Способ удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом Российский патент 2021 года по МПК E21B37/06 

Изобретение относится к добыче нефти, а именно к методам удаления и предупреждения отложений солей в скважине, а также на скважинном оборудовании, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом. Выпадение солей (гипса, ангидрида, карбонат кальция) в скважине связано с извлечением вместе с нефтью пластовой воды, а также смешением пластовых вод различных типов между собой (щелочных с жёсткими).

Известен способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, который осуществляют следующим образом (патент RU № 2320852, опубл. 27.03.2008). включающий извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (колонны труб, насоса), спуск в скважину технологической колонны труб с пакером, посадку пакера в скважине выше пласта, последовательную закачку по колонне труб оторочки растворителя, оторочки ингибирующего раствора, оторочки щелочи и оторочки гидрофильной продавочной жидкости. При этом в качестве растворителя используют: алифатические, ароматические углеводороды (гексан, петролейный эфир, нефрас), органические растворители (бензольная, толуольная фракции). Композиция ингибирующего раствора включает, % мас.:

- фосфорорганические соединения 1÷15 - соляная кислота 6÷23 - плавиковая кислота 0,1÷5 - вода 57÷92,9

В качестве фосфорорганических соединений используются: нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ), кислота оксиэтилидендифосфоновая (ОЭДФ), натриевые соли нитрилометиленфосфоновых кислот, полиаминометиленфосфонаты, гексаметафосфат натрия, плав солей. В качестве щелочи используют реагент для добычи нефти универсальный (РДН-У). Гидрофильная продавочная жидкость является водным раствором реагентов на основе алкилсульфонатов или реагентов на основе моноалкилфенилового эфира полиэтиленгликоля.

Недостатки способа:

- во-первых, применение подобного состава ингибирующего раствора ввиду наличия в нем кислотных реагентов может вызвать рост коррозионных процессов на скважинах;

- во-вторых, наличие плавиковой кислоты в составе может привести к образованию труднорастворимого фторида кальция при возможном контакте композиции с пластовыми водами и породами пласта, содержащими ионы кальция;

- в-третьих, ввиду того, что применяется предоторочка углеводородного растворителя, существует риск введения ингибирующего раствора в нефтенасыщенные интервалы и изменения фазовых проницаемостей по нефти и воде, что может привести к обводнению добываемой продукции;

- в-четвёртых, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины последовательно закачиваемых по колонне труб химическим реагентов при монтаже и демонтаже оборудования (открытая система) в процессе реализации способа;

- в-пятых, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;

- в-шестых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как необходимо несколько раз монтировать и демонтировать оборудование на устье скважины в зависимости от технологической операции (извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (насоса, колонны труб) спуск технологической колонны труб с пакером, посадка пакера в скважине выше пласта, последовательная закачка в призабойную зону скважины оторочки растворителя, оторочки ингибирующего раствора, оторочки щелочи и оторочки гидрофильной продавочной жидкости, распакеровка и извлечение технологической колонны труб с пакером, спуск эксплуатационного оборудования в скважину).

Известен способ удаления удаления отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, включающий подготовку устья скважины к циркуляции раствора по закнутому циклу, закачку в скважину технологического раствора по замкнутому циклу, промывку скважины технологическим раствором с переменной скоростью (патент RU № 2003783, опубл. 30.11.1993). Определяют степень промывки насосно-компрессорных труб по току электромотора станка-качалки. При достижении им номинального значения промывку прекращают.

Недостатками известного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность растворения и удаления отложений солей закачкой химических растворов, низкий межремонтный период работы скважины, из-за недостаточного растворения отложения солей, недостаточного вымыва продуктов растворения солей, которые остаются в порах призабойной зоны пласта и на оборудовании, что приводит к снижению фильтрации, и как следствие, снижению продуктивности добывающей скважины;

- во-вторых, высокий коррозионный износ скважинного оборудования при реализации способа, так как кислотосодержащие растворы оказывают негативное воздействия, как на элементы штангового глубинного насоса так и на колонну труб;

- в-третьих, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины последовательно закачиваемых по колонне труб химических реагентов, в том числе кислотосодержащих, при монтаже и демонтаже оборудования (открытая система) в процессе реализации способа;

- в-четвёртых, сложность реализации процесса, связанная с необходимостью установки сепаратора на устье скважины, а также большие затраты технологической жидкости на промывку скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ предотвращения отложения неорганических солей в нефтегазопромысловом оборудовании (патент РФ № 2484238, опубл. 10.06.2013), включающий извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (колонны труб, насоса), спуск в скважину технологической колонны труб с пакером, посадку пакера в скважине выше пласта, последовательную закачку по колонне труб в призабойную зону пласта оторочек растворителя, раствора ингибитора солеотложения и гидрофильной продавочной жидкости, причем в качестве растворителя закачивают взаимный растворитель, ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия и в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают указанный водный раствор хлорида калия, причем в качестве взаимного растворителя закачивают бутилцеллозоль или смесь растворителей, а в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают 1-2%-ный раствор хлорида калия в пресной воде, в качестве ингибитора солеотложения используют ингибитор фосфорорганического типа.

Недостатки способа:

- во-первых, низкая эффективность предотвращения отложения солей закачкой химических реагентов (растворов), указанных в способе. Это обусловлено тем, что продукты растворения солей остаются в порах призабойной зоны пласта, что приводит к снижению фильтрации, и как следствие, снижению продуктивности добывающей скважины;

- во-вторых, низкое качество обработки скважинного оборудования. Это обусловлено тем, что продукты растворения солей и закачанные в скважину химические реагенты, находящиеся в скважине после окончания обработки, не извлекаются на поверхность;

- в-третьих, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины последовательно закачиваемых по колонне труб химических реагентов при монтаже и демонтаже оборудования (открытая система) в процессе реализации способа;

- в-четвертых, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечение бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;

- в-пятых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как необходимо несколько раз монтировать и демонтировать оборудование на устье скважины в зависимости от технологической операции (извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (насоса, колонны труб) спуск технологической колонны труб с пакером, посадка пакера в скважине выше пласта, последовательная закачка в призабойную зону скважины химических реагентов: растворителя в качестве которого используют бутилцеллозоль или смесь растворителей, раствора ингибитора солеотложения, а также гидрофильной продавочной жидкости, распакеровка и извлечение технологической колонны труб с пакером, спуск эксплуатационного оборудования в скважину).

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности реализации способа по удалению и предотвращению отложения солей в скважине и повышение качества обработки скважинного оборудования, снижение межремонтного периода работы скважины, исключение загрязнения окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины, а также сокращение затрат на реализацию способа и снижение продолжительности процесса предотвращения отложения солей в добывающей скважине.

Поставленные технические задачи решаются способом удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, включающим спуск в добывающую скважину колонны труб c штанговым глубинным насосом, вставленным в замковую опору колонны труб, закачку ингибитора солеотложений в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины.

Новым является, то что перед закачкой ингибитора останавливают привод штангового глубинного насоса, устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, переключатель потока, автоцистерны с кислотой, антикоррозионной жидкостью и ингибитором солеотложений, а также желобную ёмкость, после чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, закачку ингибитора солеотложений производят в объёме 0,2 м³ в затрубное пространство скважины не превышая давление закачки 3,0 МПа, осуществляют выдержку в течение 2 часов, и ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, после чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, затем закрывают линейную задвижку и включают привод штангового глубинного насоса, далее в течение 12 часов осуществляют циркуляцию скважинной жидкости, смешанной с ингибитором солеотложений, между устьем и забоем скважины, затем останавливают привод штангового глубинного насоса извлекают штанговый глубинный насос из замковой опоры колонны труб, далее производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство скважины, далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости доводят соляную кислоту до интервалов перфорации пласта и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 1 часа, после чего в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно, то в колонну труб, то в затрубное пространство скважины закачивают по 0,5 м³ технологической жидкости, после окончания времени выдержки устанавливают штанговый глубинный насос в замковую опору колонны труб, запускают привод штангового глубинного насоса и производят откачку штанговым глубинным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную ёмкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины.

На фиг. 1-5 схематично и последовательно изображён способ удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом.

Выпадение солей (гипса, ангидрида, карбонат кальция) в скважине связано с извлечением вместе с нефтью пластовой воды, а также смешением пластовых вод различных типов между собой (щелочных с жёсткими).

В добывающих скважинах серьёзные осложнения вызывают отложения солей: твёрдого сульфата кальция – гипса СаSO₄·2Н₂О и ангидрита – СаSO₄·0,5Н₂О. Отложения гипса преобладают при температуре 40 градусов и ниже, при более высокой температуре может осаждаться ангидрит.

Предлагаемый способ основан на химическом методе удаления и предотвращения образования солей в скважине и эксплуатационном оборудовании путём преобразования осадков с помощью ингибитора солеотложения и последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой и их удалением из скважины промывкой технологической жидкостью. Реализация данного способа 3-4 раза в год предупреждает образование солей в скважине.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

На нефтяном месторождении эксплуатируется добывающая скважина 1 (см. фиг. 1-5), оснащённая колонной труб 2 со штанговым глубинным насосом (ШГН) 3, установленным в замковую опору 4 колонны труб 2. В процессе эксплуатации добывающей скважины 1 в ней образуются отложения солей (гипса, ангидрида) и при последующей эксплуатации добывающей скважины 1 это приводит к перекрытию интервалов перфорации 5 продуктивного пласта 6 добывающей скважины 1. В результате снижается дебит продукции скважины и увеличивается обводнённость продукции добывающей скважины 1. Кроме того, соли откладываются на эксплуатационном оборудовании: колонне труб, насосе, сужая проходное сечение эксплуатационного оборудования. На устье добывающей скважины установлены линейная 7 и затрубная 8 задвижки.

С целью очистки скважины 1 от уже образовавшихся в ней солей и предупреждения дальнейшего образования солей останавливают привод ШГН 3, затем устанавливают на устье добывающей скважины 1 и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат 9 (см. фиг. 2-5), переключатель потока 10 жидкости, автоцистерну с ингибитором солеотложений 11 автоцистерну с кислотой 12, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 13, автоцистерну с технологической жидкостью 14 и желобную ёмкость 15, также в гидравлическую обвязку устанавливают технологические задвижки 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23. Закрывают технологические задвижки 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23.

В качестве насосного агрегата 9 применяют, например насосную установку СИН35.64 производства ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чёрмоз.

В качестве переключателя потока 10 жидкости применяют, например переключатель потока, выпускаемый ООО «ОЗНА» Измерительные системы РФ, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.

В качестве автоцистерн применяют, например кислотовозы марки СИН37.51 на базе прицепа «НЕФАЗ», выпускаемые ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чёрмоз.

В качестве желобной ёмкости 15, например применяют ёмкость технологическую на тракторном прицепе-шасси ЕТ 18.КШП «УНИКОМ» кислотостойкого исполнения, производства ЗАО ЗНПО «УНИКОМ» РФ, Свердловская область, г. Первоуральск.

В качестве ингибитора солеотложений применяют любой известный ингибитор солеотложений, например ингибитор солеотложений СНПХ-5314, по ТУ 2458-262-05765670-2007. выпускаемый РФ, Республика Татарстан, г. Казань. Назначение - ингибитор солеотложения обладает комплексообразующими и кристаллоразрушающими свойствами. Ингибитор солеотложений СНПХ-5314 завозят на скважину в автоцистерне 11.

В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную синтетическую техническую 12%-ную, получаемую из кислоты соляной технической марки А по ГОСТ 857-95 путём добавления, например сточной воды плотностью 1100 кг/м. 12% соляную ингибированную синтетическую техническую завозят на скважину 1 на автоцистерне 12.

В качестве АКЖ применяют ингибитор кислотной коррозии, например TATOL/TATOL 1-10 м.2 по ТУ 20.59.42-007-48694360-2017, выпускаемый РФ, Республика Татарстан, г. Казань. АКЖ готовят на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне 13.

В качестве технологической жидкости применяют, например сточную воду плотностью 1050 кг/м³. Сточную воду указанной плотности готовят на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне 14.

Устанавливают переключатель потока 10 жидкости в положение «а». Открывают затрубную 8 и технологические 16 и 20 задвижки. С помощью насосного агрегата 9 из автоцистерны 11 через переключатель потока 10 жидкости производят закачку ингибитора солеотложений в объеме 0,2 м³ в затрубное пространство 24 скважины 1 не превышая давление закачки 3,0 МПа, чтобы не передавить ШГН 3, находящийся в замковой опоре 4 колонны труб 2.

Далее исследуют скважину 1 отбивкой уровня 25' жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1. Отбивку уровня производят с помощью эхолота (на фиг. 1-5 не показано). Например, используют эхолот марки МИКОН-811-02, выпускаемый ООО «Микон», РФ, Республика Татарстан, г. Набережные Челны.

Например, по результатам проведённых исследований уровень – L₁ жидкости в затрубном пространстве 24 (см. фиг. 2) скважины 1 составляет 900 м.

Осуществляют выдержку в течение 2 часов на смешивание ингибитора солеотложений со скважинной жидкостью в затрубном пространстве 24 скважины 1, при этом ингибитор солеотложений проникает через интервалы перфорации 5 в призабойную зону пласта 6.

По прошествии 2 часов закрывают технологические задвижки 16 и 20 и открывают технологические задвижки 21 и 22. Включают привод ШГН 3. Далее в течение 12 часов осуществляют циркуляцию (см. фиг. 3) скважинной жидкости, смешанной с ингибитором солеотложений по колонне труб 2 вверх через переключатель потока 10 и в затрубном пространстве 24 вниз, т.е. между устьем и забоем скважины 1. В процессе циркуляции ингибитор солеотложений постепенно растворяет соли с поверхностей эксплуатационного оборудования и стенок скважины в том числе и в интервале перфорации 5.

По прошествии 12 часов останавливают привод ШГН 3 и ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1.

Ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1, например в течение 1,5 часов с целью снижения уровня жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1 до отбитого ранее значения 900 м или ниже, но не более величины объёма ингибитора солеотложений равного 0,2 м³, уровень которого в скважине 1 составляет, например 15 м, т.е. 900 м-15 м = 885 м.

После этого исследуют скважину 1 повторной отбивкой уровень жидкости в затрубном пространстве скважины 1. Отбивку уровня 25" производят с помощью эхолота, например,

L₂ = 890 м. Убедившись, по результатам проведённых исследований, что уровень – L₂ жидкости в затрубном пространстве 24 (см. фиг. 2-3) скважины 1 больше уровня 885 м, закрывают затрубную 8 и технологические 21 и 22 задвижки.

Извлекают ШГН 3 из замковой опоры 4 колонны труб 2, например с помощью подъёмного крана 25, установленного на устье скважины 1.

Устанавливают переключатель потока 10 жидкости в положение «а» (см. фиг. 3).

Открывают затрубную 8 и технологические 17, 20, 21 задвижки.

Сначала определяют объем кислоты для закачки в затрубное пространство 24 (см. фиг. 3) скважины 1 из условия выполнения установки кислотной «ванны» в интервалах перфорации 5 пласта 6 по формуле:

V_к = π·D²/4 ·(h₁+h₂+h₃),

где, D - внутренний диаметр ствола скважины, например 15 см = 0,15 м

h₁ – высота от забоя скважины до подошвы пласта 6 скважины 1. Например, h₁ = 50 м.

h₂ – высота интервалов перфорации 5 пласта 6. Например, высота интервалов перфорации 5 пласта 6 равна 5 м.

h₃ – высота, обеспечивающая перекрытие интервалов в режиме кислотной ванны 5-10 м. Примем h₃ = 7 м.

Подставляя числовые значения в формулу получим:

V_к = π·D²/4 ·(h₁+h₂+h₃) = 3,14·(0,15 м)²/4 ·(50 м + 5 м+7 м) = 1,1 м³

Далее с помощью насоса 9 из автоцистерны с кислотой 12 через переключатель потока 10 производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство 24 скважины 1 в объёме 1,1 м³.

Затем определяют необходимый объём закачки антикоррозионной жидкости (АКЖ) для доведения соляной кислоты до интервалов перфорации 5 пласта 6 скважины 1. Например, объём (V₃) затрубного пространства 24 составляет 10 м³. Тогда объём АКЖ (V_акж), используемый для доведения кислоты до интервалов перфорации 5 пласта 6 составляет:

V_акж = V₃ – 2 м³= 10 м³-2 м³= 8 м³.

Далее закрывают технологическую задвижку 17 (см. фиг. 3) и открывают технологическую задвижку 18 и с помощью насоса 9 из автоцистерны с антикоррозионной жидкостью 13 через переключатель потока 10 производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство 24 и доводят соляную кислоту до интервалов перфорации 5 пласта 6 (без продавки в пласт 6).

АКЖ, закачанная в затрубное пространство 24 скважины 1, при продавке кислоты в интервал перфорации пласта снижает негативное воздействие кислоты на эксплуатационную колонну и скважинное оборудование (колонна труб 2 и ШГН 3) скважины 1 и кратно замедляет коррозионный процесс, происходящий при проведении работ по предотвращению отложения солей в скважине 1.

Оставляют скважину 1 на технологическую выдержку в течение 1 часа в режиме кислотной «ванны», при этом происходит медленное проникание раствора кислоты через интервалы перфорации 5 в призабойную зону пласта 6 и растворение кольматирующих соединений и частиц породы.

Далее в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно, то в колонну труб 2, то в затрубное пространство 24 скважины 1 закачивают по 0,5 м³ технологической жидкости.

Для закачки технологической жидкости в колонну труб 2 (см. фиг. 4) переключатель потока 10 переводят в положение «б» и открывают затрубную 8 и технологические 20, 21, 23 задвижки, при этом все остальные задвижки закрыты. Насосный агрегат 9 из автоцистерны с технологической жидкостью 14 закачивает технологическую жидкость через переключатель потока 10 в колонну труб 2, что вызывает перемещение кислоты из призабойной зоны в затрубном пространстве 24, при этом излишки жидкости из затрубного пространства 24 через переключатель потока 10 попадают в желобную ёмкость 15.

Оставляют скважину в течение 0,5 часа на реакцию соляной кислоты. После чего производят закачку технологической жидкости в заколонное пространство 24 (см. фиг. 3). Насосный агрегат 9 из автоцистерны с технологической жидкостью 14 закачивает технологическую жидкость через переключатель потока 10 в затрубное пространство 24, что вызывает перемещение кислоты из призабойной зоны в колонну НКТ 2, при этом излишки жидкости из колонны НКТ 2 через переключатель потока 10 попадают в желобную ёмкость 15. Оставляют скважину в течение 0,5 часа на реакцию соляной кислоты.

Первый цикл «кислотного полоскания» окончен. Аналогичным образом выполняют ещё два цикла «кислотного полоскания». После чего закрывают все задвижки.

В результате проведённых технологических манипуляций в призабойной зоне 6 скважины 1 происходит кислотное «полоскание», т.е. движение кислоты в динамическом режиме в противоположных направлениях , приводящее к растворению в призабойной зоне пласта 6 кольматирующих соединений, продуктов реакции солей с ингибитором солеотложений, а также частиц породы и их выносу из призабойной зоны пласта 6 в ствол скважины 1, что обеспечивает восстановление фильтрационной способности призабойной зоны пласта 6.

В процессе «кислотного полоскания» кислота не попадает внутрь колонны труб 2, что снижает негативное воздействие кислоты как на саму колонну труб 2, так и на ШГН 3.

С помощью подъёмного крана устанавливают ШГН 3 в замковую опору 4 колонны труб 2. Устанавливают переключатель потока 10 жидкости (см. фиг. 5) в положение «а», открывают технологические задвижки 21 и 23, при этом все остальные задвижки закрыты.

Запускают привод ШГН 3 и производят откачку ШГН 3 отработанной жидкости из призабойной зоны (интервалов перфорации 5 пласта 6) скважины 1 в желобную ёмкость 15 до нейтрального рН. Нейтральный рH = 7. Величину рН замеряют на входе в желобную ёмкость 13.

Например, в начале откачки pH = 5,0 и по мере откачки ШГН 3 жидкости из добывающей скважины 1 в объёме 6 м³ pH достиг нейтрального значения равного 7. После этого останавливают привод ШГН 3.

Показатель pH измеряют, например с помощью цифрового портативного pH метра, выпускаемого ООО «Триас» РФ, г. Москва.

На устье скважины демонтируют: насосный агрегат 9 (см. фиг. 1), переключатель потока 10 жидкости, автоцистерну с ингибитором солеотложений 11, автоцистерну с кислотой 12, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 13, автоцистерну с технологической жидкостью 14, желобную ёмкость 15, технологические задвижки 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23. Закрывают затрубную задвижку 8 (см. фиг. 1) и открывают линейную задвижку 7.

Вновь запускают привод ШГН 3 и осуществляют отбор нефти из добывающей скважины 1.

С целью предотвращения отложения солей в скважине и призабойной зоны скважины, а также с целью восстановления дебита продукции скважины после такой обработки, вышеописанный процесс повторяют 3-4 раза в год.

Повышается эффективность удаления и предотвращения отложения солей в скважине и призабойной зоне пласта скважины, увеличивается межремонтный период работы скважины на 20% благодаря комплексному воздействию:

- во-первых, ингибитором солеобразования, который циркулирует в скважине 1 в течение 12 часов постепенно разрушая кристаллы солей твёрдого сульфата кальция – гипса СаSO4·2Н2О и ангидрита – СаSO4·0,5Н2О;

- во-вторых, соляной кислотой, которая в щадящем режиме (без глубокого проникновения в пласт) в режиме «кислотной ванны» и «полоскания» (динамического ОПЗ)

растворяет в призабойной зоны различные кольматанты (продукты растворения солей с ингибитором солеотложений, глинистой коркой, а также присутствующие в породе пласта 6 карбонатами кальция, магния и другими минералами и загрязнениями, способными вступать в активную реакцию с кислотой).

Кольматанты извлекаются из призабойной зоны в ствол скважины и за пределы скважины и поэтому не остаются в порах призабойной зоны пласта, что приводит к восстановлению фильтрационной способности призабойной зоны, и как следствие, повышению продуктивности добывающей скважины.

Повышается качество обработки скважинного оборудования, так как продукты растворения солей и закачанные в скважину химические реагенты, находящиеся в скважине после окончания обработки, откачиваются с помощью ШГН в желобную ёмкость и утилизируются, а не остаются в скважине, как описано в прототипе, и не оседают на поверхности скважинного оборудования.

При реализации способа исключен монтаж и демонтаж оборудования на устье скважины (закрытая система), что гарантированно исключает загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты.

Сокращается продолжительность обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как всё оборудование монтируется перед реализацией способа и демонтируется после реализации способа , а все работы при реализации способа проводятся путём проведения манипуляций с линейной, затрубной и технологическими задвижками и изменением положения «а» или «б» переключателя потока жидкости, а также исключается применение пакерующего устройства.

Снижаются затраты на реализацию способа, так как все работы производятся при спущенном в скважину эксплуатационном оборудовании: колонна труб 2 и насос 3 (ШГН). Поэтому не требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования.

Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом позволяет:

- повысить эффективность удаления и предотвращения отложения солей в скважине и призабойной зоне пласта;

- повысить качество обработки скважинного оборудования, увеличить межремонтный период работы скважины на 20%;

- исключить загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины;

- сократить затраты на реализацию способа;

- снизить продолжительность процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины.

Изобретение относится к добыче нефти. Технический результат - повышение эффективности удаления и предотвращения отложения солей в скважине, повышение качества обработки скважинного оборудования, снижение межремонтного периода работы скважины, исключение загрязнения окружающей среды с одновременным сокращением затрат. Способ удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом включает спуск в добывающую скважину колонны труб c штанговым глубинным насосом, вставленным в замковую опору колонны труб, закачку ингибитора солеотложений в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины. Перед закачкой ингибитора останавливают привод штангового глубинного насоса, устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, переключатель потока, автоцистерны с кислотой, антикоррозионной жидкостью и ингибитором солеотложений, а также желобную ёмкость. После чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. Закачку ингибитора солеотложений производят в объёме 0,2 м³ в затрубное пространство скважины, не превышая давление закачки 3,0 МПа. Осуществляют выдержку в течение 2 часов, ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. После чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. Затем закрывают линейную задвижку и включают привод штангового глубинного насоса, далее в течение 12 часов осуществляют циркуляцию скважинной жидкости, смешанной с ингибитором солеотложений, между устьем и забоем скважины. Затем останавливают привод штангового глубинного насоса, извлекают штанговый глубинный насос из замковой опоры колонны труб. Далее производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство скважины. Далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости доводят соляную кислоту до интервалов перфорации пласта и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 1 часа. После чего в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно, то в колонну труб, то в затрубное пространство скважины закачивают по 0,5 м³ технологической жидкости. После окончания времени выдержки устанавливают штанговый глубинный насос в замковую опору колонны труб, запускают привод штангового глубинного насоса и производят откачку штанговым глубинным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную ёмкость до нейтрального рН. После чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины. 5 ил.

Способ удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, включающий спуск в добывающую скважину колонны труб c штанговым глубинным насосом, вставленным в замковую опору колонны труб, закачку ингибитора солеотложений в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины, отличающийся тем, что перед закачкой ингибитора останавливают привод штангового глубинного насоса, устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, переключатель потока, автоцистерны с кислотой, антикоррозионной жидкостью и ингибитором солеотложений, а также желобную ёмкость, после чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, закачку ингибитора солеотложений производят в объёме 0,2 м³ в затрубное пространство скважины, не превышая давление закачки 3,0 МПа, осуществляют выдержку в течение 2 часов и ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, после чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, затем закрывают линейную задвижку и включают привод штангового глубинного насоса, далее в течение 12 часов осуществляют циркуляцию скважинной жидкости, смешанной с ингибитором солеотложений, между устьем и забоем скважины, затем останавливают привод штангового глубинного насоса, извлекают штанговый глубинный насос из замковой опоры колонны труб, далее производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство скважины, далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости доводят соляную кислоту до интервалов перфорации пласта и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 1 часа, после чего в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно, то в колонну труб, то в затрубное пространство скважины закачивают по 0,5 м³ технологической жидкости, после окончания времени выдержки устанавливают штанговый глубинный насос в замковую опору колонны труб, запускают привод штангового глубинного насоса и производят откачку штанговым глубинным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную ёмкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины.