СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ИЗ СКВАЖИНЫ, СНАБЖЕННОЙ ШТАНГОВЫМ ГЛУБИННЫМ НАСОСОМ
METHOD OF REMOVING DEPOSITS FROM WELL EQUIPPED WITH BOTTOM-HOLE PUMP

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины, снабженной штанговым глубинным насосом от асфальтосмолопарафиновых (АСПО), сульфидсодержащих, солевых и прочих отложений.
Известен способ депарафинизации скважин, заключающийся в закачке в скважину горячей нефти или углеводородного газа (авторское свидетельство СССР №1270298, кл E21В 37/06, 1986).
Известен способ депарафинизации скважин, включающий циркуляцию технологического раствора по замкнутому циклу, циклическую закачку технологического раствора в скважину, очистку компрессорных труб и технологического раствора (патент RU №2003783, кл Е21В 37/00, 1993).
Известен способ удаления солей парафиновых отложений, включающий циклическую подачу реагента-ингибитора в затрубное пространство, циркуляцию смеси откачиваемой продукции с реагентом по замкнутому циклу, реагент-ингибитор подают в объеме 0,5-2,0 мас. % от объема нефти в откачиваемой продукции, заключенной во внутренней полости насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса, а работу глубинного насоса осуществляют по замкнутому кольцу - насосные трубы и выкидная линия, по которому и циркулирует смесь откачиваемой продукции с реагентом (патент РФ №2132450, кл. Е21B 37/00, опубл. 27.06.1999).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, включающий спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, клапана, сбивного клапана, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб, верхнего перфорированного патрубка и колонны штанг, приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, подачу высоковязкой нефти к устью скважины по колонне насосно-компрессорных труб и через верхний перфорированный патрубок по межтрубному пространству, периодическую прямую промывку закачкой промывочной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и отбором через верхний перфорированный патрубок и межтрубное пространство и обратную промывку путем подъема насоса над верхним перфорированным патрубком, закачки промывочной жидкости по межтрубному пространству и отбора через верхний перфорированный патрубок и колонну насосно-компрессорных труб (патент РФ №2494232, кл. Е21B 43/00, опубл. 27.09.2013 - прототип).
Общим недостатком известных способов является малая эффективность удаления АСПО из скважины.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины от отложений.
3
Задача решается тем, что в способе удаления отложений из скважины, снабженной штанговым глубинным насосом, включающем закачку горячей нефти в затрубное пространство и ее циркуляцию через колонну насосно-компрессорных труб, согласно изобретению 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.
Сущность изобретения
Существующие способы очистки колонны насосно-компрессорных труб скважины от АСПО и прочих отложений предполагают прокачку и циркуляцию горячей нефти через скважину. Однако при этом на начальном этапе возникает обратный эффект: происходит расплавление парафина (температура плавления порядка 45°C) в верхнем интервале внутренней части колонны насосно-компрессорных труб и его стекание вниз, что в дальнейшем приводит к образованию пробки и отсутствию циркуляции жидкости. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины от отложений теплоносителем. Задача решается следующим образом.
3
При удалении отложений из скважины, снабженной штанговым глубинным насосом, увеличивают число качаний станка-качалки до состояния, при котором не происходит зависания колонны штанг. Для этого один раз в сутки увеличивают на небольшую величину число качаний и наблюдают зависание штанг. Добиваются состояния скважины, при котором число качаний максимальное, но в то же время при этом не происходит зависания штанг. Останавливают станок-качалку. Устанавливают балансир станка-качалки в верхнее положение. Открывают задвижки на трубном пространстве, т.е. на колонне насосно-компрессорных труб, и затрубном пространстве, т.е. пространстве между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной. Закачкой технологической жидкости, чаще всего воды, насосным агрегатом, не превышая давления, допустимого на эксплуатационную колонну, определяют наличие циркуляции. Подогревают нефть до температуры 40-45°C и прокачивают в затрубное пространство третью часть объема подогретой нефти с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа. Нагревают нефть до температуры 80-100°C и прокачивают в затрубное пространство оставшиеся 2/3 объема горячей нефти, при этом последние 2 м горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения. Скважинную жидкость вытесняют в нефтепровод, не превышая при этом давлений, допустимых на эксплуатационную колонну и нефтепровод.
В результате удается избежать расплавления парафина в верхнем интервале внутренней части колонны насосно-компрессорных труб, его стекания вниз и образования пробки и отсутствия циркуляции жидкости.
Пример конкретного применения
Скважина имеет глубину 1586 м, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм. Скважина заполнена скважинной жидкостью - нефтяной эмульсией. Эксплуатация насосов в скважине невозможна из-за падения коэффициента подачи, возникшего вследствие отложений АСПО. Скважина эксплуатируется штанговым глубинным насосом. В результате стравливания попутного газа, накопившегося в затрубном пространстве произошло охлаждение верхней части скважины и выпадение парафинов. При работе станка-качалки наблюдается зависание колонны штанг. Переводят станок-качалку с числа качаний 4 в минуту на число качаний 2 в минуту. Станок-качалка работает без зависания колонны штанг. Через сутки увеличивают число качаний до 3. Наблюдают слабое зависание колонны штанг. Через сутки наблюдают, что зависание колонны штанг отсутствует. Увеличивают число качаний до 4 в минуту. Наблюдают сильное зависание колонны штанг. Возвращаются к числу качаний 3 в минуту.
3
3
3
Останавливают станок-качалку. Устанавливают балансир станка-качалки в верхнее положение. Открывают задвижки на трубном и затрубном пространстве. Закачкой технологической жидкости - пластовой воды, насосным агрегатом, не превышая давления, допустимого на эксплуатационную колонну, определяют наличие циркуляции. Подогревают нефть и прокачивают в затрубное пространство третью часть объема подогретой нефти в количестве 8 м, поддерживая температуру в пределах от 40 до 45°C с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа. Нагревают нефть и прокачивают в затрубное пространство оставшиеся 2/3 объема горячей нефти в количестве 16 м, поддерживая температуру в пределах от 80 до 100°C. При этом при прокачке последних 2 м горячей нефти выключают подогрев и прокачивают нефть в режиме естественного охлаждения. Скважинную жидкость вытесняют в нефтепровод, не превышая при этом давлений, допустимых на эксплуатационную колонну и нефтепровод.
В результате удается полностью очистить скважину от отложений парафинов и вернуть режим работы станка-качалки к числу качаний 4 в минуту.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности очистки скважины от отложений.