СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ МЕЖРЕМОНТНОГО ПЕРИОДА РАБОТЫ ГЛУБИННОНАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ, ОСЛОЖНЕННОЙ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ
METHOD OF BOTTOM HOLE PUMPING EQUIPMENT OVERHAUL PERIOD INCREASE IN PRODUCTION WELL COMPLICATED WITH SCALING

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения межремонтного периода добывающих скважин.
Одной из важнейших задач в нефтедобыче является предотвращение образования солеотложений и разработка эффективных методов борьбы с ними, заключающихся в промывке скважин.
3
3
2
Исследованиями установлено, что из многих нефтяных месторождений Западной Сибири в составе пород продуктивного пласта присутствуют сидерит (FеСО) и кальцит (СаСО). Эти соединения служат цементирующим веществом для материнских пород продуктивных пластов. Пластовые воды этих месторождений насыщены растворенным углекислым газом (СО). При фильтрации пластовой воды, насыщенной углекислым газом, происходит растворение цемента породы пласта, в результате образуются растворимые в воде соединения - бикарбонаты железа и кальция, которые вместе с нефтью и пластовой водой выносятся в скважину. Процесс перехода растворимых в воде бикарбонатов в растворимые в воде карбонаты железа и кальция сопровождается осаждением последних на поверхности подземного оборудования скважины. Частицы песка и глины, совместно осаждаясь с кристаллами солей на трущейся поверхности деталей глубинного насоса, резко повышают их абразивный износ. Это приводит к ускоренному выходу из строя скважинных насосов и существенному снижению межремонтного периода их работы.
Известно техническое решение (см. авт. свид. № 1832714, МПК С09К 7/08, Бюл. № 9, 1994), заключающееся в том, что удаление асфальто-смоло-парафиновых отложений осуществляют с помощью легких углеводородов, полученных гидроциклонированием путем закачки в нефтяную скважину.
Недостаток - невозможность удаления солеотложений с глубиннонасосного оборудования нефтяных скважин.
Наиболее близким аналогом является способ повышения межремонтного периода работы глубиннонасосного оборудования добывающей скважины, осложненной солеотложениями, включающий закачку состава, содержащего ингибитор коррозии и воду (см. авт. свид. № 1148977, опублик. 07.04.1985).
Технический результат изобретения - повышение эффективности способа путем увеличения межремонтного периода работы добывающих скважин.
Технический результат достигается тем, что в способе повышения межремонтного периода работы глубиннонасосного оборудования добывающей скважины, осложненной солеотложениями, включающем закачку состава, содержащего ингибитор коррозии и воду, периодически осуществляют: предварительную очистку указанного оборудования от пленки нефти и отложений асфальто-смоло-парафинов - закачку органического растворителя в скважину, затем - удаление отложений солей железа с поверхности указанного оборудования - закачку состава, дополнительно содержащего соляную или уксусную кислоту и ингибитор солеотложений, в межтрубное пространство остановленной скважины, продавку в насос и выдержку 1,5-2,0 часа, указанный состав берут в объеме 5,0-5,5% от объема жидкости в скважине от динамического уровня до приема насоса, при следующем соотношении компонентов указанного состава, %:
указанная кислота
25
ингибитор коррозии
18
ингибитор солеотложений
17
вода
40
Соотношение компонентов указанного состава дано в массовых %.
В качестве органического растворителя используют, например, «Миапром» или Сонпар-5402. В качестве ингибитора солеотложений используют, например, Сонсол 2001, Сонсол 2002а, СНПХ-1500. В качестве ингибитора коррозии - Рекорд-608, СОНКОР 9701. В качестве воды - пресную воду.
В дальнейшем обработка скважины производится периодически в зависимости от интенсивности накопления солей, что контролируется по снижению дебита скважины, изменению динамического уровня жидкости в скважине, или по динамограмме.
В результате проведенных опытно-промысловых испытаний предложенных технологий и растворяющих композиций было установлено, что практически на всех обработанных скважинах произошло увеличение производительности, улучшились показатели работы и в 1,56 раза повысился межремонтный период осложненных скважин.
Пример конкретного выполнения. План работ по удалению солеотложений с поверхности подземного оборудования добывающей скважины № 2365 Ласьеганского месторождения ТПП «Лангепаснефтегаз»:
1. Эксплуатационная колонна - 146 мм
2. Колонна спрессована на давлении Р=100 атм
3. Искусственный забой 3022 м
4. Текущий забой 3022 м
5. Интервал перфорации 2947-2966 м
6. Пластовое давление 286 атм
7. Глубина спуска насоса 2360 м
8. Динамический уровень 1950 м
Последовательность проведения работ:
1. Лабораторными исследованиями устанавливают состав отложений солей, представленных карбонатами железа, кальция и магния, извлеченных с поверхности подземного оборудования при ремонте скважины.
3
3
2. Расчет объемов рабочих растворов. Суммарный объем рабочих растворов составляет 5,5% от объема жидкости в затрубном пространстве скважины от динамического уровня (1950 м) до приема глубинного насоса (2360 м). Объем жидкости в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса скважины № 2365 составляет 5,04 м. 5,5% от этого объема составляет объем рабочих растворов, т.е. 0,277 м.
3
3. Расчет объема жидкости продавки. Объем жидкости продавки равен объему затрубного пространства от устья до приема насоса, т.е. 29 м. В качестве жидкости продавки берут нефть.
3
4. Закачивают в затрубное пространство остановленной скважины 2,0 м органического растворителя Сонпар-5402.
5. Закачивают в межтрубное пространство остановленной скважины состав, содержащий, мас.%: ингибитор солеотложений Сонсол 2001 17, ингибитор коррозии Рекорд-608 18, соляную кислоту 25, воду 40.
6. Продавливают в насос указанный состав жидкостью продавки и выдерживают 1,5 часа. Пуск скважины в работу.