушают отложения парафина, причём, чем выше частота колебаний, тем эффективнее воздействие.
Виброволновая обработка — физический метод воздействия упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта. [https://www.elibrary.ru/item.asp?id=39542643]
Призабойная зона пласта (ПЗП) - это участок пласта, который примыкает к стволу скважины, в пределах которого изменяются фильтрационные свойства продуктивного пласта на этапе строительства, ремонта или же эксплуатации скважины [https://journals.eco-vector.com/byusu/article/view/7415/ru_RU#:~:text=%Призабойная%20 зона%20пласта%20(ПЗП)%20–,же%20эксплуатации%20скважины%20%5B2%5D];
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) – служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту РФ №2170812 «Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений». Сущностью является способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий обработку добываемой жидкости магнитным полем, отличающийся тем, что обработку магнитным полем осуществляют до и после интервала разгазирования низкомолекулярных компонентов попутного нефтяного газа, при этом верхняя и нижняя граница его определяется по формуле где Р - давление, при котором начинается и заканчивается процесс разгазирования низкомолекулярных компонентов попутного газа, МПа;
Рbuf - буферное давление, МПа;
γf - плотность добываемой жидкости, кг/м3.
Недостаток известного способа заключается в том, что положительное действие магнитного поля проявляется в основном в присутствии реагента, у которого повышенная химическая активность, как только падает химическая активность реагента вместе с этим существенно уменьшается эффект магнитного поля. Для поддержания химической активности реагента на высоком уровне необходимы дополнительные затраты энергии, что ограничивает возможность использования способа при высоком содержании асфальтосмолопарафиновых примесей в нефти или газе.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту РФ №2256063 «Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений». Сущностью является способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в системе добычи и сбора нефти, включающий электромагнитное воздействие на продукцию скважин и/или часть продукции скважин, отличающийся тем, что продукцию скважин и/или часть продукции скважин перед подачей в систему добычи и сбора нефти обрабатывают сложномодулированной последовательностью наносекундных электромагнитных импульсов с амплитудой разности потенциалов 60 кэВ < U < 100 кэВ, длительностью 1 нc < τi< 100 нc, частотой повторения 100 Гц < f < 1,0 кГц, пикосекундными фронтами 1 пс < τf< 300 пс от источника энергии, работающего на нагрузку 200 Ом < R <2,0 кОм, в течение 1,0 с < τ < 10 с.
Недостаток известного способа заключается в том, что он применяется для предотвращения отложений АСПО на этапе сбора уже добытой нефти между скважиной и нефтепроводом. В процессе добычи продукта, содержащего АСПО, происходит интенсивное отложение их прежде всего на стенках эксплуатационных колонн (НКТ), эффективность эксплуатации скважин падает. Для восстановления нефтеотдачи используют методы воздействия непосредственно на скважинную жидкость внутри скважины.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту РФ №2298642 «Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании». Сущностью является способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб с предварительно нанесенным защитным покрытием и создание защитного покрытия на выкидных линиях от скважины, отличающийся тем, что спускают двухсоставные насосно-компрессорные трубы, предварительно покрытые снаружи и по всей длине теплозащитным продуктом на основе полых микросфер, при этом ниже динамического уровня жидкости в скважине спускают насосно-компрессорные трубы с 5-15 просушенными или отвержденными слоями теплозащитного покрытия, а выше динамического уровня - с 2-5 слоями теплозащитного покрытия, причем температуру добываемой нефти поддерживают не ниже температуры плавления парафинов, по меньшей мере до верхней зоны насосно-компрессорных труб, доступной для тепловых методов удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с теплосодержащим агентом, путем увеличения количества слоев и общей толщины теплозащитного покрытия, далее по мере накопления асфальтосмолопарафиновых отложений производят их удаление тепловым и/или химическими методами с технологической жидкостью - агентом.
Недостатком данного способа является дороговизна технологии, за счет покрытия труб, так же данный способ не является универсальным и применим лишь в конкретных горно-геологических условиях нефтяного месторождения, компонентного состава нефти и ее температурной составляющей.
Техническим результатом заявленного технического решения является расширение арсенала способов указанного назначения путем разработки более эффективного, надежного и менее энергоемкого способа, предотвращающего образование АСПО, которое позволит повысить эффективность эксплуатации и увеличит межочистной период скважин с высоким содержанием парафина и других составляющих углеводородного сырья.
Заявленный технический результат достигается за счет, того что для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений проводят обработки призабойной зоны пласта и области, находящийся под насосом насосно-компрессорной трубы, включающий замену скважинной жидкости в полном объеме ствола скважины, путем закачки товарной обезвоженной нефти в межтрубное пространство, при этом происходит очистка забоя скважины от грязи и воды и снижение забойного давления, затем заглубление насосно-компрессорных труб до уровня призабойной зоны пласта, закачку по ним обрабатывающего состава, который частично продавливают в пласт, после чего уровень углеводородной жидкости в стволе скважины снижают до отметки, при которой пластовое давление в полтора-два раза превышает забойное, подъем насосно-компрессорных труб на поверхность, , где устанавливают на башмаке НКТ ультразвуковой генератор на кабеле, а также гидродинамический генератор колебаний под насосом НКТ, после загрузка и спуск в скважину НКТ до глубины динамической уровни жидкости и размещение напротив призабойной зоны пласта ультразвукового излучателя, после чего производят интенсивную обработку пласта ультразвуковым воздействием в среде обрабатывающего состава, а также ранее установленным гидродинамическим генератором колебаний совершение виброволновой обработки с целью резонансного возбуждения скважинной и пластовой системы и наиболее полной передачи упругой колебательной энергии в пласт. Наряду с охватом призабойной зоны пласта по глубине, также приводит к наиболее широкому и эффективному воздействию на пласт.
При этом заявитель поясняет, что гидродинамический генератор колебаний устанавливается непосредственно под насосом в колонне НКТ, по причине того, что в данной области давление на приеме насоса ниже, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. Когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это способствует выделению из нее парафинов. Равновесное состояние может нарушаться как в пласте, так и в скважине, и выпадение парафина возможно, как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя. [Осложнение в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов и др.; Под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина. – Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография», 2003. – 302 с.]
Сущностью заявленного технического решения является способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений, заключающийся в том, что для начала проводят замену скважинной жидкости в полном объеме ствола скважины, путем закачки товарной обезвоженной нефти в межтрубное пространство, при этом происходит очистка призабойной зоны пласта от грязи и воды и снижение забойного давления,
далее спуск насосно-компрессорных труб до призабойной зоны пласта, закачку по ним обрабатывающего состава, который частично продавливают в пласт, после чего уровень углеводородной жидкости в стволе скважины снижают до отметки, при которой пластовое давление в полтора-два раза превышает забойное,
далее подъем насосно-компрессорных труб (НКТ) на поверхность, где устанавливают на башмаке НКТ ультразвуковой генератор на кабеле, а также гидродинамический генератор колебаний под насосом НКТ,
далее загрузка в скважину НКТ и спуск до глубины динамической уровни жидкости и размещение напротив призабойной зоны пласта ультразвукового излучателя, после чего производят интенсивную обработку каждого метра перфорированной толщины продуктивного пласта ультразвуковым воздействием с диапазоном частот 25-40 кГц, диапазоном интенсивности 250-500 Вт и продолжительностью 30 мин в среде обрабатывающего состава,
далее установленным заранее гидродинамическим генератором колебаний непосредственно под насосом НКТ производят виброволновую обработку с диапазоном частот 250-400 Гц, диапазоном амплитуды вибрационных колебаний 1,0-4,0 см и продолжительностью 30 мин с целью резонансного возбуждения скважинной и пластовой системы и наиболее полной передачи упругой колебательной энергии в пласт.
Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1 - Фиг.6.
На Фиг.1 представлена Таблица 1, в которой приведены исходные геолого-технические показатели 4 скважин.
На Фиг.2 представлена Таблица 2, в которой приведены геолого-технические показатели скважин 1 после предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений заявленным способом по сравнению с известным аналогом.
На Фиг.3 представлена Таблица 3, в которой приведены геолого-технические показатели скважин 2 после предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений заявленным способом по сравнению с известным аналогом.
На Фиг.4 представлена Таблица 4, в которой приведены геолого-технические показатели скважин 3 после предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений заявленным способом по сравнению с известным аналогом.
На Фиг.5 представлена Таблица 5, в которой приведены геолого-технические показатели скважин 4 после предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений заявленным способом по сравнению с известным аналогом.
На Фиг.6 представлена схема расположения основного и вспомогательного оборудования, описанного в заявленном техническом решении.
Позиции на Фигурах обозначают:
1 – насосное оборудование,
2 – насосно-компрессорные трубы (НКТ),
3 – гидродинамический генератор колебаний,
4 – ультразвуковой генератор.
Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.
Далее заявителем приведена характеристика исходных материалов и оборудования.
Обрабатывающий состав (ингибитор АСПО) – химический реагент, предотвращающий образование и отложение твердых компонентов нефти (АСПО) на поверхностях технологического оборудования. В качестве обрабатывающего состава в примерах 1-4 заявленного технического решения был принят известный ингибитор АСПО, как:
Ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941 – предназначен для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании. Реагент обладает деэмульгирующими свойствами и снижает коррозионные процессы в нефтедобывающем оборудовании. Реагент обладает высокими моющими и диспергирующими свойствами. [http://neftpx.ru/prodtech/ingibitory-i-udaliteli-parafinootlozhenij/]
1. Ультразвуковой генератор – устройство, предназначенное для преобразования энергии электрической промышленной сети в энергию электрических колебаний ультразвуковой частоты.
2. Гидродинамический генератор колебаний – это центробежный механизм, процесс работы которого строится на преобразовании электрической энергии в энергию механических колебаний.
Далее приведено более подробное описание заявленного способа предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (Фиг.1):
В скважину, для проведения текущей ремонтной работы, до глубины призабойной зоны пласта, спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ). Закачкой товарной обезвоженной нефти в межтрубное пространство производят замену скважинной жидкости в полном объеме ствола скважины. При этом происходит очистка призабойной зоны пласта от грязи и воды и снижение забойного давления. Затем через НКТ закачивают и частично продавливают в пласт обрабатывающий состав, например, известный ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941. После этого приподнимают башмак НКТ в интервал, до которого будет снижаться уровень нефти. Уровень нефти в скважине снижается до отметки, при которой пластовое давление превысит забойное в полтора-два раза. После этого НКТ поднимается на поверхность, где устанавливают на башмаке НКТ ультразвуковой генератор на кабеле, а также гидродинамический генератор колебаний под насосом НКТ. Далее загрузка в скважину НКТ и спуск до глубины динамической уровни жидкости и размещение напротив призабойной зоны пласта ультразвукового излучателя, после чего производят ультразвуковое воздействие на пласт с диапазоном частот 25-40 кГц, диапазоном интенсивности 250-500 Вт и продолжительностью 30 мин, в результате которого разрушаются и извлекаются крупные частицы загрязнений, затем ультразвуковой генератор устанавливается на уровне нижнего метра перфорированной толщины пласта. В течение 30-40 минут производится ультразвуковое воздействие с диапазоном частот 25-40 кГц, диапазоном интенсивности 250-400 Вт, затем ультразвуковой генератор поднимается на 1 метр выше и снова 30-40 минут ультразвукового воздействия. И так на каждом метре перфорированной толщины продуктивного пласта. На этом обработка ультразвуковым воздействием призобойной зоны пласта завершается. Далее установленным заранее гидродинамическим генератором колебаний непосредственно под насосом НКТ производят виброволновую обработку с диапазоном частот 250-400 Гц, диапазоном амплитуды вибрационных колебаний 1,0-4,0 см и продолжительностью 30 мин с целью резонансного возбуждения скважинной и пластовой системы и наиболее полной передачи упругой колебательной энергии в пласт. На этом виброволновая обработка призобойной зоны пласта завершается. Далее НКТ поднимается на поверхность, где производят демонтаж ультразвукового излучателя от башмака НКТ, а гидродинамический генератор колебаний оставляют на ранее установленном месте. После чего загрузка в скважину НКТ и спуск до глубины динамической уровни жидкости и скважина пускается в работу. Через 10 дней произвели гидродинамические исследования и установили режимные параметры работы скважины.
В результате такого комплексного воздействия на призабойную зону пласта происходит полная очистка порового пространства от всех видов загрязнений и вынос их из пласта в ствол скважины, а также предотвращение дальнейшего образования асфальтосмолопарафиновых отложений.
Для экспериментальной проверки заявленного способа предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений были проведены 4 варианта испытаний на разных скважинах известного месторождения с разными характеристиками физического воздействия на призабойную зону пласта в заявленных интервалах (см. Фиг. 2-5).
Пример 1. Предотвращение образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважине 1, ультразвуковым воздействием с частотой 40 кГц, интенсивностью 400 Вт, виброволновой обработкой с частотой 250 Гц и амплитудой колебания 1,0 см.
В скважину, для проведения текущей ремонтной работы, спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) на глубину 1405 м. При открытой задвижке на НКТ с помощью известного насосного цементировочного агрегата, например, ЦА-320 закачали в межтрубное пространство на максимально-возможной скорости, без остановок 20 м3 товарной обезвоженной нефти. Переключили насосный агрегат к НКТ и при открытой задвижке межтрубного пространства закачали в НКТ и продавили в межтрубное пространство до кровли пласта 6 м3 известный обрабатывающий состав, например, «Ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941». Закрыли задвижку межтрубного пространства и закачкой нефти в НКТ продавили 2,5 м3 обрабатывающего состава в продуктивный пласт. Подняли башмак НКТ до 1313 м. С помощью сваба снизили уровень нефти в скважине до 1213 м. Подняли НКТ на поверхность, где установили на башмаке НКТ ультразвуковой генератор на кабеле, а также гидродинамический генератор колебаний под насосом НКТ. После чего НКТ загрузили в скважину и спустили до глубины динамической уровни жидкости и разместили напротив призабойной зоны пласта ультразвуковой излучатель, после чего произвели ультразвуковое воздействие на пласт в интервале 1391 и 1393 м с частотой 40 кГц, интенсивностью 400 Вт и продолжительностью 30 мин. Далее углубили ультразвуковой излучатель в интервал 1395 и 1397 м. Произвели ультразвуковое воздействие на пласт с частотой 40 кГц, интенсивностью 400 Вт в течение 30 мин. Затем произвели ультразвуковое воздействие в интервалах 1399 м – 1401 м - 1403 м - 1405 м с частотой 40 кГц, интенсивностью 400 Вт. На этом обработка ультразвуковым воздействием призобойной зоны пласта завершается. Далее установленным заранее гидродинамическим генератором колебаний непосредственно под насосом НКТ производят виброволновую обработку с частотой 250 Гц, амплитудой вибрационных колебаний 1,0 см и продолжительностью 30 мин с целью резонансного возбуждения скважинной и пластовой системы и наиболее полной передачи упругой колебательной энергии в пласт. На этом виброволновая обработка призобойной зоны пласта завершается. Далее НКТ поднимается на поверхность, где производят демонтаж ультразвукового излучателя от башмака НКТ, а гидродинамический генератор колебаний оставляют на ранее установленном месте. После чего загрузка в скважину НКТ и спуск до глубины динамической уровни жидкости и скважина пускается в работу. Через 10 дней произвели гидродинамические исследования и установили режимные параметры работы скважины.
Пример 2. Предотвращение образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважине 2, ультразвуковым воздействием с частотой 25 кГц, интенсивностью 250 Вт, виброволновой обработкой с частотой 300 Гц и амплитудой колебания 2,0 см.
В скважину, для проведения текущей ремонтной работы, спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) на глубину 1450 м. При открытой задвижке на НКТ с помощью известного насосного цементировочного агрегата, например, ЦА-320 закачали в межтрубное пространство на максимально-возможной скорости, без остановок 20 м3 товарной обезвоженной нефти. Переключили насосный агрегат к НКТ и при открытой задвижке межтрубного пространства закачали в НКТ и продавили в межтрубное пространство до кровли пласта 6 м3 известный обрабатывающий состав, например, «Ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941». Закрыли задвижку межтрубного пространства и закачкой нефти в НКТ продавили 2,5 м3 обрабатывающего состава в продуктивный пласт. Подняли башмак НКТ до 1345 м. С помощью сваба снизили уровень нефти в скважине до 1245 м. Подняли НКТ на поверхность, где установили на башмаке НКТ ультразвуковой генератор на кабеле, а также гидродинамический генератор колебаний под насосом НКТ. После чего НКТ загрузили в скважину и спустили до глубины динамической уровни жидкости и разместили напротив призабойной зоны пласта ультразвуковой излучатель, после чего произвели ультразвуковое воздействие на пласт в интервале 1436 и 1438 м с частотой 25 кГц, интенсивностью 250 Вт и продолжительностью 30 мин. Далее углубили ультразвуковой излучатель в интервал 1440 и 1442 м. Произвели ультразвуковое воздействие на пласт с частотой 25 кГц, интенсивностью 250 Вт в течение 30 мин. Затем произвели ультразвуковое воздействие в интервалах 1444 м – 1446 м – 1448 м - 1450 м с частотой 25 кГц, интенсивностью 250 Вт. На этом обработка ультразвуковым воздействием призобойной зоны пласта завершается. Далее установленным заранее гидродинамическим генератором колебаний непосредственно под насосом НКТ производят виброволновую обработку с частотой 300 Гц, амплитудой вибрационных колебаний 2,0 см и продолжительностью 30 мин с целью резонансного возбуждения скважинной и пластовой системы и наиболее полной передачи упругой колебательной энергии в пласт. На этом виброволновая обработка призобойной зоны пласта завершается. Далее НКТ поднимается на поверхность, где производят демонтаж ультразвукового излучателя от башмака НКТ, а гидродинамический генератор колебаний оставляют на ранее установленном месте. После чего загрузка в скважину НКТ и спуск до глубины динамической уровни жидкости и скважина пускается в работу. Через 10 дней произвели гидродинамические исследования и установили режимные параметры работы скважины.
Пример 3. Предотвращение образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважине 3, ультразвуковым воздействием с частотой 30 кГц, интенсивностью 300 Вт, виброволновой обработкой с частотой 350 Гц и амплитудой колебания 3,0 см.
В скважину, для проведения текущей ремонтной работы, спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) на глубину 1486 м. При открытой задвижке на НКТ с помощью известного насосного цементировочного агрегата, например, ЦА-320 закачали в межтрубное пространство на максимально-возможной скорости, без остановок 20 м3 товарной обезвоженной нефти. Переключили насосный агрегат к НКТ и при открытой задвижке межтрубного пространства закачали в НКТ и продавили в межтрубное пространство до кровли пласта 6 м3 известный обрабатывающий состав, например, «Ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941». Закрыли задвижку межтрубного пространства и закачкой нефти в НКТ продавили 2,5 м3 обрабатывающего состава в продуктивный пласт. Подняли башмак НКТ до 1145 м. С помощью сваба снизили уровень нефти в скважине до 1045 м. Подняли НКТ на поверхность, где установили на башмаке НКТ ультразвуковой генератор на кабеле, а также гидродинамический генератор колебаний под насосом НКТ. После чего НКТ загрузили в скважину и спустили до глубины динамической уровни жидкости и разместили напротив призабойной зоны пласта ультразвуковой излучатель, после чего произвели ультразвуковое воздействие на пласт в интервале 1472 и 1474 м с частотой 30 кГц, интенсивностью 300 Вт и продолжительностью 30 мин. Далее углубили ультразвуковой излучатель в интервал 1476 и 1478 м. Произвели ультразвуковое воздействие на пласт с частотой 30 кГц, интенсивностью 300 Вт в течение 30 мин. Затем произвели ультразвуковое воздействие в интервалах 1480 м – 1482 м - 1484 м - 1486 м с частотой 30 кГц, интенсивностью 300 Вт. На этом обработка ультразвуковым воздействием призобойной зоны пласта завершается. Далее установленным заранее гидродинамическим генератором колебаний непосредственно под насосом НКТ производят виброволновую обработку с частотой 350 Гц, амплитудой вибрационных колебаний 3,0 см и продолжительностью 30 мин с целью резонансного возбуждения скважинной и пластовой системы и наиболее полной передачи упругой колебательной энергии в пласт. На этом виброволновая обработка призобойной зоны пласта завершается. Далее НКТ поднимается на поверхность, где производят демонтаж ультразвукового излучателя от башмака НКТ, а гидродинамический генератор колебаний оставляют на ранее установленном месте. После чего загрузка в скважину НКТ и спуск до глубины динамической уровни жидкости и скважина пускается в работу. Через 10 дней произвели гидродинамические исследования и установили режимные параметры работы скважины.
Пример 4. Предотвращение образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважине 4, ультразвуковым воздействием с частотой 35 кГц, интенсивностью 350 Вт, виброволновой обработкой с частотой 400 Гц и амплитудой колебания 4,0 см.
В скважину, для проведения текущей ремонтной работы, спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) на глубину 1405 м. При открытой задвижке на НКТ с помощью известного насосного цементировочного агрегата, например, ЦА-320 закачали в межтрубное пространство на максимально-возможной скорости, без остановок 20 м3 товарной обезвоженной нефти. Переключили насосный агрегат к НКТ и при открытой задвижке межтрубного пространства закачали в НКТ и продавили в межтрубное пространство до кровли пласта 6 м3 известный обрабатывающий состав, например, «Ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941». Закрыли задвижку межтрубного пространства и закачкой нефти в НКТ продавили 2,5 м3 обрабатывающего состава в продуктивный пласт. Подняли башмак НКТ до 1016 м. С помощью сваба снизили уровень нефти в скважине до 916 м. Подняли НКТ на поверхность, где установили на башмаке НКТ ультразвуковой генератор на кабеле, а также гидродинамический генератор колебаний под насосом НКТ. После чего НКТ загрузили в скважину и спустили до глубины динамической уровни жидкости и разместили напротив призабойной зоны пласта ультразвуковой излучатель, после чего произвели ультразвуковое воздействие на пласт в интервале 1391 и 1393 м с частотой 35 кГц, интенсивностью 350 Вт и продолжительностью 30 мин. Далее углубили ультразвуковой излучатель в интервал 1395 и 1397 м. Произвели ультразвуковое воздействие на пласт с частотой 35 кГц, интенсивностью 350 Вт в течение 30 мин. Затем произвели ультразвуковое воздействие в интервалах 1399 м – 1401 м - 1403 м - 1405 м с частотой 35 кГц, интенсивностью 350 Вт. На этом обработка ультразвуковым воздействием призобойной зоны пласта завершается. Далее установленным заранее гидродинамическим генератором колебаний непосредственно под насосом НКТ производят виброволновую обработку с частотой 400 Гц, амплитудой вибрационных колебаний 4,0 см и продолжительностью 30 мин с целью резонансного возбуждения скважинной и пластовой системы и наиболее полной передачи упругой колебательной энергии в пласт. На этом виброволновая обработка призобойной зоны пласта завершается. Далее НКТ поднимается на поверхность, где производят демонтаж ультразвукового излучателя от башмака НКТ, а гидродинамический генератор колебаний оставляют на ранее установленном месте. После чего загрузка в скважину НКТ и спуск до глубины динамической уровни жидкости и скважина пускается в работу. Через 10 дней произвели гидродинамические исследования и установили режимные параметры работы скважины.
Первоначальные геолого-технических показатели скважин представлены в Таблице 1 на Фиг. 1, Результаты геолого-технических показателей скважин после предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений заявленным способом представлены Таблице 2 на Фиг. 2, Таблице 3 на Фиг. 3, Таблице 4 на Фиг. 4.
Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнут заявленный технический результат, а именно – разработан более эффективный, надежный и менее энергоемкий способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений, которое по сравнению с известным аналогом по патенту РФ № 2170812 (см. Таблицы 1 – 4) позволило:
– повысить эффективность эксплуатации скважины;
– увеличить межочистной период скважин с высоким содержанием парафина и других составляющих углеводородного сырья.
При этом заявленное техническое решение обеспечивает:
• средний прирост суточного дебита скважины 9,7 т/сут, при этом коэффициент прироста продуктивности в среднем возрос до 3,97.
• Абсолютный прирост среднего суточного дебита скважин составил 12,2 т. Прирост объема добычи нефти составил 551,8%.
• при ультразвуковом воздействии на пласт сохраняется целостность эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней;
• отсутствует негативное воздействие на окружающую среду и здоровье операторов.
• Увеличение межочистного периода скважины составляет от 12 до 24 месяцев.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как при определении уровня техники не выявлено техническое решение, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) совокупности признаков, перечисленных в формуле изобретения, включая характеристику назначения.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками заявленного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, так как может быть изготовлено с использованием известных материалов, комплектующих изделий, стандартных технических устройств и оборудования.
Claims (5)
- Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтедобывающем оборудовании, эксплуатационной колонне и насосно-компрессорной трубе (НКТ), заключающийся в том, что сначала проводят замену скважинной жидкости в полном объеме ствола скважины путем закачки товарной обезвоженной нефти в межтрубное пространство, при этом происходит очистка призабойной зоны пласта скважины от грязи и воды и снижение забойного давления,
- далее спускают НКТ до призабойной зоны пласта, закачивают по ним обрабатывающий состав, который частично продавливают в пласт, после чего уровень углеводородной жидкости в стволе скважины снижают до отметки, при которой пластовое давление в полтора-два раза превышает забойное,
- далее осуществляют подъем НКТ на поверхность, где устанавливают на башмаке НКТ ультразвуковой генератор на кабеле, а также гидродинамический генератор колебаний под насосом НКТ,
- далее загружают в скважину НКТ и спускают до глубины динамического уровня жидкости и размещают напротив призабойной зоны пласта ультразвуковой излучатель, после чего производят интенсивную обработку каждого метра перфорированной толщины продуктивного пласта ультразвуковым воздействием с диапазоном частот 25-40 кГц, диапазоном интенсивности 250-500 Вт и продолжительностью 30 мин в среде обрабатывающего состава,
- далее установленным заранее гидродинамическим генератором колебаний непосредственно под насосом НКТ производят виброволновую обработку с диапазоном частот 250-400 Гц, диапазоном амплитуды вибрационных колебаний 1,0-4,0 см и продолжительностью 30 мин с целью резонансного возбуждения скважинной и пластовой системы и наиболее полной передачи упругой колебательной энергии в пласт.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2808077C1 true RU2808077C1 (ru) | 2023-11-23 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2105133C1 (ru) * | 1993-07-19 | 1998-02-20 | Ефим Шмулевич Статников | Способ предотвращения отложений парафина |
| US5727628A (en) * | 1995-03-24 | 1998-03-17 | Patzner; Norbert | Method and apparatus for cleaning wells with ultrasonics |
| RU2108452C1 (ru) * | 1996-05-06 | 1998-04-10 | Орлов Григорий Алексеевич | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2261986C1 (ru) * | 2004-11-22 | 2005-10-10 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Способ комплексной обработки призабойной зоны скважины |
| RU2320851C1 (ru) * | 2006-07-27 | 2008-03-27 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине |
| RU2384694C2 (ru) * | 2007-09-06 | 2010-03-20 | Ежов Владимир Александрович | Способ восстановления дебита водозаборных скважин |
| US20150247381A1 (en) * | 2014-02-28 | 2015-09-03 | Cesi Chemical, Inc. | Systems and methods for coupling acoustic and/or ultrasonic energy to a fluid stream comprising an emulsion or a microemulsion to enhance production of hydrocarbons from oil and/or gas wells |
| RU2713552C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2020-02-05 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственное Объединение "Лиград" | Способ интенсификации добычи нефти, ликвидации и предотвращения отложений в нефтегазодобывающих и нагнетательных скважинах и устройство для его реализации |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2105133C1 (ru) * | 1993-07-19 | 1998-02-20 | Ефим Шмулевич Статников | Способ предотвращения отложений парафина |
| US5727628A (en) * | 1995-03-24 | 1998-03-17 | Patzner; Norbert | Method and apparatus for cleaning wells with ultrasonics |
| RU2108452C1 (ru) * | 1996-05-06 | 1998-04-10 | Орлов Григорий Алексеевич | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2261986C1 (ru) * | 2004-11-22 | 2005-10-10 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Способ комплексной обработки призабойной зоны скважины |
| RU2320851C1 (ru) * | 2006-07-27 | 2008-03-27 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине |
| RU2384694C2 (ru) * | 2007-09-06 | 2010-03-20 | Ежов Владимир Александрович | Способ восстановления дебита водозаборных скважин |
| US20150247381A1 (en) * | 2014-02-28 | 2015-09-03 | Cesi Chemical, Inc. | Systems and methods for coupling acoustic and/or ultrasonic energy to a fluid stream comprising an emulsion or a microemulsion to enhance production of hydrocarbons from oil and/or gas wells |
| RU2713552C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2020-02-05 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственное Объединение "Лиград" | Способ интенсификации добычи нефти, ликвидации и предотвращения отложений в нефтегазодобывающих и нагнетательных скважинах и устройство для его реализации |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8596362B2 (en) | Hydraulic fracturing methods and well casing plugs | |
| US9783728B2 (en) | Method for removing iron sulfide scale | |
| US20120132416A1 (en) | Method, system and apparatus for synergistically raising the potency of enhanced oil recovery applications | |
| US10273782B2 (en) | Method for preventing wax deposition in oil wells with packers | |
| US20120302470A1 (en) | Compositions, methods, apparatus, and systems for incorporating bio-derived materials in drilling and hydraulic fracturing | |
| Xu et al. | Research on the removal of near-well blockage caused by asphaltene deposition using sonochemical method | |
| AU2014382643A1 (en) | Temperature-triggered viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
| RU2808077C1 (ru) | Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2661513C1 (ru) | Способ выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи | |
| RU2471064C2 (ru) | Способ теплового воздействия на пласт | |
| RU2281387C2 (ru) | Способ воздействия на флюид нефтяных месторождений при добыче нефти | |
| CA2979030C (en) | Methods of treating subterranean formations including sequential use of at least two surfactants | |
| RU2136859C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2337238C1 (ru) | Устройство для волнового воздействия на продуктивные пласты | |
| US11060012B2 (en) | Deposit disintegrator compositions | |
| RU2243366C2 (ru) | Способ акустического воздействия на скважины системы поддержания пластового давления | |
| Martinez* et al. | Vaca Muerta: Challenging the Paradigm of Producing From a Shale Formation | |
| RU2320851C1 (ru) | Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине | |
| Browne et al. | Proppant flowback control in deviated shallow Gas Wells | |
| Anchliya | Acoustic stimulation: mitigating near well bore damage and improved oil recovery | |
| Shaw | Downhole separation as a strategic water and environmental management tool | |
| RU2766996C1 (ru) | Способ борьбы с образованием асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче высокозастывающей аномальной нефти | |
| WO1999041342A1 (en) | Surfactant composition and methods for cleaning wellbore and oil field surfaces | |
| RU2778117C1 (ru) | Способ виброволнового воздействия с целью восстановления продуктивности скважин с гидравлическим разрывом пласта |