Термический способ очистки добывающей скважины и скважинного оборудования от плавких отложений
THERMAL METHOD OF CLEANING PRODUCER AND DOWNHOLE EQUIPMENT FROM FUSIBLE DEPOSITS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к термическим способам очистки скважины и скважинных устройств от плавких отложений.
Известен термобарохимический способ воздействия на призабойную зону пласта (патент RU № 2208143, МПК E21B 43/25, опубл. 10.07.2003 в Бюл. № 19), включающий нагнетание в скважину водяного пара одновременно с растворителем, причем водяной пар нагнетают в трубное или затрубное пространство скважины через эжектор на глубину, обеспечиваемую возможностями применяемого парогенератора, сжимают и далее продавливают на забой скважины задавочной жидкостью давлением насоса, превышающим давление, развиваемое парогенератором с последующим снижением давления в призабойной зоне пласта, процесс нагнетания пара в скважину одновременно сопровождают эжектированием паром растворителя в виде летучего углеводорода, например газового конденсата или широкой фракции легких углеводородов ШФЛУ, имеющего температуру кипения в пределах 35-50oС, при этом в качестве задавочной жидкости используют кислотный поверхностно-активный состав, включающий смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, неионогенного поверхностно-активного вещества, воды, эффективного растворителя АСПО (асфальтосмолопарафиновых отложений) в эмульгированном виде при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ингибированная соляная кислота (в пересчете на HCl) - 5,0 - 23,0
Фтористо-водородная кислота - 2,0 - 10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0 - 5,0
Растворитель АСПО - 5,0 - 25,0
Вода – Остальное
а в качестве растворителя применяют фракцию ароматических углеводородов, например толуолксилольную фракцию.
Недостатками данного способа являются сложность реализации и большие затраты времени и материальных средств из-за необходимости использования специального спускаемого в скважину оборудования и дорогостоящих растворителей.
Наиболее близким по технической сущности является способ борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазовых скважинах (патент RU № 2438006, МПК Е21В 37/00, опубл. 27.12.2011 в Бюл. № 36), включающий спуск в насосно-компрессорные трубы 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 сложность реализации и большие затраты времени и материальных средств из-за необходимости использования специального спускаемого в скважину оборудования и прогрев отложений ведется прогреваемой скважинной жидкостью, а также узкая область применения из-за использования только в работающих скважинах.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание простого и экономичного способа очистки добывающей скважины и скважинного оборудования от плавких отложений упрощение реализации и сокращения времени на прогрев за счет подключению к существующему устьевому оборудованию и прогрев только скважинного оборудования и скважины, а также позволяет расширить функциональные возможности для использования в скважинах с неработающим насосным оборудованием.
Техническая задача решается термическим способом очистки добывающей скважины и скважинного оборудования от плавких отложений, включающим использование для нагрева колонны труб с обратными клапанами, нагнетание теплоносителя в виде пара в скважину и вызывание циркуляции теплоносителя с температурой на выходе не ниже температуры плавления отложений
Новым является, что в качестве колонны труб используют колонну труб спущенных с плунжерным скважинным насосом, где в качестве обратных клапанов используют всасывающий нагнетательный и нагнетательный клапаны насоса, нагнетание теплоносителя производят по межтрубному пространству скважины со снижением уровня скважинной жидкости ниже входного канала насоса, после чего циркуляцию осуществляют только теплоносителя из межтрубного пространства через обратные клапаны и колонну труб на поверхность с плавлением отложением 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, причем работу насоса ведут с постоянным контролем нагрузки на штангах, измеряемой на устье скважины.
Новым является также то, что циклы прогрева и очистки повторяют, когда нагрузка на штанги при работе насосного оборудования превысит допустимую нагрузку.
Способ реализуется следующим образом.
В ходе добычи продукции из скважины штанговым глубинным насосом (ШГН), спускаемым на колонне труб и приводимым в действие устьевым приводом (станком-качалкой, цепным приводом или т.п.) через штанги, производят измерение нагрузки на штанги устьевым индикатором веса (УИВ). Максимальную нагрузку на штанги, при которой отложения не сильно влияют на коэффициент полезного действия насоса, принимают как приемлемую (определяют эмпирически для данного месторождения). Нагрузку до значений, при которых вероятность обрыва штанг возрастает как минимум в два раза, принимают как допустимую (определяется эмпирически для данного месторождения). В ходе работы насоса на стенках цилиндра и стенках колонны труб происходит скапливание плавких от температуры отложений (парафин, асфальтосмолопарафиновые отложения – АСПО или т.п.). В результате нагрузка на колонну штаг возрастает, что отмечается в автоматическом режиме или оператором на УИВ. Если нагрузка превосходит допустимую, привод насоса останавливают и к устью скважины доставляют мобильную установку – парогенератор. Парогенератор подключают к межтрубному пространству скважины через устьевую арматуру, а колонну труб, на которых спущен насос, присоединяют к обратной линии парогенератора через температурный датчик и сепаратор отделения расплавленных отложений. Производят нагнетание теплоносителя в виде пара в скважину и вызывают циркуляцию теплоносителя с температурой на выходе не ниже температуры плавления отложений. Причем в качестве колонны труб используют колонну труб спущенных с плунжерным скважинным насосом, где в качестве обратных клапанов используют всасывающий нагнетательный и нагнетательный клапаны насоса. Нагнетание теплоносителя производят по межтрубному пространству скважины со снижением уровня скважинной жидкости ниже входного канала насоса, после чего циркуляцию осуществляют только теплоносителя из межтрубного пространства через обратные клапаны и колонну труб на поверхность с плавлением отложением. Периодически проверяют нагрузку на колонне штанг, при которой происходит перемещение плунжера в цилиндре ШГН. После снижения нагрузки на штанги ниже приемлемого значения производят запуск в работу насосного оборудования, при этом циркуляцию теплоносителя постепенно останавливают с поднятием уровня пластовой жидкости выше входа насосного оборудования. Парогенератор отсоединяют, а устьевую арматуру  переводя в рабочее – начальное состояние. Работу насоса ведут с постоянным контролем нагрузки на штангах, измеряемой на устье скважины. Циклы прогрева и очистки повторяют, если нагрузка на штанги при работе насосного оборудования достигает допустимой нагрузке.
Предлагаемый термический способ очистки добывающей скважины и скважинного оборудования от плавких отложений изобретения простого и экономичен за счет упрощения реализации и сокращения времени на прогрев за счет подключению к существующему устьевому оборудованию, при этом прогрев происходит только скважинного оборудования и скважины, это способ также позволяет расширить функциональные возможности за счет использования в скважинах с неработающим глубинным насосным оборудованием.