Способ ликвидации парафиновых пробок в газоконденсатных скважинах

 

Изобретение позволяет повысить эффективность ликвидации парафиновых пробок за счет сокращения времени и удешевления способа в газоконденсатных скважинах. Для чего рабочую жидкость с помощью агрегата АДПМ-12/150 забирают из ёмкостей, предварительно подогревают до 75-80°С и подают на один из входных патрубков смесителя, а на другой подают перегретый пар, доведенный до 190°С в паропередвижной установке (ППУ), При выходе из смесителя рабочую жидкость доведенную до мельчайших дисперсионных частиц с температурой 110-130°С подают в затрубное пространство скважины и качают ее до полного разложения парафиновой пробки. Для ускорения процесса разложе-- ния парафиновой пробки в трубное пространство скважины закачивают рабочую жидкость с температурой 70-80°С, после чего в трубное пространство скважины закачивают стабильный конденсат для растворения оставшегося на стенках насосно-компрессорных труб парафина. Закачку стабильного конденсата производят двумя циклами в течение 20-30 мин. Объем закачки определяют индивидуально для каждой скважины, исходя из объема насосно-компрессорных труб. После закачки последней порции конденсата производят выдержку в теч.ение 1-2 ч. После чего приступают к освоению скважины. 1 ил. ел с -xj 00 ю СП 4 CJ

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (sl)s С 09 К 3/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4792406/03 (22) 29,12.89 (46) 23.01.93. Бюл. N 3 (71) Вуктыльское газопромысловое управление . (72) А.А.Захаров и А.М.Дубина (56) Кузнецов А,Ф. и др. "Анализ результатов экспериментальных работ по депарафинизации скважин горячей нефтью и растворителем". Р HTC "Нефтепромысловое дело" 1979, N 2, Гвоздев В.П., Гриценко А.И. и др. "Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений". М., Недра, 1988, с. 153. (54) СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ПАРАФИНОВЫХ ПРОБОК В ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

СКВАЖИНАХ (57) Изобретение позволяет повысить эффективность ликвидации парафиновых пробок за счет сокращения времени и удешевления способа в газоконденсатных скважинах. Для чего рабочую жидкость с помощью агрегата АДПМ-12/150 забирают из емкостей, предварительно подогревают

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к. способам борьбы с отложениями парафина в лифтовых трубах при эксплуатации газоконденсатных скважин в условиях АНПД.

Известен способ депарафинизации скважин путем промывки их горячей нефтью различного объема и температуры (1).

Недостатком этого способа является то, что с помощью era не обеспечивается уда„„5U„„1789543 А1 до 75-80 С и подают на один из входных патрубков смесителя, а на другой подают перегретый пар, доведенный до 190 С в паропередвижной установке (ППУ), При выходе из смесителя рабочую жидкость доведенную до мельчайших дисперсионных частиц с температурой 110-130 С подают в затрубное пространство скважины и качают . ее до полного разложения парафиновой пробки. Для ускорения процесса разложе-ния парафиновой пробки в трубное пространство скважины закачивают рабочую жидкость с температурой 70-80 С, после чеfo в трубное пространство скважины зэкачивают стабильный конденсат для растворения оставшегося на стенках насосно-компрессорных труб парафина. Закачку стабильного конденсата производят двумя циклами в течение 20-30 мин. Объем закачки определяют индивидуально для каждой скважины, исходя из объема насосно-компрессорных труб. После закачки последней порции конденсата производят выдержку в течение 1-2 ч. После чего приступают к освоению скважины. 1 ил. ление смолопарафиновых отложений с внутренней поверхности НКТ, так как нагрев парафиновых образований осуществлястся через стенки насосно-компрессорных труб (HKT). Растворение смолопэрафиновых образований возможно только при температуре плавления парафина, При недостатке температуры парафины подплавляются и сползают вниз по стенкам НКТ, создавая зэкупоривэние.

1789543 пробки, Чтобы создать необходимую температуру по всей зоне отложения парафина, необходимо прокачивать значительный объем горячей нефти с высокой скоростью.

Наиболее близким способом ликвидации парафиновых пробок в газоконденсатньгх скважинах, взятым нами в качестве прототийа, являетс8 способ теплового воздействйя йутем прогрева труб и забоя водяным пФром, а также промывкой труб и забоя сква>к и н гор ячей жидкостью (2).

Недостатком данного способа является низкая его эффективность, обусловленная большим количеством рабочей жидкости и длительным временем обработки насоснокомпрессорных труб и призабойной зоны, Целью изобретения является улучшение условий труда и удешевление способа за счет применения нагретой рабочей жидкости и конденсата, вместо нагретой нефти 20 и закачки газа высокого давления для создания газовой подушки под парафиновой пробкой, Поставленная цель достигается тем, что в известном способе ликвидации парафино- 25 вых пробок в газоконденсатных скважинах включающем закачку в затрубное простран ство нагретой рабочей жидкости и прокачку ее до полной ликвидации парафиновой пробки с последующей закачкой в затруб- 30 ное пространство конденсата при этом дополнительно под парафиновую пробку закачивэют газ высокого давления, а в качестве рабочей жидкости используют пластовую воду с ОП-10, в количестве 0,2-0,5/ на

1 мз плэстовой воды совместно с перегретым паром, Существенными отличительными признаками заявленного изобретения в сравнении с прототипом являются следующие: 40

1. Дополнительно к закачке рабочей жидкости в затрубное пространство рабочую жидкость закачивают в трубное пространство в объеме насосно-компрессорных труб, 45

2. В качестве рабочей жидкости используют пластовую воду с пенообразовэтелем

ОП-10 в количестве 0,2-0,5 на 1 м рабочей з жидкости.

3. Перед закачкой рабочей жидкостй в 50 затрубное пространство закачивают под парафиновую пробку газ высокого давления, На чертеже изображена схема оборудования для реализации способа, где изображены емкости 1 для хранения рабочей 55 жидкости, состоящей из пластовой воды с пенообразователем, Емкости 1 обвязаны с агрегатом 2 для депарафинизации скважин (ИДПМ-12/150-2). последний в свою очередь обвязан со смесителем 3 и через смеситель с паропередвижной установкой (ППУ) 4.

Смеситель 3 своим выходным концом обвязан с затрубным пространством сква>кины 5 через регулирующий орган 6. 3атрубное пространство скважины 5 обвязано с трубным пространством 7.

Способ ликвидации парафиновых пробок в газовых и газоконденсатных скважи- нах осуществляют в следующей последовательности:

На скважину завозят емкости 1 с рабочей жидкостью, которые заполняют и готовят на специальной площадке. Рабочая жидкость представляет из себя смесь пластовой воды с пенообразователем ОП-10 в соотношении 0,2-0,5 на 1 м пластовой воды.

Данное соотношение подобрано опытным путем, (оличество емкостей определяется в каждом конкретном случае, исходя из объема насосно-компрессорных труб обрабатываемой скважины и затрубного пространства. Определяется расчетным путем по известным зависимостям.

Рабочую жидкость с помощью агрегата

2 (АДПМ-12/150-2) забирают из емкостей 1, предварител ьно подогревают до температуры 75-80 С, После чего рабочую жидкость нагретую до 75-80 С подают на один из входных патрубков смесителя 3. Одновременно перегретый пар, доведенный до температуры 180-200 С в паропередвижной установке (ППУ) 4 подают на другой входной патрубок смесителя 3, При выходе из смесителя 3 рабочую жидкость, доведенную до мельчайших дисперсионных частиц с температурой 110-130 С подают в затрубное пространство скважины 5 и ее качают до полного разложения парафиновой пробки.

Для ускорения процесса разложения парафиновой пробки в трубное пространство скважины 7 закачивают рабочую жидкость с температурой 70-80 С, после чего в трубное пространство скважины закачивают стабильный конденсат для растворения оставшегося на стенках насосно-компрессорных труб парафина. Закачку стабильного конденсата производят двумя циклами в течение 20-30 минут. Объем закачки определяют индивидуально для каждой скважины, исходя из обьема насосно-компрессорных труб.

После закачки последней порции конденсата производят выдержку в течение 1-2 часов и приступают к освоению скважины.

Изобретение иллюстрируется следующим примером:

1789543

В скважине N. 28 Вуктыльского месторождения на глубине 679 м от устья скважины была обнаружена парафиновая пробка.

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, Двн, м 0,168

Диаметр НКТ, ФНКТ, м 0,089

Глубина обнаружения парафиновой пробки от устья скважины, м 679

Глубина скважины, м 4215 .

Пластовое давление. МПа 7,86

Необходимо ликвидировать парафиновую пробку. находящуюся на глубине 679 м.

Для этого на скважину подают газ под давлением 5,0 МПа для создания газовой

"подушки" под парафиновой пробкой. Было закачано в затрубное пространство скважины 200 тыс. м газа.

После этого в затрубное пространство скважины закачали 100 м рабочей жидкоэ сти с температурой 110 С, Закачка рабочей жидкости, включающей смесь пластовой воды с пенообразователем ОП-10 в соотношении 0.2 пенообраэователя на 1 м рабочей жидкости, что составляет 2 м пенообраэователя

ОП-10. осуществлялась одновременно с поФормула изобретения

Способ ликвидации парафиновых пробок в газоконденсатных скважинах, включающий закачку в затрубное пространство нагретой рабочей жидкости и прокачку ее до полной ликвидации парафиновой пробки с последующей закачкой в трубное пространство конденсата. отличающийся тем, дачей пара от ППУ 4 с температурой 190 С через смеситель 3, При выходе из смесителя

3 рабочую жидкость доведенную до мельчайших дисперсионных частиц с температу 5 рой 110 С подают в затрубное пространство скважины 5 и ее качают до полного разложения парафиновой пробки. Для ускорения процесса разложения парафиновой пробки в трубное пространство скважины 7 закачи10 вают рабочую жидкость с температурой

75 C после чего в трубное пространство скважины эакачивают стабильный конденсат для растворения оставшегося на стенках насосно-компрессорных труб парафина.

15 Закачку стабильного конденсата производят двумя циклами в течение 20-30 минут.

Объем закачки конденсата для данной скважины составил 10 м . После закачки последней порции конденсата, производили

20 выдержку в течение 2 часов и освоили скважину.

Заявленный способ в сравнении с прототипом имеет следующие преимущества: а) улучшение условий труда;

25 б) удешевление способа.

Способ успешно прошел промысловые испытания с применением отечественного оборудования. что, с целью удешевления способа при одновременном улучшении условий труда, дополнительно под парафиновую пробку закачивают газ высокого давления, а в качестве рабочей жидкости используют пластовую воду с пенообразователем ОП-1О в количестве.0,2-0,5 Д на 1 м пластовой воды з совместно с перегретым паром.

1789543

Составитель А.Захаров . Техред М.Моргентал Корректор С,Патрушева

Редактор

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 328 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035. Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5