СПОСОБ ПОДАЧИ РАСТВОРИТЕЛЯ АСПО В СКВАЖИНУ Российский патент 2020 года по МПК E21B37/06 

Предполагаемое изобретение относится к сфере скважиной добычи нефти и может быть использовано на месторождениях нефти, где в подъемных трубах скважин наблюдается образование и накапливание тяжелых компонент нефти и других сопутствующих веществ.

Проблема заполнения колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) - лифтовых труб нефтедобывающих скважин асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) стала основной для многих нефтяных компаний страны в последние годы из-за ухудшения структуры запасов нефти. Несмотря на применение ингибиторов АСПО колонна НКТ способна за несколько месяцев эксплуатации практически заполниться отложениями.

Наиболее удобным для удаления АСПО из колонны НКТ без подъема труб на поверхность земли, является применение органических растворителей. Растворитель закачивают в межтрубное пространство, который через определенное время приходит на прием насоса и растворяет отложившиеся асфальтены, смолы и парафины. Растворитель при своем движении сверху вниз смешивается с нефтью в межтрубном пространстве и частично теряет свои растворяющие способности.

Известно изобретение «Способ удаления солевых отложений в скважине и устройство для его осуществления» по а.с. СССР №1068589 (опубл. 23.01.1984), по которому разнонаправленное движение растворителя отложений организовано с помощью энергии глубинного насоса и насоса, находящегося на поверхности земли на устье скважины. По изобретению не определяется степень прохождения растворителя вниз по колонне лифтовых труб, что может привести к нерациональному и неэффективному использованию дорогостоящего реагента.

О степени заполнения растворителем АСПО колонны НКТ с отложениями можно судить по стабилизации гидростатического давления в зоне датчика, установленного в ближайшей к глубинному насосу лифтовой трубе (патент РФ на изобретение №2651728, опубл. 23.04.2018, бюл. 12). Способ выбран в качестве прототипа к заявляемому способу подачи растворителя в колонну НКТ. Способ не является объективным при близких значениях плотности скважинной продукции и закачиваемого растворителя, так как состав жидкости в колонне труб оценивается по интегральному давлению - по гидростатическому давлению всей колонны НКТ.

Технической задачей по изобретению является разработка способа заполнения колонны насосно-компрессорных труб органическим растворителем при неизвестном объеме АСПО в колонне труб. Эта задача вытекает исходя из двух позиций:

-растворитель должен достичь не только зоны с отложениями в колонне труб, но и промыть полость ЭЦН и фильтрационные отверстия на входе в насос;

- растворитель должен использоваться рационально, то есть не уходить за пределы НКТ и насоса в скважинное пространство при неконтролируемой закачке.

Техническим результатом является повышение эффективности промывки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и электроцентробежного насоса органическим растворителем путем организации контроля полного заполнения труб и насоса растворителем.

Поставленная задача решается тем, что по способу подачи растворителя АСПО в скважину, который заключается в том, что в колонну насосно-компрессорных труб скважины закачивают растворитель и наблюдают в режиме реального времени за показанием двух манометров в колонне НКТ, датчики давления устанавливают в ближайшей к глубинному насосу лифтовой трубе на расстоянии 10 метров друг от друга по вертикали, перед закачкой растворителя в колонну НКТ подают реперную жидкость - не растворяющуюся и не смешивающуюся в растворителе жидкость повышенной плотности, например,высокоминерализованную воду. Скорость закачки растворителя и объем реперной жидкости должны быть таковыми, чтобы реперная жидкость надежно фиксировалась датчиками давления по значительному росту разницы давлений между датчиками. О заполнении колонны НКТ растворителем судят по появлению реперной жидкости в зоне датчиков.

Положение датчиков давления в скважине и последовательность подачи технологических жидкостей в скважину приведены на фиг. 1, а динамика в период закачки растворителя разницы давления по двум датчикам показана на фиг. 2. Величину гидростатической составляющей давления в зоне двух датчиков определяют по формуле

ΔР=Р₁-Р₂,

где

P₁ и Р₂ - показания нижнего и верхнего датчиков давления при заполнении колонны НКТ с пониженной объемной скоростью. Для снижения потерь давления на трение по формуле Дарси-Вейсбаха насосно-компрессорную трубу с датчиками давления выбирают максимально допустимого диаметра по нормам спуско-подъемных операций.

На фиг. 1 обозначены позициями: 1 - колонна НКТ, 2 - труба с датчиками давления, 3 - верхний датчик давления, 4 - нижний датчик давления, 5 - клапан обратный трехпозиционный КОТ-93, 6 - глубинный электроцентробежный насос, 7 - погружной электродвигатель установки, 8 - термо-манометрическая система (ТМС), 9 - станция управления скважиной, 10 - электрические кабели подачи электроэнергии и обратной связи от датчиков давления и ТМС, 11 - расходомер (счетчик жидкости), 12-скважинная жидкость, 13 - реперная жидкость, 14 - растворитель АСПО, 15 - отложения в колонне НКТ, 16 и 17 - трубопроводные задвижки.

Заявленный способ реализуется выполнением следующих процедур:

1. В скважине с отложениями 15 в колонне НКТ останавливают работу насоса 6. Задвижку 16 закрывают, а через задвижку 17 выпускают в атмосферу попутный нефтяной газ.

2. Через счетчик 11 и задвижку 16 в колонну лифтовых труб с помощью насосного агрегата типа ЦА-320 закачивают последовательно: реперную жидкость в небольшом объеме (100-200 литров высокоминерализованной воды) и далее растворитель отложений. Скважинная жидкость из колонны НКТ 1 будет вытесняться в межтрубное пространство сквозь клапан обратный трехпозиционный 5 типа КОТ-93 (Каталог продукции НПФ "Пакер". - 2011. - №10 - С. 106-107; http: // www.npf@paker.ru.) и полость электроцентробежного насоса. Давление ΔР=P₁-Р₂ будет меняться в соответствии с составом жидкости в колонне НКТ. Как правило, в первые минуты параметр АР будет расти из-за движения вниз отстоявшейся воды (участок 1-2 на фиг. 2).

3. Со временем тяжелую воду заменит легкая нефть (участок 4-5 на фиг. 2). А перед растворителем АСПО появится реперная жидкость с самой высокой плотностью (участок 7-8 на фиг. 2).

4. Участок 9-10 на графике изменения разницы давлений АР показывает о стабилизации плотности перемещаемой вниз жидкости на уровне плотности растворителя АСПО. Этот факт будет свидетельствовать о заполнении колонны НКТ 1 необходимым реагентом.

5. Для заполнения полости ЭЦН и промывки фильтрационных отверстий насоса необходимо дополнительно закачать в колонну НКТ определенное количество растворителя согласно паспортных данных насоса.

6. По разнице объема колонны 1 чистых НКТ и объема доставленного в скважину растворителя АСПО 14 по счетчику 11 определяется объем асфальтосмолопарафиновых отожений в трубах и принимается решение о продолжительности и кратности воздействия на отложения реагентом.

Участки на графике фиг. 2 показывают следующие технологические процессы:

1-2 - остановка глубинного насоса, гравитационное разделение пластовой жидкости на прослои различной обводненности;

2-3 - появление воды в зоне датчиков;

точка 3 - начало закачки растворителя в колонну НКТ;

3-4 - перемещение водной фазы сверху вниз через КОТ-93;

4-5 - снижение градиенты давления из-за появления нефтяной фазы между датчиками;

5-6 - движение только нефтяной фазы в зоне датчиков;

6-7 - появление реперной воды;

7-8 - движение только воды с высокой плотностью между датчиками;

8-9 - появление растворителя АСПО с относительно малой плотностью;

9-10 - заполнение полости глубинного электроцентробежного насоса органическим растворителем.

По изобретению предложен контролируемый во времени процесс заполнения колонны НКТ растворителем. В отличие от прототипа в качестве контролирующего параметра выбрано дифференциальное давление между двумя датчиками давления, находящихся друг от друга на расстоянии по вертикали в 10 м. Скважинную нефть и закачиваемый растворитель (их плотности могут быть близкими по значению) разделяют и диагностируют с помощью реперной жидкости - высокоминерализованной воды.

На наш взгляд, такой подход выполняет поставленную техническую задачу, дает возможность использовать реагенты рационально и отвечает критериям новизна и существенное отличие от ранее известных способов применения органических растворителей на осложненных скважинах.

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения. Процесс заполнения колонны насосно-компрессорных труб (НКТ0 растворителем контролируются с помощью двух датчиков давления, установленных на расстоянии 10 метров друг от друга по вертикали внутри НКТ повышенного диаметра, находящегося над глубинным насосом. Для фиксации момента появления растворителя над насосом перед ним в колонну НКТ подают реперную жидкость повышенной плотности, например высокоминерализованную воду. Скорость закачки растворителя и объем реперной жидкости выбирают таковыми, чтобы реперная жидкость надежно фиксировалась датчиками давления по значительному росту разницы давлений между датчиками. Закачка растворителя в колонну НКТ ведется через счетчик жидкости, поэтому оценивается не только объем закачанного растворителя, но и начальный объем отложений в насосно-компрессорных трубах. Повышается эффективность промывки НКТ и электроцентробежного насоса органическим растворителем путем организации контроля полного заполнения труб и насоса растворителем, обеспечивается рациональное использование растворителя. 2 ил.

Способ подачи растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений в скважину, заключающийся в том, что в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) скважины закачивают растворитель и наблюдают в режиме реального времени за показанием двух манометров в колонне НКТ, отличающийся тем, что датчики давления устанавливают в ближайшей к глубинному насосу лифтовой трубе на расстоянии 10 метров друг от друга по вертикали, перед закачкой растворителя в колонну НКТ подают реперную жидкость - не растворяющуюся и не смешивающуюся в растворителе жидкость повышенной плотности, например высокоминерализованную воду, причем скорость закачки растворителя и объем реперной жидкости должны быть таковыми, чтобы реперная жидкость надежно фиксировалась датчиками давления по значительному росту разницы давлений между датчиками, о заполнении колонны НКТ растворителем судят по появлению реперной жидкости в зоне датчиков.