Способ очистки скважинной штанговой насосной установки от асфальтеносмолопарафиновых отложений при подвисании колонны насосных штанг
METHOD FOR CLEANING A DOWNHOLE ROD PUMPING UNIT FROM ASPHALTENE-RESIN-PARAFFIN DEPOSITS WHEN A STRING OF SUCKER RODS HANGS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к термическим способам очистки скважины и скважинных устройств от плавких отложений, в частности к очистке скважинной штанговой насосной установки (СШНУ) от асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) при подвисании колонны насосных штанг.
Известен способ борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазовых скважинах (патент RU № 2438006, МПК Е21В 37/00, опубл. 27.12.2011), включающий спуск в насосно-компрессорные трубы (НКТ) устройства для нагрева добываемой жидкости, причем в качестве устройства для нагрева добываемой жидкости используют технологическую колонну с обратным клапаном на конце, которую спускают на глубину ниже начала отложения парафинов на стенках труб, закачивают в колонну теплоноситель в виде пара при работающей скважине, осуществляя ввод теплоносителя в поток добываемой жидкости до достижения добываемой жидкостью температуры на устье скважины не ниже температуры плавления парафинов.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность очистки штанговой насосной установки от АСПО при подвисании колонны насосных штанг, сложность реализации и большие затраты времени и материальных средств из-за необходимости использования специального спускаемого в скважину оборудования.
3
Известен способ удаления отложений из скважины, снабженной штанговым глубинным насосом, включающий закачку горячей нефти в затрубное пространство и ее циркуляцию через колонну насосно-компрессорных труб. Предварительно увеличивают число качаний станка-качалки до состояния, при котором не происходит зависания колонны штанг, останавливают станок-качалку, устанавливают балансир станка-качалки в верхнее положение, открывают задвижки на трубном и затрубном пространстве, закачкой технологической жидкости насосным агрегатом, не превышая давления, допустимого на эксплуатационную колонну, определяют наличие циркуляции, а при закачке нефти в затрубное пространство подогревают нефть до температуры 40-45°C и прокачивают третью часть объема подогретой нефти с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа, после чего нагревают нефть до температуры 80-100°C и прокачивают оставшиеся 2/3 объема горячей нефти, при этом последние 2 м горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения (патент RU № 2603866, МПК Е21В 37/00, опубл. 10.12.2016).
Недостатками данного способа являются сложность применения для очистки штанговой насосной установки от АСПО при подвисании колонны насосных штанг и большие затраты материальных средств из-за использования горячей нефти, промывочной техники, а также увеличение риска выхода насосного оборудования из строя в результате обрыва колонны насосных штанг из-за роста нагрузок или полного ее заклинивания в следствие увеличения числа качаний при реализации способа.
Известен способ очистки от парафиновых отложений в скважине, включающий спуск в скважину с насосно-компрессорными трубами и глубинным насосом технологической колонны с клапаном и потокоотклоняющим устройством на конце в интервал отложения парафинов на стенках труб, закачку по технологической колонне теплоносителя до прогрева жидкости внутри насосно-компрессорных труб на устье до температуры не ниже температуры плавления парафинов. Технологическую колонну спускают снаружи насосно-компрессорных труб после остановки работы насоса, а потокоотклоняющее устройство устанавливают ниже клапана и изготавливают в виде заглушенного снизу патрубка с радиальными однонаправленными отверстиями, диаметр которых и размещение по высоте подбирается исходя из обеспечения равномерного потока пара по высоте, причем усилие открытия клапана подбирают для обеспечения при закачке теплоносителя перегретой жидкости по технологической колонне и закачке пара через патрубок на стенку насосно-компрессорной трубы, после обеспечения излива из затрубья насосно-компрессорных труб парожидкостной смеси и прогрева жидкости внутри насосно-компрессорных труб на устье до температуры не ниже температуры плавления парафинов насос запускают в работу, а в затрубье заливают жидкость с температурой не ниже температуры плавления парафинов, в объеме не менее внутреннего объема скважины от устья до входа насоса и производительностью не менее производительности насоса для подъема парафиновых отложений из насосно-компрессорных труб на поверхность (патент RU № 2731763, МПК Е21В 37/00, опубл. 08.09.2020).
Недостатками данного способа являются низкая эффективность очистки штанговой насосной установки от АСПО при подвисании колонны насосных штанг, сложность реализации и большие затраты времени и материальных средств из-за необходимости использования специального спускаемого в скважину оборудования.
Наиболее близким по технической сущности является термический способ очистки добывающей скважины и скважинного оборудования от плавких отложений, включающий использование для нагрева колонны насосно-компрессорных труб и нагнетание теплоносителя в виде пара в межтрубное пространство скважины, с циркуляцией скважинной жидкости с помощью штангового насоса с всасывающим и нагнетательным клапанами и контролем нагрузки на штанги (патент RU № 2713060, МПК Е21В 37/00, опубл. 03.02.2020). Производят нагнетание теплоносителя и вызывание циркуляции теплоносителя с температурой на выходе не ниже температуры плавления отложений. Колонну насосно-компрессорных труб спускают с плунжерным скважинным насосом, где в качестве обратных клапанов используют всасывающий и нагнетательный клапаны насоса. Нагнетание теплоносителя производят со снижением уровня скважинной жидкости ниже входного канала насоса, после чего циркуляцию теплоносителя осуществляют только из межтрубного пространства через обратные клапаны и колонну труб на поверхность с плавлением отложений запуском в работу насосного оборудования при помощи штанг, после снижения нагрузки на штанги ниже приемлемого значения. Циркуляцию теплоносителя останавливают с поднятием уровня пластовой жидкости выше входа насосного оборудования. Циклы прогрева и очистки повторяют, когда нагрузка на штанги при работе насосного оборудования превысит допустимую нагрузку.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность способа из-за сложности выполнения снижения уровня жидкости в межтрубном пространстве до клапанов насоса закачкой пара, вызывающей его сжатие и образование конденсации, а также, в случае неработоспособного насосного оборудования, в частности подвисания колонны насосных штанг из-за АСПО внутри НКТ, за счет нагрева колонны НКТ закачкой пара происходит плавление отложений внутри НКТ и их стекание с последующим образованием пробки отложений, что приводит к полному заклиниванию колонны насосных штанг, необходимости проведения подземного ремонта с последующими осложнениями при подъеме оборудования: расхаживание насосных штанг, вплоть до их распиловки или повреждения, а также к выбросам скважинной жидкости из-за пробок АСПО внутри НКТ.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности при использовании в скважинах с неработоспособным насосным оборудованием при подвисании колонны насосных штанг за счет создания простого и экономичного способа очистки добывающей скважины и скважинной штанговой насосной установки от асфальтено-смолопарафиновых отложений, исключение аварийных ситуаций при выполнении способа с подключением к существующему устьевому оборудованию.
Технические задачи решаются способом очистки скважинной штанговой насосной установки от асфальтено-смолопарафиновых отложений - АСПО при подвисании колонны насосных штанг, включающим использование для нагрева колонны насосно-компрессорных труб - НКТ и нагнетание теплоносителя в виде пара в межтрубное пространство скважины, с циркуляцией скважинной жидкости с помощью штангового глубинного насоса - ШГН с всасывающим и нагнетательным клапанами и контролем нагрузки на штанги.
Новым является то, что перед нагнетанием теплоносителя разбирают устьевой сальник, заливают растворитель асфальтено-смолопарафиновых отложений в объеме 10-15 литров в колонну НКТ, оставляют на реагирование в течение 6-12 часов в зависимости от количества отложений, подключают частотно регулируемый электропривод - ЧРЭП к станции управления привода ШГН, уменьшают число качаний балансира привода ШГН до 0,5-1 качаний в минуту в зависимости от количества отложений, разбирают манифольд с подключением к желобной емкости, запускают в работу привод ШГН с уменьшенным числом качаний балансира и откачивают скважинную жидкость в желобную емкость в течение 30 минут для выхода остатков пробки АСПО из верхней части НКТ, собирают манифольд с системой сбора, подключают передвижную парогенераторную установку - ППУ к затрубной задвижке и выполняют нагнетание теплоносителя в виде пара в межтрубное пространство скважины с уменьшенным числом качаний балансира привода в течение 2 часов, увеличивают число качаний балансира привода ШГН с помощью ЧРЭП по 0,5 качаний в минуту до первоначального через каждые 15-30 минут в зависимости от количества отложений с контролем нагрузки на штанги по динамограмме, отключают ЧРЭП и прекращают закачку пара ППУ при отсутствии признаков подвисания колонны насосных штанг.
Также новым является то, что продолжают тепловую обработку с уменьшенным числом качаний балансира привода при обнаружении признаков подвисания колонны насосных штанг визуально или по динамограмме.
На фиг. 1 изображена схема СШНУ с подключением к желобной емкости.
На фиг. 2 изображена схема СШНУ с нагнетанием пара передвижной парогенераторной установки (ППУ).
Способ очистки скважинной штанговой насосной установки от АСПО при подвисании колонны насосных штанг включает использование для нагрева колонны НКТ 1 (фиг. 1, 2) и нагнетание теплоносителя в виде пара в межтрубное пространство скважины с циркуляцией скважинной жидкости с помощью ШГН 2 с всасывающим 3 и нагнетательным 4 клапанами и контролем нагрузки на штанги 5. Перед нагнетанием теплоносителя разбирают устьевой сальник 6, заливают растворитель АСПО в зависимости от количества отложений в объеме 10-15 литров в колонну НКТ 1, оставляют на реагирование в течение 6-12 часов. Так как АСПО максимально накапливаются в верхней части колонны НКТ (минимальные давления и температура), то предварительно стоит задача максимально удалить АСПО именно в этой части НКТ. При этом используют реагент, максимально растворяющий все компоненты АСПО, в частности асфальтены и смолы, например, Эфрил-317Д (ТУ 2458-317-74033742-2008). Подключают ЧРЭП 7 к станции управления 8 привода ШГН, уменьшают число качаний балансира 9 привода ШГН до 0,5-1 качаний в минуту в зависимости от количества отложений. Разбирают манифольд 10 и подключают к желобной емкости 11 (фиг. 1), запускают в работу привод ШГН с уменьшенным числом качаний и откачивают скважинную жидкость в желобную емкость в течение 30 минут для выхода остатков пробки АСПО из верхней части НКТ. Собирают манифольд с системой сбора, подключают ППУ 12 (фиг. 2) к затрубной задвижке 13 (фиг.1, 2) и выполняют нагнетание теплоносителя в виде пара в межтрубное пространство 14 скважины с уменьшенным числом качаний балансира привода в течение 2 часов. При этом пар разогревает колонну НКТ и вызывает плавление АСПО на внутренней поверхности НКТ, а работа скважинного оборудования на уменьшенных числах качания балансира привода позволяет исключить заклинивание колонны штанг и обеспечивает вынос АСПО потоком добываемой жидкости. Поэтапно увеличивают число качаний балансира привода ШГН с помощью ЧРЭП по 0,5 качаний в минуту до первоначального через каждые 15-30 минут в зависимости от количества отложений с контролем нагрузки на штанги по динамограмме. Отключают ЧРЭП и прекращают закачку пара ППУ при отсутствии признаков подвисания колонны насосных штанг. Продолжают тепловую обработку с уменьшенным числом качаний балансира привода при обнаружении признаков подвисания колонны насосных штанг визуально или по динамограмме.
Способ очистки добывающей скважины и скважинной штанговой насосной установки от АСПО при простоте и экономичности повышает эффективность очистки при использовании в скважинах с неработоспособным насосным оборудованием при подвисании колонны насосных штанг за счет подключения к существующему устьевому оборудованию, выполнения контролируемых операций, исключения образования пробки, образования аврийной ситуации.
Способ очистки скважинной штанговой насосной установки от асфальтено-смолопарафиновых отложений при подвисании колонны насосных штанг осуществляют следующей последовательностью действий.
1. Выявляют скважины с подвисанием колонны насосных штанг визуально или по динамограмме.
2. Разбирают устьевой сальник с заливкой растворителя АСПО в объеме 10-15 литров в колонну НКТ. Оставляют на реагирование в течение 6-12 часов в зависимости от количества отложений.
3. Подключают ЧРЭП к станции управления привода ШГН, уменьшают число качаний балансира привода ШГН до 0,5-1 качаний в минуту в зависимости от количества отложений.
4. Разбирают манифольд с подключением к желобной емкости и запускают в работу с уменьшенным числом качаний и работу в желобную емкость в течение 30 минут для выхода остатков пробки АСПО из верхней части НКТ.
5. Собирают манифольд с системой сбора, подключают ППУ к затрубной задвижке и нагнетают теплоноситель в виде пара в межтрубное пространство скважины с уменьшенным числом качаний балансира привода в течение 2 часов.
6. Поэтапно увеличивают число качаний балансира привода ШГН с помощью ЧРЭП по 0,5 качаний в минуту до первоначального через каждые 15-30 минут в зависимости от количества отложений с контролем нагрузки на штанги по динамограмме.
7. Отключают ЧРЭП и прекращают закачку пара ППУ при отсутствии признаков подвисания колонны насосных штанг. В результате скважина полностью очищается от отложений АСПО и продолжают эксплуатацию в рабочем режиме.
8. Продолжают тепловую обработку с уменьшенным числом качаний балансира привода при обнаружении признаков подвисания колонны насосных штанг визуально или по динамограмме.
Таким образом, заявляемый способ очистки добывающей скважины и скважинного оборудования от АСПО при упрощении реализации за счет подключения к существующему устьевому оборудованию повышает эффективность удаления АСПО при использовании в скважинах с неработоспособным насосным оборудованием, снижает затраты электроэнергии, экономические расходы, предотвращает возникновение осложнений при ремонте скважин, расширяет арсенал способов очистки скважинного оборудования добывающей скважины.