RU2661951C1 - Способ предупреждения отложения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти в насосно-компрессорных трубах в скважине и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ предупреждения отложения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти в насосно-компрессорных трубах в скважине и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2661951C1 RU2661951C1 RU2017111175A RU2017111175A RU2661951C1 RU 2661951 C1 RU2661951 C1 RU 2661951C1 RU 2017111175 A RU2017111175 A RU 2017111175A RU 2017111175 A RU2017111175 A RU 2017111175A RU 2661951 C1 RU2661951 C1 RU 2661951C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- paraffin
- oil
- small diameter
- well
- Prior art date
Links
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims abstract description 34
- 229920005989 resin Polymers 0.000 title abstract 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 title abstract 2
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 16
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000013078 crystal Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 2
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 claims 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 16
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 8
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 description 1
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 238000004017 vitrification Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована при добыче нефти с большим содержанием асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти (АСПО). При фонтанном способе добычи или с помощью установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) газожидкостный поток (ГЖП) продукции скважины, движущийся в полости НКТ, начиная с глубины начала кристаллизации парафина до устья, ускоряют до режима квадратичного течения путем перехода на транспортировку по коаксиально размещенной дополнительной подвеске НКТ «малого диаметра» (НКТмд). При этом ГЖП из ламинарного характера движения по НКТ в полости дополнительной подвески малого диаметра (НКТмд) переходит в турбулентный режим движения (режим квадратичного течения). Турбулизация потока непрерывно обновляет пристенную нефтяную пленку вместе кристаллами парафина и исключает их накопление, а по кольцевому пространству рабочих НКТ и НКТ малого диаметра, через отводы устьевой арматуры наземными насосами (селективно), подают удалители АСПО. Повышается надежность работы механизированных скважин, оборудованных УЭЦН в условиях отложения АСПО в полости НКТ. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Предлагаемые технические решения объединены единым изобретательским замыслом и относятся к нефтяной промышленности, а именно к области нефтедобычи для предупреждения отложения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти (АСПО) на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) при фонтанном и механизированном способах эксплуатации нефтяных скважин. Известны способы предупреждения отложений АСПО в нефтяной скважине, защищенные патентами RU 2432322 (27.10.11) Бюл. 30; RU 2429344 (20.09.2011), а также известны многочисленные способы и устройства, описанные в технической литературе [1-6]. Каждый из перечисленных способов для предупреждения и удаления АСПО на внутренней поверхности НКТ направлены либо на создание защитной пленки в приграничном слое потока флюида пласта с использованием ингибиторов АСПО, либо на использование удалителей АСПО [5], в том числе путем применения тепловой обработки скважин [6] или удаление АСПО скребками [7]. В качестве прототипа использован патент RU 2263765 (10.11.2005) Бюл. №31, в котором, при эксплуатации скважины, оборудованной установкой электропогружного насоса (УЭЦН) с наземным и подземным оборудованием скважины, для каогуляции и смывания кристаллов парафина от стенки НКТ используют ультразвуковые стоячие волны, возбуждаемые резонатором, размещенным над погружным электронасосом.
Недостатки известных способов связаны, например, с необходимостью нагрева транспортируемой жидкости выше температуры начала кристаллизации парафина (40°C…70°C) нагревателями [6] или направлены на использование технологии очистки внутренней полости НКТ механическими скребками [7]. Реализованы технические решения по нанесению на внутреннюю поверхность НКТ специальных покрытий (остеклование, нанесение фторопластовых пленок) и др. [4]. Каждый из известных способов предупреждения и ликвидации АСПО, в том числе и патенту RU 2263765, как правило, не является универсальным и применим лишь в конкретных горно-геологических условиях нефтяного месторождения, компонентного состава нефти и ее температурной составляющей. Наиболее частые остановки эксплуатационных скважин, вызванные отложениями АСПО на внутренней поверхности НКТ, встречаются на скважинах с малыми (до 18…20 м3/сут) и средними дебитами (до 60 м3/сут). У продукции скважин, поступающей из продуктивного пласта с малыми дебитами, тепловая энергия нефтегазового потока интенсивно рассеивается в окружающее пространство при контакте с охлажденными породами на малых глубинах (0…500 м), где их температуры значительно ниже температуры кристаллизации парафина - основного компонента АСПО нефти. Эти условия способствуют выпадению кристаллов парафина в нефтяном потоке и их осаждению на стенках НКТ. Ультразвуковые колебания, возбуждаемые при работе УЭЦН (по патенту RU 2263765), также рассеиваются при тесном контакте труб со стенками эксплуатационной колонны в наклонно-направленных скважинах и не могут создать действенного эффекта на решение задачи по предупреждению отложения АСПО в НКТ. В итоге, предложенный 12 лет назад способ предупреждения отложения парафина в нефтяной скважине с генерированием ультразвука УЭЦН, не имеет промыслового применения.
Техническим результатом является повышение надежности работы механизированных скважин, оборудованных УЭЦН в условиях отложения парафина в полости насосно-компрессорных труб.
Цель изобретения - повышение эффективности предупреждения отложений АСПО в полости НКТ и обеспечение бесперебойной работы скважины.
Указанная цель достигается тем, что при фонтанном способе добычи или с помощью УЭЦН, спущенного на расчетную глубину в скважину на рабочих НКТ, газожидкостный поток (ГЖП) продукции скважины, движущийся в полости НКТ, начиная с глубины начала кристаллизации парафина (например, с глубины 900 м) до устья, ускоряют до режима квадратичного течения путем перехода на транспортировку всего ГЖП по коаксиально размещенной дополнительной подвеске НКТ «малого диаметра» (НКТмд), закрепленной в арматуре устья скважины с возможностью сообщения с наземной системой нефтесбора. При этом ГЖП из ламинарного движения по НКТ от УЭЦН в полости дополнительной подвески (НКТмд) малого диаметра переходит в турбулентный режим (режим квадратичного течения). При этом интенсивная турбулизация (завихрение) потока непрерывно обновляет пристенную нефтяную пленку вместе кристаллами парафина и исключает их накопление, а по кольцевому пространству между рабочих НКТ и НКТ малого диаметра через отводы устьевой арматуры наземными насосами (селективно) подают рабочий агент - удалитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений.
Квадратичный режим движения жидкости в трубах возникает при «больших» скоростях [8] (С. 23), когда число Рейнольдса (Re)
где: ε - относительная шероховатость труб; ε=Δ/d, Δ - абсолютная шероховатость; d - внутренний диаметр трубы. Если принять для НКТмд абсолютную шероховатость Δ=0,3 мм, то относительная шероховатость НКТмд будет находиться в диапазоне ε=(0,00852…0,0145).
Число Re, по формуле (1) для начала проявления квадратичного режима движения газожидкостного потока в НКТ малого диаметра по ГОСТ 633-80 [9] (27×3; 33×3,5; 42×3,5), определятся как:
Re для НКТ 27×3 - 34500;
Re для НКТ 33×3,5 - 44000;
Re для НКТ 42×3,5 – 58660.
Коэффициент гидравлического сопротивления λ для квадратичного режима течения по формуле Шифринсона [10] (С. 75) выражается формулой:
Тогда для НКТмд λ будет:
λ для НКТ 27×3 - 0,0382;
λ для НКТ 33×3,5 - 0,0334;
λ для НКТ 42×3,5 - 0,0323.
Перепад давления (Ртр) в полости НКТ малого диаметра для потока однофазной жидкости можно определить по формуле Дарси-Вейсбаха [11] (С. 130):
где H - длина (НКТмд) малого диаметра, м;
с - линейная скорость движения жидкости в НКТмд - м/с
ρ - плотность жидкости, кг/м3;
d - внутренний диаметр труб, м.
Принимая (для примера) значения, входящие в расчетную формулу (3), определим потери давления по участку (H) дополнительной колонны H=800 м; (НКТмд 27×3)d=0,0207 м; с - 1,5 м/с; ρ=850 кг/м3; λ - 0,0382.
Ртр=0,0382*800*1,52*850/(2*0,0207*106)=1,41 МПа.
Расчет показывает, что значение Ртр по НКТ малого диаметра (для УЭЦН современного производства), не превышает 5…7% от расчетного напора УЭЦН, и не может служить ограничительным фактором от применения способа предупреждения отложения АСПО в режиме квадратичного движения нефти на парафино-опасном участке ствола скважины.
Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг. 1 приведен общий вид скважины в разрезе; на фиг. 2 показано сечение скважины для визуализации спущенных в скважину колонн труб.
Способ предупреждения отложений АСПО в колонне насосно-компрессорных труб может быть реализован на скважине, включающей внутрискважинное и наземное оборудование. Внутрискважинное оборудование включает эксплуатационную колонну 1, в которую из продуктивного пласта 2 через перфорационные отверстия (на Фиг. 1 не показано) поступает нефть с дебитом Qн. Во внутренней полости эксплуатационной колонны 1 размещена компоновка УЭЦН, включающая погружной электродвигатель (ПЭД) 3, центробежный насос (ЭЦН) 4, обратный 5 и сливной 6 клапаны. Над УЭЦН размещены рабочие насосно-компрессорные трубы 7. Для питания ПЭД электрической энергией используют бронированный кабель 8, который закреплен на наружной поверхности НКТ 7, с выходом верхнего конца кабеля 26 на поверхность через планшайбу 11. В верхней части эксплуатационной колонны установлена колонная головка 9, на которую смонтировано все устьевое оборудование: крестовина 10, планшайба 11, тройниковая арматура 12, дополнительная тройниковая арматура 13, переходной фланец 14, центральная задвижка 15, тройниковая арматура 16, задвижка 17, штуцерная камера 18, манифольд 19, который соединен с наземной выкидной линией 20. В полости рабочих НКТ 7, соосно с ними размещена дополнительная колонна труб 21, оборудованная снизу хвостовиком-воронкой 22 на глубину (L сп нкт мд). Для управления работой скважины устьевое оборудование включает: задвижку 25 с отводом, который врезан в манифольд 19; затрубную задвижку 27 с обратным клапаном 28 с отводом, который врезан в манифольд 19. На манифольде 19 установлен пробоотборный вентиль 29. К тройниковой арматуре 13 присоединены: задвижка 30, тройник 31, задвижка 32, технологический патрубок 33 и манометр 34. К крестовику 10 последовательно присоединена - задвижка 35 с технологическим патрубком 36. К тройникам 16 и 31 присоединены манометры 37 и 34, соответственно.
Поставленная задача по предупреждению отложения АСПО в полости НКТ при добыче нефти фонтанным или механизированным способом решается в следующей последовательности и использованием следующих устройств. В ствол скважины, обсаженный эксплуатационной колонной 1, на насосно-компрессорных трубах 7 опускают УЭЦН на расчетную глубину (Нсп уэцн). При фонтанном способе эксплуатации подвеска НКТ УЭЦН не комплектуется. УЭЦН (снизу вверх) включает термоманометрический датчик 39 для передачи по кабелю 8 закодированных сигналов о температуре окружающей среды в зоне работы ПЭД, давления на приеме газосепаратора 23 и параметра вибрации ЭЦН 4 при его работе в скважине. Погружной электродвигатель (ПЭД) 3 через центральный вал передает крутящий момент на вал ЭЦН, в котором размещены рабочие колеса (на фиг. 1 не показано). Поступающий из продуктивного пласта 2 поток газо-жидкостной смеси Qн поступает на прием газосепаратора 23, в котором попутный газ частично отделяется от жидкой фазы (на фиг. 1 не показано), а затем жидкую фазу направляют в полость ЭЦН для повышения давления. В компоновке УЭЦН предусмотрены обратный 5 и сливной 6 клапаны. Клапан 5 предназначен для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках ЭЦН, а клапан 6 для создания циркуляции раствора глушения и слива жидкости из НКТ при подъеме УЭЦН.
После завершения спуска УЭЦН в скважину на НКТ 7 с кабелем 8 (рабочая подвеска) и закрепления НКТ с помощью резьбы с фланцем 11 устьевой арматуры в полость рабочих НКТ 8 до глубины (Нсп нкт мд), с которой выявлено начало кристаллизации парафина, в рабочую подвеску НКТ 7 опускают дополнительную колонну НКТ 21 малого диаметра. Дополнительная колонна НКТ малого диаметра 21, с воронкой 22 на конце, может быть составлена как из отдельных труб (отрезков) НКТ, соединяемых между собой резьбой, так и на основе гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ). Дополнительная колонна НКТ малого диаметра подвешивается (закрепляется) в устьевой арматуре с помощью переходного фланца 14, установленного между тройником 13 и центральной задвижкой 15. В результате такой компоновки устьевого оборудования создают канал для движения ГЖП по НКТ малого диаметра, через задвижку 15, тройник 16, задвижку 17, штуцерную камеру 18, манифольд 19 в выкидную линию нефтесбора 20.
После проведения подготовительных работ согласно общепринятой в нефтяной промышленности технологии по тестированию устьевого, электротехнического, и вспомогательного оборудования, являющегося принадлежностью скважины, определения статического уровня в скважине и получения положительного заключения о готовности скважины к эксплуатации, - подают питающее напряжение на ПЭД через кабельный отвод 26.
Предварительно, перед подачей электрического напряжения на ПЭД на устьевой арматуре, открывают задвижки 15, 17, 25, 27, 30, а задвижки 32, 35 закрывают. На первом этапе вывода скважины на стационарный режим работы из скважины УЭЦН отбирают (откачивают) жидкость глушения. При этом всю поступающую из ЭЦН жидкость одновременно направляют по рабочим НКТ 7 и НКТ малого диаметра 21. Состав продукции, поступающий из скважины при ее работе, определяют путем периодического отбора проб через вентиль 29 из манифольда 19.
После появления нефти в откачиваемой из скважины продукции начинают второй этап вывода скважины на стационарный режим. Задвижку 25 закрывают, а через отвод 33, после приведения задвижек 30 и 33 в открытое состояние, нагнетают в дозированном режиме, технологическую жидкость - удалитель 38, например, ингибитор парафиноотложений или широкую фракцию углеводородов, которую между рабочей подвеской НКТ 7 и НКТ малого диаметра 21 направляют в воронку 22 НКТ малого диаметра 21. Химический состав технологической жидкости (удалителя), ее концентрацию и режим закачки через отвод 33 и устьевую арматуру определяют опытным путем.
Попутный нефтяной газ, поступающий в скважину из продуктивного пласта, после сепарации нефти через газосепаратор УЭЦН пропускают по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной 1 и рабочей подвеской НКТ 7 и направляют через задвижку 27 и обратный клапан 28 в выкидную линию нефтесбора 20.
Ламинарный поток газо-жидкостной смеси 24, движущийся по рабочим НКТ 7 из УЭЦН, на глубине зарождения кристаллов парафина (L сп нкт мд) направляют через воронку 22 во внутреннюю полость коаксиально расположенных НКТ малого диаметра, вовлекая его в скоростной турбулентный режим квадратичного течения, а по кольцевому пространству рабочих НКТ и НКТ малого диаметра, с помощью наземных насосов (избирательно), нагнетают рабочий агент - удалитель АСПО. Для контроля режима работы скважины и УЭЦН, а также состояния проходного сечения полости НКТ используют показания манометров 34, 37, данные термоманометрического датчика 39, а также дебитометрические измерения турбинного счетчика, соединенного с выкидной линией (на фиг. 1. не показано). В случае запарафинивания НКТ малого диаметра 21 через отвод 33 арматуры устья скважины производят прокачку удалителя АСПО в горячем состоянии (горячая воды, пар) через кольцевое пространство между рабочими НКТ 7 и НКТ малого диаметра 21 до полного восстановления проходного канала в НКТ малого диаметра.
Список литературы
1. Рогачев М.К., Стрижнев К.Е. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2006. - 226 с.
2. Коваленко К.И. и др. Способ борьбы с отложениями парафина в лифтовых трубах нефтяных скважин и нефтепроводах. Авт. Свид. №124896 от 14.03.1959 г. Бюлл. №24 1959.
3. Мазепа Б.А. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиноотложений. М.: Недра, 1972. - 120 с.
4. Хаярова Д.Р. Автореферат диссертации. «Исследование процесса формирования и удаления органических отложений для повышения эффективности эксплуатации скважин на поздней разработки нефтяных месторождений. Алметьевск. 2011.
5. Исламов М.К. Разработка и внедрение удалителей асфальто-смолистых и парафиновых отложений на нефтяном оборудовании. Автореферат диссертации, к.т.н. Уфа: УГНТУ, 2005. - 24 с.
6. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. М. - Ижевск: НИЦ. - Регулярная и хаотичная динамика. 2005. - 254 с.
7. Гуськова И.А. О проблеме использования скребков и скребков-центраторов на скважинах, осложненных формированием асфальтосмолопарафиновых отложений. Нефтепромысловое дело. 2010. - №6 - С. 53-56.
8. Розенберг Г.Д. Сборник задач по гидравлике и газодинамике для нефтяных вузов. М. «Недра». 1990.
9. Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Центр ЛитНефтегаз». 2004, 350 с.
10. В.М. Муравьев. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. «Недра», 1973, 384 с.
11. ГОСТ 633-80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. М.: Стандартинформ. 2010.
Claims (2)
1. Способ предупреждения отложений асфальто-смололистых и парафиновых компонентов нефти на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб в скважине, заключающийся в перемещении кристаллов парафина, выделившегося из газожидкостной смеси, в центр потока с последующей каогуляцией и омыванием стенки насосно-компрессорной трубы для выноса на поверхность, отличающийся тем, что газожидкостный поток продукции скважины, движущийся в полости насосно-компрессорных труб, начиная с глубины начала кристаллизации парафина до устья скважины, ускоряют до режима квадратичного течения, путем перехода на транспортировку по насосно-компрессорным трубам малого диаметра, формируя в их полости турбулентный режим движения, который за счет завихрения потока непрерывно обновляет пристенную нефтяную пленку, вымывая кристаллы парафина с внутренней поверхности трубы, а в открытый конец насосно-компрессорных труб малого диаметра, через кольцевое пространство дозированно нагнетают удалитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений.
2. Устройство для предупреждения отложений асфальто-смололистых и парафиновых компонентов нефти на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб в скважине, содержащее арматуру устья скважины, манифольд, запорные задвижки, для управления работой скважины, внутрискважинное оборудование, установку электроцентробежного насоса на подвеске рабочих насосно-компрессорных труб, отличающееся тем, что с устья скважины до глубины начала выделения парафина из нефти в полости рабочих НКТ коаксиально размещена дополнительная колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра, подвешенная на переходном фланце арматуры устья скважины, с возможностью через отводы устьевой арматуры и запорные устройства подавать в кольцевое пространство между НКТ и НКТ малого диаметра удалители асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017111175A RU2661951C1 (ru) | 2017-04-03 | 2017-04-03 | Способ предупреждения отложения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти в насосно-компрессорных трубах в скважине и устройство для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017111175A RU2661951C1 (ru) | 2017-04-03 | 2017-04-03 | Способ предупреждения отложения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти в насосно-компрессорных трубах в скважине и устройство для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2661951C1 true RU2661951C1 (ru) | 2018-07-23 |
Family
ID=62981516
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017111175A RU2661951C1 (ru) | 2017-04-03 | 2017-04-03 | Способ предупреждения отложения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти в насосно-компрессорных трубах в скважине и устройство для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2661951C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2779242C1 (ru) * | 2021-12-24 | 2022-09-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4011906A (en) * | 1975-10-31 | 1977-03-15 | Alexander Harvey C | Downhole valve for paraffin control |
| SU1680956A1 (ru) * | 1989-06-23 | 1991-09-30 | Управление Повышения Нефтеотдачи Пластов И Капитального Ремонта Скважин Производственного Объединения "Грознефть" | Устройство противосолеотложени |
| RU2083804C1 (ru) * | 1994-09-06 | 1997-07-10 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Акционерного общества "Пермнефть" | Способ предотвращения отложения парафина при добыче нефти из скважины |
| RU13389U1 (ru) * | 1999-09-03 | 2000-04-10 | Нефтегазодобывающее управление НГДУ "Лениногорскнефть" | Устройство для предотвращения отложений парафина в лифтовых трубах скважин |
| RU2263765C1 (ru) * | 2004-04-19 | 2005-11-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Тюменский государственный нефтегазовый университет | Способ предупреждения отложения парафина в нефтяной скважине |
| RU2302513C2 (ru) * | 2004-05-17 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ подачи реагента в скважину |
-
2017
- 2017-04-03 RU RU2017111175A patent/RU2661951C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4011906A (en) * | 1975-10-31 | 1977-03-15 | Alexander Harvey C | Downhole valve for paraffin control |
| SU1680956A1 (ru) * | 1989-06-23 | 1991-09-30 | Управление Повышения Нефтеотдачи Пластов И Капитального Ремонта Скважин Производственного Объединения "Грознефть" | Устройство противосолеотложени |
| RU2083804C1 (ru) * | 1994-09-06 | 1997-07-10 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Акционерного общества "Пермнефть" | Способ предотвращения отложения парафина при добыче нефти из скважины |
| RU13389U1 (ru) * | 1999-09-03 | 2000-04-10 | Нефтегазодобывающее управление НГДУ "Лениногорскнефть" | Устройство для предотвращения отложений парафина в лифтовых трубах скважин |
| RU2263765C1 (ru) * | 2004-04-19 | 2005-11-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Тюменский государственный нефтегазовый университет | Способ предупреждения отложения парафина в нефтяной скважине |
| RU2302513C2 (ru) * | 2004-05-17 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ подачи реагента в скважину |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2779242C1 (ru) * | 2021-12-24 | 2022-09-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании |
| RU2801012C1 (ru) * | 2023-02-10 | 2023-08-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в условиях, осложненных образованием асфальтеносмолопарафиновых отложений, и устройство для его осуществления |
| RU2800177C1 (ru) * | 2023-02-28 | 2023-07-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в условиях, осложненных образованием асфальтеносмолопарафиновых отложений, и устройство для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9909400B2 (en) | Gas separator assembly for generating artificial sump inside well casing | |
| RU2365744C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов электропогружным насосом и установка для его реализации (варианты) | |
| US8316938B2 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| US8596362B2 (en) | Hydraulic fracturing methods and well casing plugs | |
| US20110272158A1 (en) | High pressure manifold trailer and methods and systems employing the same | |
| WO2006132892A2 (en) | Pipes, systems, and methods for transporting fluids | |
| CN105980655A (zh) | 防止在具有封隔器的油井中石蜡沉积的方法 | |
| US10597993B2 (en) | Artificial lift system | |
| AU2020341442B2 (en) | Liner wiper plug with rupture disk for wet shoe | |
| RU2457324C1 (ru) | Способ оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины | |
| RU2475628C1 (ru) | Способ промывки скважинного погружного электроцентробежного насоса реагентом | |
| RU2485293C1 (ru) | Способ внутрискважинной перекачки и установка для перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний с фильтрацией | |
| RU2661951C1 (ru) | Способ предупреждения отложения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти в насосно-компрессорных трубах в скважине и устройство для его осуществления | |
| RU2651728C1 (ru) | Способ удаления аспо со скважинного оборудования | |
| RU2445449C1 (ru) | Способ очистки глубинного насоса и лифтовых труб от отложений | |
| US20130269949A1 (en) | Cold Heavy Oil Production System and Methods | |
| US20170321511A1 (en) | Oil well assembly for oil production and fluid injection | |
| Biddick et al. | Subsurface compression lifts liquids, increases gas production in unconventional well trial | |
| Isaev et al. | Improving the Operation Efficiency of Deviated Wells with High Oil Viscosity Values and Abnormally Low Reservoir Pressures | |
| Hadzihafizovic | Artificial Lift Methods | |
| RU2730152C1 (ru) | Устройство для доставки реагента в скважину | |
| RU2422620C1 (ru) | Способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей | |
| RU2645196C1 (ru) | Способ эксплуатации глубинного насосного оборудования нефтедобывающей скважины | |
| RU2724709C1 (ru) | Способ извлечения скважинного оборудования | |
| Kukowitsch | Completion options to overcome liquid loading in the tail end production phase of gas wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210404 |