способ повышения межремонтного периода работы глубиннонасосного оборудования добывающей скважины, осложненной солеотложениями

Формула изобретения

Способ повышения межремонтного периода работы глубиннонасосного оборудования добывающей скважины, осложненной солеотложениями, включающий закачку состава, содержащего ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что 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 ч, 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

Описание изобретения к патенту

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.

Исследованиями установлено, что из многих нефтяных месторождений Западной Сибири в составе пород продуктивного пласта присутствуют сидерит (FеСО₃ ) и кальцит (СаСО₃). Эти соединения служат цементирующим веществом для материнских пород продуктивных пластов. Пластовые воды этих месторождений насыщены растворенным углекислым газом (СО₂). 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.

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 м³. 5,5% от этого объема составляет объем рабочих растворов, т.е. 0,277 м³.

3. Расчет объема жидкости продавки. Объем жидкости продавки равен объему затрубного пространства от устья до приема насоса, т.е. 29 м³. В качестве жидкости продавки берут нефть.

4. Закачивают в затрубное пространство остановленной скважины 2,0 м³ 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.