УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРОМЫВКИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Российский патент 2002 года по МПК E21B37/06 

Заявляемое техническое решение относится к области эксплуатации нефтегазовых месторождений, в частности к устройствам, используемым при ликвидации асфальто-смолистых и парафино-гидратных отложений (АСПО) в скважинах.

Использование органических растворителей для предотвращения и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений известно в промышленной практике эксплуатации месторождений [1] и нашло широкое распространение. В соответствии с [2] закачку растворителя осуществляют в затрубное пространство и прокачивают до полной ликвидации парафиносмолистых отложений, при этом в конце прокачки объем растворителя с целью его экономии замещают в затрубном пространстве газообразной средой до динамического уровня скважины.

Известно устройство для депарафинизации нефтяных скважин путем их обработки горячей нефтью, состоящее из подогревателя и насоса, установленных на самоходном транспортном средстве, отличающееся тем, что с целью получения возможности использования в качестве теплоносителя нефти из выкидной линии обрабатываемых скважин оно снабжено газосепаратором, установленным на входе нефти из выкидной линии скважины в подогреватель [3].

Последнее принято в качестве прототипа по максимальному совпадению существенных признаков. Основным недостатком устройства является то, что возможен вариант только прямой промывки скважин, это приводит к высоким затратам реагентов, обусловленным необходимостью заполнения затрубного пространства, объем которого в 5-6 раз превышает объем насосно-компрессорных труб (НКТ).

Целью заявляемого технического решения является сокращение затрат и времени на депарафинизацию скважин.

Указанная цель достигается тем, что в устройстве для промывки насосно-компрессорных труб нефтегазодобывающих скважин, включающем емкость, насос, установленные на самоходном средстве с комплектующим оборудованием и техоснасткой, и устьевую арматурную обвязку скважины, согласно изобретению в состав комплектующего оборудования входит лубрикатор с встроенным пробковым краном, сальниковым уплотнением и полой штангой, сопрягаемой с сальниковым уплотнением съемной крышки с возможностью вертикального перемещения и фиксации в крайних положениях, верхний наконечник штанги имеет запорный орган и узел соединения с трубопроводом подачи от насоса, при этом в крайнем верхнем положении полой штанги ее нижний наконечник расположен выше пробкового крана в лубрикаторе, а в крайнем нижнем положении нижний наконечник расположен ниже центральной задвижки. Кроме того, нижний наконечник имеет насадку для формирования нерасширяющегося потока истекающей жидкости с давлением, превышающим линейное.

Сущность заявляемого технического решения состоит в том, что после остановки скважины происходит сепарация флюидов в центральной трубе и отложение парафинов, как правило, оказывается в зоне, занятой газовой фазой. Заявляемое устройство позволяет производить вытеснение газа жидкостью после остановки скважины не через затрубное пространство, а непосредственно путем подачи вытесняющего агента через центральную трубу.

На чертеже схематично изображено предлагаемое устройство.

Устройство состоит из лубрикатора 3 с пробковым краном 4 и крышкой с сальниковым устройством 2, через сальник пропущена полая штанга 3 с наконечниками 7, 9, соединенная с запорной арматурой 12 и трубопроводом подачи реагента от насоса 10. В верхнем положении полой штанги наконечник 9 расположен внутри лубрикатора 3 выше уровня пробкового крана 4. В нижнем крайнем положении полая штанга проходит через пробковый кран 4, тройник скважины 5, центральную задвижку 6.

Устройство работает следующим образом. Лубрикатор 3 монтируется на скважине при помощи переходника 11 после остановки работы скважины при закрытой центральной задвижке 6 и линейной 8. Крышка с сальниковым уплотнением 2 и полой штангой 1 в верхнем ее положении относительно крышки навинчивается на лубрикатор. Запорный вентиль 12 в закрытом положении. Центральная задвижка 6 отрывается, полая штанга 1 переводится при открытом пробковом кране 4 в крайнее нижнее рабочее положение. К запорному вентилю 12 в закрытом положении подсоединяется трубопровод подачи реагента от насоса. Открывается линейная задвижка 8, запорный вентиль 12, и включается насос подачи реагента. Реагент вытесняет газ через линейную задвижку 8 в линию и заполняет центральную трубу. После заполнения центральной трубы реагентом, выдержки или проведения еще каких-либо операций включается глубинный насос и производится вытеснение продуктов реакции через задвижку 8. Съемный наконечник 9 имеет цилиндрическую форму, внутренняя поверхность которого обработана с чистотой класса не менее 9. Внутренний диаметр наконечника выбирается исходя из рабочих параметров используемого насоса.

При необходимости проводится повторная закачка реагента. После завершения обработки запорный вентиль 12 закрывается, трубопровод подачи реагента отсоединяется, полая штанга 1 поднимается в крайнее верхнее положение. Пробковый кран 4 закрывается, крышка 2 с сальниковым уплотнением и штангой отворачивается с лубрикатора. Лубрикатор демонтируется при закрытой центральной задвижке 6 и линейной 8. Скважина запускается в режим штатной эксплуатации.

Объем реагентов, используемых для обработки скважины, сокращается как минимум в 5 раз, затраты времени - более чем в 2 раза. Следует отметить, что с использованием заявляемого устройства открываются возможности для расширения методов воздействия на АСПГ-отложения:
более дорогостоящие и эффективные растворители за счет резкого сокращения объемов;
термохимические заряды на основе щелочных металлов, использование которых иногда требует заполнения реакционной зоны водой.

Источники информации
1. А.С. СССР 1092164, С 09 К 3 00, Е 21 В 43/00, 1984, БИ. 18, 61.

2. А.С. СССР 1234593, Е 21 В 37/06, 1986, Б.И. 20, 161.

3. А.С. СССР 310031, Е 21 В 43/00, Б.И. 23, 1971.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтегазодобывающих скважин, осложненных асфальто-смолистыми и парафиногидратными отложениями. Устройство включает емкость и насос, установленные на самоходном средстве с комплектующим оборудованием и техоснасткой, и устьевую арматурную обвязку скважины. В состав комплектующего оборудования входит лубрикатор с встроенным пробковым краном, сальниковым уплотнением и полой штангой, сопрягаемой с сальниковым уплотнением съемной крышки с возможностью вертикального перемещения и фиксации в крайних положениях. Верхний наконечник штанги имеет запорный орган и узел соединения с трубопроводом подачи от насоса. В крайнем верхнем положении полой штанги ее нижний наконечник расположен выше пробкового крана в лубрикаторе. В крайнем нижнем положении нижний наконечник расположен ниже центральной задвижки. Нижний наконечник имеет насадку для формирования нерасширяющегося потока истекающей жидкости с давлением, превышающим линейное. Устройство позволяет производить вытеснение газа жидкостью после остановки скважины непосредственно путем подачи вытесняющего агента через центральную трубу и сократить объем реагентов, используемых для обработки скважины, и затраты времени. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Устройство для промывки насосно-компрессорных труб нефтегазодобывающих скважин, включающее емкость, насос, установленные на самоходном средстве с комплектующим оборудованием и техоснасткой, и устьевую арматурную обвязку скважины, отличающееся тем, что в состав комплектующего оборудования входит лубрикатор с встроенным пробковым краном, сальниковым уплотнением и полой штангой, сопрягаемой с сальниковым уплотнением съемной крышки с возможностью вертикального перемещения и фиксации в крайних положениях, верхний наконечник штанги имеет запорный орган и узел соединения с трубопроводом подачи от насоса, при этом в крайнем верхнем положении полой штанги ее нижний наконечник расположен выше пробкового крана в лубрикаторе, а в крайнем нижнем положении нижний наконечник расположен ниже центральной задвижки. 2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что нижний наконечник имеет насадку для формирования нерасширяющегося потока истекающей жидкости с давлением, превышающим линейное.