Способ ремонта скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины. Способ включает промывку забоя циркуляцией моющей композиции в скважине по гибкой трубе и колонне насосно-компрессорных труб. Промывают забой пластовой водой до ухода ее части, затем промывают газожидкостной смесью, стравливают давление до атмосферного, доливают в скважину пластовую воду, по колонне насосно-компрессорных труб прокачивают и по гибкой трубе внутри колонны насосно-компрессорных труб отбирают моющую композицию из пластовой воды, водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" и органического растворителя «МИА-пром», заполняют скважину раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным на 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, промывают скважину циркуляцией указанного раствора, вымывают продукты реакции прямой и обратной промывкой, стравливают давление до атмосферного, заполняют скважину пластовой водой, определяют приемистость пласта, закачивают в призабойную зону глинокислоту, проводят выдержку на реагирование, вымывают продукты реакции раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным на 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, определяют приемистость пласта. Повышается эффективность очистки скважины.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины.

Известен способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и диспергирования их в нефтепромысловом оборудовании. Реагент-ингибитор подают в затрубное пространство в количестве 0,5-20 мас. % от объема нефти в откачиваемой продукции, заключенной во внутренней полости насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса. Работу глубинного насоса осуществляют по замкнутому кольцу - насосные трубы и выкидная линия, по которому и циркулирует смесь откачиваемой продукции с реагентом. Использование изобретения повышает эффективность ингибирования АСПО и увеличение объема добываемой продукции (Патент РФ №2132450, опублик. 27.06.1999).

Недостатком известного способа является необходимость применения глубинного насоса для циркуляции реагентов в скважине, тогда как весьма часто отложения накапливаются именно в насосе, препятствуя его работе.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ремонта скважины, согласно которому проводят циркуляцию моющей композиции в скважине в течение 3-6 часов при расходе 5-10 л/с, после чего проводят вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины и промывку забоя водой в объеме не менее 1,5 объемов скважины, при этом в качестве моющей композиции используют смесь, содержащую, об. ч.: растворитель АСПО «ИНТАТ-4» в количестве 100-360, реагент ИТПС-04-А в количестве 45-60, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 - 1000 (патент РФ №2455463, кл. Е21В 37/06, опубл. 10.07.2012 - прототип).

При использовании гибкой трубы выполняют ее расхаживание в процессе циркуляции в пределах от забоя скважины до кровли продуктивного пласта.

Известный способ обладает невысокой эффективностью при очистке скважины, полностью потерявшей приемистость из-за кольматации околоскважинной зоны АСПО.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины.

Задача решается тем, что в способе ремонта скважины, включающем промывку забоя циркуляцией моющей композиции в скважине по гибкой трубе и колонне насосно-компрессорных труб, согласно изобретению промывают забой пластовой водой до ухода не менее 4 м3 пластовой воды в пласт, затем промывают газожидкостной смесью с объемом газа 25-55% в объеме 1-2 объемов скважины, стравливают давление в скважине до атмосферного, доливают в скважину пластовую воду до устья, прокачивают по гибкой трубе и отбирают внутри колонны насосно-компрессорных труб моющую композицию из пластовой воды, водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" и органического растворителя, заполняют скважину раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным до 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, промывают скважину циркуляцией указанного раствора, вымывают продукты реакции прямой и обратной промывкой, стравливают давление в скважине до атмосферного, заполняют скважину пластовой водой, определяют приемистость пласта, закачивают в призабойную зону глинокислоту, проводят выдержку на реагирование, вымывают продукты реакции раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным до 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, определяют приемистость пласта.

Сущность изобретения

При применении межскважинной перекачки жидкости, т.е. при перекачке пластовой воды от скважины-донора в скважину-акцептор, никакая подготовка пластовой воды не производится и все асфальтосмолопарафинистые вещества попадают с забоя скважины-донора на забой скважины-акцептора, т.е. нагнетательной скважины. Превышение предельно допустимой концентрации нефтепродуктов и асфальтосмолопарафинистых веществ в закачиваемой воде превышает допустимые значения в 1000-1500 раз. При этом интервалы перфорации нагнетательной скважины полностью кольматируются до полного отсутствия приемистости. Забойное и пластовое давление уменьшается. Эта проблема характерна для многих скважин с межскважинной перекачкой. Очистить такую скважину известными способами не удается или удается с большими трудностями. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины. Задача решается следующим образом.

После полной потери приемистости останавливают нагнетательную скважину, снабжают скважину колонной насосно-компрессорных труб, внутри которой спускают гибкую трубу до забоя скважины. По гибкой трубе прокачивают и по колонне насосно-компрессорных труб отбирают промывочную жидкость - пластовую воду данного месторождения, т.е. вызывают циркуляцию и промывают прямой промывкой забой в объеме 6-7 м3. Отмечают уход воды в объеме 50-60% используемой жидкости. Затем промывают скважину прямой промывкой с аэрацией пластовой воды с расходом 3 л/с при давлении Рначальное/рабочее/конечное (Рн/р/к)=2/12/7 МПа аэрированной жидкостью. На начальном этапе промывки объемное соотношение газа в пластовой воде поддерживают 50/50. Качество пены поддерживают на уровне 50-60%, т.е. практически максимальные значения пластовой воды в газожидкостной смеси. Это применяют, чтобы избежать резкого увеличения депрессии на пласт. Далее после выхода на режим количество подаваемой пластовой воды сокращают до 20%, т.е. получают соотношение газа и пластовой воды соответственно 80% и 20%. Промывают скважину с применением бустерного агрегата в объеме порядка 14-18 м3. На выходе из скважины в пластовой воде наблюдают неорганические соли и асфальтосмолопарафинистые вещества. Стравливают давление в скважине до атмосферного давления, доливают в скважину пластовую воду в объеме порядка 3-5 м3. Затаривают в приемный бункер бустерного агрегата моющую композицию, состоящую из смеси водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" в объеме 290 л (масса 290 кг, т.к. его плотность 1,0 г/см3), и органического растворителя в объеме 2,34 м3 (плотность растворителя 0,785 г/см3). В качестве органического растворителя используют «МИА-пром» или его смесь с РПН. «МИА-пром» представляет собой ……… РПН представляет собой бензиновую фракцию, получаемую в процессе стабилизации (ректификацией или сепарацией) нефти в ректификационных колоннах на установках комплексной подготовки нефти, с последующим добавлением стабильной нефти в количестве до 3% по объему и применяется в качестве растворителя парафинов при промывке нефтяных скважин (ТУ 0251-062-00151638-2006).

Заполняют скважину (а точнее, объем ГТ и кольцевое пространство между НКТ и ГТ + подпакерная зона до искусственного забоя) по колонне гибких труб ГТ газожидкостной смесью, полученную вспениванием на 40-60% в бустерном агрегате моющей композиции и 0,1-0,3%-ного раствора МЛ-81Б в пластовой воде в объеме порядка 3 м3. МЛ-81Б и водорастворимый ПАВ «ИТПС-04-А» помимо всего играют роль вспенивателя при аэрации. В качестве вспенивающего газа применяют воздух с пониженным содержанием кислорода, получаемый в газогенераторе путем сжигания атмосферного воздуха. Содержание кислорода в получаемой смеси газов не превышает 9%. Рабочие давления на устье скважины в процессе обработки составляет от 13 до 15 МПа, давление Рн/р/к=3/13-15/7 МПа, расход газожидкостной смеси при этом в пределах от 3 до 4 л/с. Циркулируют раствор через бункер бустерного агрегата в течение пяти часов, вымывают продукты реакции комбинированной промывкой (прямой 0,5 объема скважины и обратной 1.5 объема скважины промывки). Возможно применять оба способа промывки по отдельности, но обязательным условием при этом является расхаживание гибкой трубы в интервале от башмака колонны насосно-компрессорных труб с заходом компоновки выше башмака, либо стоп-кольца, установленного на башмаке, на 1-2 м в колонну до искусственного забоя. Цель расхаживания - обеспечить прохождение крупного забойного шлама в кольцевое пространство между гибкой трубой и колонной насосно-компрессорных труб. При промывке отмечался выход фрагментов резиновых манжет ранее применявшегося при ремонте технологического пакера, перфорационных колец т.п. Общий объем промывки составляет в среднем от 9 до 16 м3 (2 объема пространства, где происходит циркуляция). Один объем промывки равен сумме объема колонны насосно-компрессорных труб и объема подпакерного (или если пакера нет - объема эксплуатационной колонны от башмака колонны и до искусственного забоя) пространства. Стравливают давление из скважины, заполняют пластовой водой в объеме 4 м3. Определяют приемистость пласта при давлении 13 МПа - принимает падением давления на 1 МПа за 30 минут. Производят обработку призабойной (околоскважинной) зоны пласта закачкой глинокислотной композиции марки ГК-НЛ в объеме 4 м3 (Рн=13 МПа, Рк=12 МПа). После реагирования вымывают продукты реакции аэрированной на 40-60% жидкостью на основе 0,1-0,3%-ного раствора МЛ-81Б в пластовой воде с применением бустерного агрегата комбинированной промывкой. Расход газожидкостной смеси при промывке забоя поддерживают в пределах 3-4 л/с при давлении циркуляции Рн/р/к=2/12/7 МПа. Содержание газа в газожидкостной смеси при выходе на режим доводят до 20-30%. Таким образом добиваются того, что уход и излив при промывке отсутствуют. На выходе грязная вода с содержанием твердых взвешенных частиц не более 70 г/литр. Определяют приемистость пласта, поднимают гибкую трубу.

В качестве органического растворителя используют МИА-пром или его смесь с растворителем парафинов нефтяным (РПН).

МИА-пром представляет собой композиционную смесь парафиновых углеводородов и ароматических углеводородов (ТУ 2458-011-27913102-2001).

РПН представляет собой бензиновую фракцию, получаемую в процессе стабилизации (ректификацией или сепарацией) нефти в ректификационных колоннах на установках комплексной подготовки нефти с последующим добавлением стабильной нефти (ТУ 0251-062-00151638-2006).

В результате удается очистить скважину и возобновить начальную приемистость скважины.

Пример конкретного выполнения

Нагнетательная скважина предназначена для одновременно раздельной закачки жидкости в два продуктивных пласта. Скважина обсажена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Искусственный забой - 1757,2 м. Интервалы перфорации 1140,2-1141,9 м, 1142,6-1144,4 м, 1145,1-1146,1 м, 1745,8-1747,4 м, 1747,4-1749,3 м. В скважину спущены 2 колонны насосно-компрессорных труб. Первая длинная колонна имеет наружный диаметр 60 мм, с эксплуатационным пакером спущена до глубины 1728 м, пакер установлен на глубине 1725 м. Вторая короткая колонна спущена в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и длинной колонной до глубины 1111,3 м, ее наружный диаметр 48 мм. Цель ремонта - очистка стенок эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб от АСПО, обработка призабойной зоны продуктивного пласта.

Проводят ремонтные работы только в длинной колонне.

Спускают гибкую трубу диаметром 38,1 мм внутри длинной колонны насосно-компрессорных труб до забоя скважины. Вызывают циркуляцию и промывают забой технологической жидкостью - пластовой водой плотностью 1,18 г/см3 в объеме 6,5 м3. Отмечают уход воды в объеме 55%. Промывают скважину с аэрацией с расходом 3 л/с при давлении Рн/р/к=2/12/7 МПа, аэрированной жидкостью. На начальном этапе промывки соотношение объемное газа в пластовой воде поддерживают 50/50. Качество пены поддерживают на уровне 50-60% во избежание резкого увеличения депрессии на пласт. Далее после выхода на режим количество подаваемой пластовой воды сокращают до 20%, т.е. получают соотношение газа и пластовой воды, соответственно 80% и 20%. Промывают с применением бустерного агрегата в объеме 16 м3. На выходе отмечают неорганические соли и асфальтосмолопарафинистые вещества. Стравливают давление из скважины до атмосферного давления, доливают в скважину пластовую воду в объеме 4 м3. Обрабатывают колонну насосно-компрессорных труб закачкой моющей композиции, представляющей собой смесь пластовой воды плотностью 1,18 г/см3 в объеме 3,87 м3, водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" в объеме 290 л (масса 290 кг, т.к. его плотность 1,0 г/см3), и органического растворителя «МИА-пром» в объеме 2,34 м3 (плотность растворителя 0,785 г/см3). Заполняют скважину аэрированной пластовой водой плотностью 1,18 г/см3, содержащей 2% поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в объеме 4 м3. Поддерживают аэрацию в пределах 40-60%. При этом используют бустерный агрегат типа УНГ 8/15, где в качестве инертного газа вместо азота применяется воздух с пониженным содержанием кислорода, получаемый горением в газогенераторе в среде атмосферного воздуха (содержание кислорода в получаемой смеси газов не превышает 8-9%). Для обработки растаривают автоцистерну в приемный бункер бустерного агрегата. Рабочие давления на устье скважины в процессе обработки составляли от 13 до 15 МПа при Рн/р/к=3/13-15/7 МПа, расход газожидкостной смеси при этом варьировали от 3 до 4 л/с. Проциркулировав раствор через бункер бустерного агрегата в течение пяти часов, вымывают продукты реакции комбинированной промывкой (прямой 0,5 объема и обратной 1.5 объема промывки). Общий объем промывки составляет в 13 м3 (2 объема пространства, где происходит циркуляция). Стравливают давление в скважине, заполняют скважину пластовой водой в объеме 4 м3. Определяют приемистость пласта при давлении закачки 13 МПа. Скважина принимает падением давления на 1 МПа за 30 минут. Производят обработку призабойной зоны пласта закачкой глинокислотной композиции марки ГК-НЛ в объеме 4 м3 (Рн=13 МПа, Рк=12 МПа). После реагирования вымывают продукты реакции пластовой водой плотностью 1,18 г/см3, содержащей 2% поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, аэрированной воздухом с содержанием кислорода менее 8-9% с применением бустерного агрегата комбинированной промывкой. Аэрацию поддерживают на уровне 40-60%. Расход газожидкостной смеси при промывке забоя поддерживают в пределах 3-4 л/с при давлении циркуляции Рн/р/к=2/12/7 МПа. Содержание газа в газожидкостной смеси при выходе на режим доводят до 25%. Уход при промывке не отмечался, излив также не отмечался. На выходе грязная вода с содержанием твердых взвешенных частиц не более 70 г/л. Определяют приемистость пласта - принимает в объеме 50 м3/сут при давлении на устье 13 МПа с расходом 0,4-0,5 л/сек. Поднимают гибкую трубу.

В результате удается довести приемистость скважины до начального уровня. Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности очистки скважины.

Способ ремонта скважины, включающий промывку забоя циркуляцией моющей композиции в скважине по гибкой трубе и колонне насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что промывают забой пластовой водой до ухода не менее 4 м3 пластовой воды в пласт, затем промывают газожидкостной смесью с объемом газа 25-55% в объеме 1-2 объемов скважины, стравливают давление в скважине до атмосферного, доливают в скважину пластовую воду до устья, прокачивают по гибкой трубе и отбирают внутри колонны насосно-компрессорных труб моющую композицию из пластовой воды, водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" и органического растворителя, заполняют скважину раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным до 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, промывают скважину циркуляцией указанного раствора, вымывают продукты реакции прямой и обратной промывкой, стравливают давление в скважине до атмосферного, заполняют скважину пластовой водой, определяют приемистость пласта, закачивают в призабойную зону глинокислоту, проводят выдержку на реагирование, вымывают продукты реакции раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным до 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, определяют приемистость пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к способам стимуляции пласта и его призабойной зоны для повышения приемистости нагнетательных скважин.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.

Группа изобретений относится к области добычи нефти с использованием добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Технический результат - повышение эффективности работы добывающей скважины.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к системе подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности. Система содержит емкость хранения химического реагента, насос-дозатор, объект дозирования, установленные в нем контрольно-измерительные приборы, гидростатический датчик давления, установленный в емкости хранения, блок управления.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к осуществлению подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) при добыче. Методика включает отбор проб АСПО с параллельным отбором проб продукции скважин, сравнительную оценку растворяющей способности растворителей.

Изобретение относится к добыче нефти при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка включает основной и дополнительный приводы, пакер, установленный между верхним и нижним продуктивными пластами, основную, сообщенную с подпакерным пространством скважины, и дополнительную, сообщенную с надпакерным пространством скважины, колонны лифтовых труб со штанговыми насосами, закрепленными на устье скважины двухствольной арматурой, параллельный якорь, установленный на обеих колоннах лифтовых труб и выполненный с возможностью фиксации их относительно друг друга.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтегазовых месторождений и может быть использовано для интенсификации дебитов и повышения нефтеотдачи. Устройство включает алюминиевый корпус в виде тонкостенного цилиндрического стакана с зауженной горловиной.

Изобретение относится к скважинным контейнерам с твердым реагентом, предназначенным для предупреждения отложения солей на погружном оборудовании. Устройство включает цилиндрические секции с реагентом, соединенные муфтами и имеющие камеру смешения, отделенную от реагента проницаемой перегородкой и снабженную отверстиями для соединения со скважиной. Проницаемая перегородка ориентирована вдоль оси цилиндрической секции, выполнена плоской или выпуклой формы и разделяет ее полость на камеру, заполненную реагентом, и полую камеру смешения. Стенка цилиндрической секции снабжена в пределах камеры смешения нижним и верхним отверстиями, сообщающими камеру смешения со скважиной. Повышается надежность контейнера за счет упрощения конструкции и стабилизации дозирования реагента в пластовую жидкость. 2 ил.

Изобретение относится к эксплуатации и ремонту нефтяных и газовых скважин. Устройство гидроударное для очистки ствола скважины от песчано-глинистой пробки состоит из разъемного корпуса, седла с продольными пазами, соединительного патрубка с кольцевым поршнем, размещенным в корпусе компенсатора, подпружиненного толкателя торцевого клапана со штоком и коронкой, гайки на нижнем конце разъемного корпуса. Устройство снабжено ограничительной шайбой, установленной под коронкой и связанной с гайкой шпильками, свободно пропущенными через отверстия в коронке, в теле которой выполнена внутренняя проточка для охвата ограничительной шайбы в момент рабочего хода, причем в теле ограничительной шайбы выполнено центральное отверстие. Применение устройства в лифтовой колонне труб малого внутреннего диаметра позволяет эффективно транспортировать механические примеси на поверхность по межтрубному пространству. 3 ил.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа. Способ ингибирования отложений в геологическом образовании содержит: нанесение связующего на поверхность геологического образования, доставку наноматериала на углеродной основе к поверхности геологического образования, чтобы вызвать сцепление вследствие химического взаимодействия между наноматериалом и связующим, причем наноматериал обеспечивает один или более центров адсорбции для ингибитора отложений, помещение некоторого количества ингибитора отложений в геологическое образование так, что доза ингибитора отложений адсорбируется наноматериалом, и ингибирование отложений в геологическом образовании вследствие продленного высвобождения упомянутой дозы ингибитора отложений из наноматериала в геологическое образование. Набор составляющих для выполнения указанного способа содержит связующее и указанные наноматериал и ингибитор отложений. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение срока действия ингибитора отложений. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 24 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации и предотвращения образования асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтегазодобывающих скважинах. Способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с винтовым насосом с приводом от колонны насосных штанг насосом, кабеля питания электродвигателя насоса и капиллярной трубки, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента - деэмульгатора дозировочным насосом с устья скважины по капиллярной трубке на прием насоса. Запускают в работу привод винтового насоса с частотой вращения колонны штанг 100 об/мин. Подачу реагента производят по капиллярной трубке в колонну НКТ на расстоянии 0,2 м от ее нижнего конца. В процессе отбора высоковязкой нефти периодически определяют нагрузку на привод винтового насоса по току. При росте нагрузки до 40 А снижают частоту вращения колонны штанг до 60 об/мин, после чего прекращают подачу деэмульгатора по капиллярной трубке в колонну НКТ. В межколонное пространство скважины на геофизическом кабеле спускают наконечник и производят импульсную высокочастотную термоакустическую (ИВЧТА) обработку скважины, не прерывая отбора высоковязкой нефти из скважины. В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое определение нагрузки по току на привод винтового насоса через каждые 12 ч до достижения значения по току 15 А, затем восстанавливают частоту вращения колонны штанг до 100 об/мин, после чего ИВЧТА обработку скважины прекращают, извлекают из межколонного пространства скважины наконечник с геофизическим кабелем и возобновляют подачу деэмульгатора по капиллярной трубке, продолжают одновременный отбор высоковязкой нефти и подачу деэмульгатора дозировочным насосом по капиллярной трубке. Повышается эффективность обработки скважины, надежность, увеличивается отбор нефти, исключаются ремонтные работы. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения. После этого на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Спуск компоновки производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. Верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. При открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию. Ее продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией. Закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость. Производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава. После этого циркуляцию кислотного состава прекращают. Закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. Закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины. Обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость. Производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола для ликвидации поглощения. После обработки на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Осуществляют спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины. Спуск ее производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. На устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. Закачивают в затрубное пространство обратную эмульсию до появления ее на устье. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную и трубную задвижки. По колонне НКТ закачивают обратную эмульсию в межтрубное пространство до появления обратной эмульсии на устье скважины из межтрубного пространства. Закачку прекращают и закрывают межтрубную задвижку. Затрубную задвижку открывают. Производят поинтервальную обработку горизонтального ствола, который разделяют на участки длиной по 50 м, начиная с участка от забоя скважины. Для этого при закрытой затрубной задвижке и открытых межтрубной и трубной задвижках в колонну НКТ закачивают кислотный состав и продавливают его в межтрубное пространство в объеме, равном объему кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка. Закрывают межтрубную задвижку. Открывают затрубную задвижку и обратной эмульсией, вышедшей на поверхность, продавливают кислотный состав по колонне НКТ из кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка в призабойную зону пласта по всей длине обрабатываемого участка. Ожидают реагирование в течение 12 час. Закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола в вертикальную часть. Перемещают колонну НКТ в следующий интервал. После обработки всех участков горизонтального ствола колонну НКТ спускают до забоя. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. В колонну НКТ закачивают товарную нефть до ее появления на устье из межтрубного пространства. Затем производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована для ремонтных работ нефтегазового оборудования и хранилищ нефтепродуктов с целью ликвидации и предотвращения образования гидратопарафиновых и асфальтосмолистых отложений и пробок. При осуществлении способа растворитель отложений предварительно нагревают в замкнутом объеме, размещенном вне обрабатываемой емкости, превращая его в насыщенный пар, который изобарно подают в обрабатываемое оборудование. Пар растворителя дросселируют с обеспечением создания непрерывно пульсирующего пузыря стабильной кавитации паров растворителя, которым обрабатывают нефтепродукты скрытой теплотой конденсации растворителя и ударным механическим воздействием стабильной кавитации для разжижения отложений и нагрева нефтепродуктов, которые избыточным давлением или под собственным весом удаляются из обрабатываемого оборудования. Устройство включает нагревательный элемент в виде конического сопла с дисковым фланцем, закрепленным с кольцевым зазором на аналогичном фланце дросселирующего патрубка питающего трубопровода, внешний конец которого при помощи теплоизолированного шланга подключен к генератору насыщенного пара растворителя. Повышается эффективность и безопасность обработки оборудования. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта, в частности к способам очистки внутренней поверхности магистральных нефтепроводов. Осуществляют химическую очистку внутренней поверхности нефтепровода, предварительного разделенного на очищаемые участки, путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений. Очистку внутренней поверхности нефтепровода от остатков растворителя осуществляют путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки адсорбционного светлого нефтепродукта. Контроль качества очистки нефтепровода осуществляют путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки контрольного светлого нефтепродукта с последующим отбором пробы в конечной точке очищаемого участка. Сокращается время на перевод магистрального нефтепровода под транспортировку светлых нефтепродуктов, повышается качество очистки внутренней поверхности линейной части магистрального нефтепровода. 8 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения. Динамическое воздействие растворителем на отложения в трубах в виде разнонаправленного движения растворителя по полости колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) оказывают с помощью попеременной работы двух источников энергии и давления. После заполнения колонны НКТ растворителем дальнейшее продвижение растворителя в сторону глубинного насоса организуется с помощью избыточного давления попутного нефтяного газа, взятого по трубопроводу из межтрубного пространства соседней скважины. Попутный нефтяной газ соседней скважины направляется в колонну НКТ обрабатываемой скважины, благодаря этому растворитель проникает далее вниз вплоть до глубинного насоса. Для обратного движения растворителя вверх глубинный насос пускают в работу до появления растворителя на устье скважины. Циклическое движение растворителя вверх и вниз повторяют до тех пор, пока не исчерпается его растворяющая способность, например, не стабилизируется его плотность. Повышается эффективность промывки растворителем в скважинах с глубоким динамическим уровнем жидкости в межтрубном пространстве, сокращается время удаления отложений. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к погружным контейнерам преимущественно с порошкообразным реагентом и предназначено для предупреждения отложения солей на нефтепогружном оборудовании. Устройство содержит цилиндрический корпус с перфорациями по длине, растворимые пробки, перекрывающие каждую перфорацию за исключением верхней, верхнюю крышку с отверстием, нижнюю крышку и твердый реагент, заполняющий корпус до уровня верхней перфорации. В корпус через перфорации введены трубки, в которых размещены растворимые пробки, отделенные от скважины поджатым пружиной поршнем. Повышается равномерность дозирования реагента в пластовую жидкость. 5 ил.
Наверх