Способ доставки растворителя аспо в скважине

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для совершенствования технологий по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с подземного оборудования нефтедобывающих скважин, имеющих интеллектуальную составляющую в виде средства диагностики объема и местоположения отложений в колонне подъемных труб. Для удаления АСПО с колонны насосно-компрессорных (НКТ) труб без их подъема на поверхность предварительно внутри колонны от устья до электроцентробежного насоса устанавливают реагентную трубку на стационарной основе. После установления объема и местоположения отложений устьевой насос по команде контроллера станции управления подает в реагентную трубку расчетное количество органического растворителя. На втором этапе собранный над глубинным насосом растворитель поднимается по колонне НКТ путем пуска в работу глубинного электроцентробежного насоса на расчетное и необходимое время, определяемое расстоянием нижней части отложений от глубинного насоса по длине колонны НКТ. Повышается надежность, снижаются временные затраты при доставке растворителя. 1 ил.

 

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

Несмотря на применение ингибиторов парафинообразования при подъеме нефти по колонне лифтовых труб из-за изменения термобарических условий из нее выпадают и адгезируют на поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) асфальтосмолопарафиновые вещества (АСПВ). Для их удаления часто используют органические растворители, которые могут быть доставлены в колонну НКТ несколькими способами. Наиболее распространенным и доступным способом является закачка или слив реагента в межтрубное пространство (МП) скважины. Благодаря организации циркуляции скважинной продукции через перепускной клапан в приустьевой зоне скважины растворитель из МП попадает на прием глубинного насоса и выше по колонне - в зону с отложениями. Более совершенный вид этой технологии описан в патенте на изобретение №2667950 «Способ обработки нефтедобывающей скважины реагентом» (опубл. 25.09.2018, бюл. 27). Согласно изобретению для быстрой доставки растворителя в колонну труб необходимо объем растворителя в МП поддавить определенным объемом нефти и организовать слежение за динамическим уровнем жидкости в межтрубном пространстве скважины.

В патенте на изобретение №2457324 «Способ оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины» реперную жидкость, в качестве которой может быть и органический растворитель, доставляют в нижнюю часть колонны НКТ с помощью армированной реагентной трубки, расположенной в межтрубном пространстве на стационарной основе. Такое расположение реагентной трубки имеет два недостатка. Из-за ограниченной ширины кольцевого МП (не более 24 мм) внутренний диаметр трубки не может быть более 13-15 мм, что в свою очередь затягивает процесс доставки растворителя в колонну подъемных труб. Во-вторых, при подъеме колонны НКТ вместе с реагентной трубкой во многих нефтяных компаниях были обнаружены случаи повреждений трубки в виде смятия и потери целостности армировки и самой трубки.

В качестве прототипа к заявляемому изобретению выбран способ доставки растворителя в определенную часть колонны НКТ с помощью колтюбинговой трубы малого диаметра. При обнаружении в колонне НКТ асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в зоне скважины монтирует подъемное устройство вместе с краном и в колонну подъемных труб спускают колтюбинговую трубу (КТ), по которой и закачивают органический растворитель. Недостатком данного способа удаления отложений является необходимость периодического монтажа на устье скважины двух видов техники, оплаты труда обслуживающего персонала. При спуске колтюбинговой трубы существует возможность образования пробки из асфальтосмолопарафиновых веществ в нижней части КТ. Эти недостатки применения реагентной (колтюбинговой) трубки в периодическом режиме предопределяют необходимость новой технической политики к нефтедобывающей скважине, которая заключается в том, что в скважине и ее подземном оборудовании как дорогостоящем устройстве должны быть предусмотрены методы диагностики возможных проблем и методы своевременного их решения.

В связи с этим технической задачей по изобретению является создание технологии доставки растворителя АСПО в рамках действия «умной» скважины, когда интеллектуальная составляющая скважины определяет необходимость подачи органического растворителя в зону колонны НКТ с отложениями, а имеющиеся в составе скважины оборудование обеспечивает эту доставку реагента.

Техническая задача по изобретению выполняется тем, что по способу доставки растворителя АСПО в скважине, которое заключаются в установке реагентной трубки в скважине и закачке растворителя в реагентную трубку с устья скважины, реагентную трубку устанавливают на стационарной основе внутри колонны насосно-компрессорных труб по всей ее длине от устья до глубинного насоса, растворитель по мере необходимости доводится по реагентной трубке до зоны над глубинным насосом и поднимается до зоны с отложениями в колонне НКТ с помощью пуска в работу электроцентробежного насоса на необходимый период времени.

Схема необходимого скважинного оборудования для реализации заявленного способа приведена на чертеже, где условно обозначены позициями: 1 - обсадная колонна, 2 - колонна НКТ, 3 - отложения в средней части колонны, 4 - электроцентробежный насос (ЭЦН) с погружным электродвигателем, 5 - обратный клапан, 6 - реагентная трубка, 7 - отверстия в трубке, 8 - утяжеляющий хвостовик, 9 - центраторы из гибкого углеводородного материала, 10 - устьевой насос, 11 - емкость с растворителем, 12 - станция управления (СУ) скважиной, 13 - линия связи между СУ и устьевым насосом.

Способ доставки растворителя АСПО в зону с отложениями заключается в выполнении следующих процедур:

1. Колонна НКТ «умной» скважины предварительно снабжается дополнительным оборудованием в виде реагентной трубки 6 и средством диагностики отложений в виде АСПО. В качестве такого средства можно использовать оптоволоконный кабель от устья до глубинного насоса с встроенными датчиками давления и температуры. Известен мировой и российский опыт применения такого оптоволоконного кабеля для диагностики внутреннего состояния колонны лифтовых труб. На чертеже такой диагностический кабель не изображен с тем, чтобы не затемнять детали, необходимые для пояснения заявляемого изобретения.

2. При появлении отложений система диагностики и контроллер станции управления скважиной определяют местоположение отложений по длине насосно-копрессорных труб, определяют примерную толщину и объем отложений, а также рассчитывают необходимый объем растворителя АСПО, исходя из растворяющей способности реагента, находящейся в емкости 11.

3. Расчетный объем растворителя насосом 10 закачивается через трубку 6 в нижнюю часть колонны НКТ.

4. Накопленный объем растворителя в зоне над обратным клапаном 5 электроцентробежного насоса 4 доводится до верхней границы отложений в колонне НКТ путем пуска электроцентробежного насоса в эксплуатацию на расчетный период времени, который определяется местоположением отложений, внутренним диаметром НКТ и производительностью ЭЦН:

где:

ΔT - время работы ЭЦН для подъема растворителя в зону с отложениями;

D - внутренний диаметр колонны НКТ;

d - внешний диаметр реагентной трубки;

ΔL - длина НКТ от глубинного насоса до нижней границы АСПО;

QЭЦН - производительность глубинного насоса.

После доставки растворителя в зону с отложениями контроллер станции управления 12 останавливает работу ЭЦН, наступает период растворения и диспергирования отложений в среде растворителя. После положенного и необходимого времени станция управления запускает глубинный насос в эксплуатацию. После установления режимной эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» система диагностики оценивает степень удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, а контроллер принимает решение о необходимости повторной обработки колонны НКТ.

В заявляемом изобретении описана одна из сторон скважин будущего - «умных» скважин, когда скважина информирует о своем состоянии без участия персонала предприятия и сама же решает эту возникшую проблему своими средствами. По изобретению предложено в качестве такого средства в борьбе с АСПО использовать реагентную трубку значительного диаметра на стационарной основе внутри колонны НКТ. Такое расположение трубки дает важное преимущество - реагентная трубка внутри НКТ может иметь меньшую толщину бронированного слоя в отличие от трубки в МП. Это в свою очередь позволяет увеличить внутренний диаметр трубки. В этом случае доставка растворителя в нижнюю часть колонны НКТ будет происходить за меньшее время.

По мнению авторов, благодаря переносу стационарной реагентной трубки из МП в полость колонны НКТ появляется возможность увеличения внутреннего диаметра трубки. По изобретению также предложено лифтировать собранный в нижней части реагент в зону с отложениями с помощью работы глубинного насоса. Эти новшества, мы надеемся, соответствуют критериям «новизна» и «существенное отличие».

Способ доставки растворителя АСПО в скважине, заключающийся в установке реагентной трубки в скважине на стационарной основе и закачке растворителя в реагентную трубку с устья скважины, отличающийся тем, что реагентную трубку устанавливают внутри колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) по всей ее длине от устья до глубинного насоса, растворитель по мере необходимости доводится по реагентной трубке до зоны над глубинным насосом и поднимается до зоны с отложениями в колонне НКТ с помощью пуска в работу электроцентробежного насоса на необходимый период времени, который определяется по формуле:

где:

ΔT - время работы ЭЦН для подъема растворителя в зону с отложениями;

D - внутренний диаметр колонны НКТ;

d - внешний диаметр реагентной трубки;

ΔL - длина НКТ от глубинного насоса до нижней границы АСПО;

QЭЦН - производительность глубинного насоса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для предупреждения гидратообразования и разрушения гидратов на установках низкотемпературной сепарации (НТС) газа.

Настоящее изобретение относится к меченным графеновыми квантовыми точками агентам, подавляющим парафиноотложение, таким как ингибиторы парафиноотложения и диспергаторы парафина, меченные графеном, а также способам их получения и применения.

Группа изобретений относится к области дозированной подачи жидких химических реагентов в технологические потоки и может найти применение при ингибиторной защите от коррозии, парафиноотложения и образования гидратов в технологических системах нефтегазовой и химической промышленности.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для комплексного выбора композиции растворителя путем оценки влияния композиции растворителя на растворяющую способность, а также на реологические и оптические свойства битуминозной нефти с целью снижения эксплуатационных затрат и повышения коэффициента нефтеизвлечения.

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для диагностики местоположения асфальтосмолопарафиновых отложений по длине колонны насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для дозирования реагента-ингибитора в жидкую среду. Контейнер состоит из секции, верхняя часть которой выполнена с возможностью соединения переводником с насосом и снабжена торцевым гидравлическим каналом, выполненным с возможностью соединения внутренней полости секции с межтрубным пространством скважины.

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) скважины и внутренней полости глубинного насоса.

Изобретение относится к сформованным прессованным гранулам и способу их применения для медленного выпуска в скважину скважинных обрабатывающих агентов. Предлагается сформованная прессованная гранула связующего и скважинного обрабатывающего композита, содержащего скважинный обрабатывающий агент и кальцинированный пористый оксид металла, пористость и проницаемость которого таковы, что указанный агент адсорбирован на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровых пространствах, и сформованная прессованная гранула получена путем кальцинирования пористого оксида металла, адсорбции скважинного обрабатывающего агента на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровые пространства для формирования скважинного обрабатывающего композита, где скважинный обрабатывающий агент выбран из группы, состоящей из ингибиторов отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов парафиноотложения, ингибиторов солеотложения, ингибиторов образования газогидратов, ингибиторов асфальтена, поглотителей кислорода, поглотителей сульфида водорода, биоцидов, вспенивающих агентов, антиэмульгаторов, поверхностно-активных веществ и их смесей, и добавления связующего в скважинный обрабатывающий композит, и затем прессования связующего и скважинного обрабатывающего композита в требуемую конфигурацию.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано при разработке газовых месторождений, в призабойной зоне скважин которых может происходить гидратообразование.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к предупреждению гидратообразования в системах сбора установок комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для совершенствования технологий по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений с подземного оборудования нефтедобывающих скважин, имеющих интеллектуальную составляющую в виде средства диагностики объема и местоположения отложений в колонне подъемных труб. Для удаления АСПО с колонны насосно-компрессорных труб без их подъема на поверхность предварительно внутри колонны от устья до электроцентробежного насоса устанавливают реагентную трубку на стационарной основе. После установления объема и местоположения отложений устьевой насос по команде контроллера станции управления подает в реагентную трубку расчетное количество органического растворителя. На втором этапе собранный над глубинным насосом растворитель поднимается по колонне НКТ путем пуска в работу глубинного электроцентробежного насоса на расчетное и необходимое время, определяемое расстоянием нижней части отложений от глубинного насоса по длине колонны НКТ. Повышается надежность, снижаются временные затраты при доставке растворителя. 1 ил.

Наверх