close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Патент BY8225

код для вставкиСкачать
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
РЕСПУБЛИКА БЕЛАРУСЬ
BY (11) 8225
(13) C1
(19)
(46) 2006.06.30
(12)
7
(51) E 21B 37/00
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ
(54)
СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ПАРАФИНО-СМОЛИСТЫХ ВЕЩЕСТВ
С ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
(21) Номер заявки: a 20011065
(22) 2001.12.14
(43) 2003.06.30
(71) Заявитель: Учреждение образования
"Гомельский государственный технический университет имени П.О.Сухого"
(BY)
(72) Авторы: Минеев Борис Павлович;
Мигунов Анатолий Владимирович;
Торро Владимир Густавович (BY)
(73) Патентообладатель: Учреждение образования "Гомельский государственный технический университет имени
П.О.Сухого" (BY)
(56) Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация
нефтяных и газовых скважин. - М.:
Недра, 1982. - С. 286-287.
SU 1665026 A1, 1991.
SU 1553653 A1, 1990.
RU 2100576 C1, 1997.
RU 2095546 C1, 1997.
RU 2049227 C, 1995.
SU 1796010 A3, 1993.
BY 8225 C1 2006.06.30
(57)
Способ удаления парафино-смолистых веществ с внутренней поверхности насоснокомпрессорных труб, включающий нагрев насосно-компрессорных труб с помощью жидкости-теплоносителя, отличающийся тем, что в скважину с установленными насосно-компрессорными трубами устанавливают дополнительный внешний ряд насосно-компрессорных труб двухрядного лифта, жидкость-теплоноситель закачивают в пространство между
BY 8225 C1 2006.06.30
внешним и внутренним рядами насосно-компрессорных труб, из которого в зоне отложения парафино-смолистых веществ, ограниченной пакерующим элементом, жидкостьтеплоноситель принудительно подают в насосно-компрессорные трубы внутреннего ряда.
Изобретение относится к добыче нефти и, в частности, к способам удаления парафина,
отлагающегося на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (HKT).
Известен способ удаления парафино-смолистых веществ (ПСВ) со стенок HKT с помощью скребков, спускаемых в трубы на проволоке [1].
Недостатком указанного способа является то, что он неприменим в скважинах, эксплуатирующихся установками штанговых глубинных насосов (УШГН).
Известен способ удаления парафино-смолистых веществ с помощью электронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле, которые прогревают зоны установки нагревателей, нагревают движущуюся по HKT пластовую жидкость и за счет этого удаляют
парафин, собирающийся на стенках труб [2].
Недостатком способа также является то, что при спущенных в HKT штангах он неприменим.
Наиболее близким к заявляемому способу является способ очистки насоснокомпрессорных труб от ПСВ тепловым воздействием, когда в затрубное пространство закачивают жидкость-теплоноситель, которая достигает башмака колонны HKT и обогревает
наружную поверхность HKT. За счет теплопередачи нагревается внутренняя поверхность
труб, а ПСВ, находящиеся на ней, расплавляются и удаляются движущимся потоком жидкости [3].
Недостатком данного известного способа является то, что в случае использования его
в глубоких скважинах при низких динамических уровнях эффективность процесса резко
снижается при увеличении материальных затрат и расхода жидкости-теплоносителя.
К недостаткам известного способа можно также отнести необходимость извлечения
жидкости-теплоносителя из скважин глубинным насосом, что снижает производительность насосной установки, так как объем теплоносителя исключается из объемов добытой
из скважины нефти.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа удаления ПСВ при
тепловой обработке скважин и снижение затрат на его проведение.
Данная задача решается тем, что в известном способе, включающем нагрев насоснокомпрессорных труб с помощью жидкости-теплоносителя, согласно изобретению, в скважину с установленными насосно-компрессорными трубами устанавливают дополнительный
внешний ряд насосно-компрессорных труб двухрядного лифта, жидкость-теплоноситель
закачивают в пространство между внешним и внутренним рядами насосно-компрессорных труб, из которого в зоне отложения парафино-смолистых веществ, ограниченной пакерующим элементом, жидкость-теплоноситель принудительно подают в насосно-компрессорные трубы внутреннего ряда.
При использовании агрегата депарафинизации в качестве жидкости-теплоносителя
применяют нефть, возможно применение воды при использовании передвижной паровой
установки.
На фигуре приведена схема, обеспечивающая осуществление процесса (способа).
Здесь 1 - эксплуатационная колонна, 2 - внешний ряд HKT, 3 - внутренний ряд HKT, 4 задвижка на HKT, 5 - устьевое оборудование, 6 - разобщающее устройство, 7 - пакерующий элемент, 8 - перепускной клапан, 9 - штанги, 10 - глубинный насос, 11 - насос, h - зона нижней границы отложения ПСВ, Н - глубина спуска насоса. Следует отметить, что
разобщающее устройство не касается эксплуатационной колонны.
Способ осуществляется следующим образом. Устанавливают в скважине по описанной схеме оборудование, затем в HKT 2 внешнего ряда лифта и внутреннего ряда HKT 3
2
BY 8225 C1 2006.06.30
насосом 11 через задвижку 4 закачивают жидкость-теплоноситель в затрубное пространство. Насос 11 обеспечивает принудительную подачу жидкости-теплоносителя, которая
доходит до пакерующего элемента 7 внешнего ряда НКТ 2 через перепускной клапан 8 в
полость HKT 3 внутреннего ряда, и далее принудительно по указанным HKT движется до
устьевого оборудования 5, и выходит в нефтепровод (на фигуре не показан). Используют
насос 11, способный создать избыточное давление не менее 6 МПа.
При этом жидкость-теплоноситель нагревает HKT 3 и отложившиеся ПСВ отлипают
от них. Далее жидкость идет потоком по трубам и уносит ПСВ из труб от места входа ее
во внутренние HKT.
Применение двухрядного лифта резко уменьшает расход теплоносителя и повышает
эффективность работ по удалению ПСВ.
Приведем расчеты эффективности в виде таблицы.
Показатели
Ед.
измерен.
известн.
предлаг.
м
1800
1800
Разность
показателей
-
м3/1000
м3/1000
3,0
2,6
800
8
3
2,6
-
800
м3/1000
15
-
5
м3
24
15
9
м3
Нет
10
10
м3
24
0
24
м3
0
5
5
1. Глубина спуска насоса H
2. Объем HKT
диам. 114 мм
диам. 73 мм
диам. 73 мм со штанг.
3. Статич. уровень
4. Объем кольцевого пространства из труб
168×73
114×73
5. Объем закачиваемой за одну операцию
жидкости-теплоносителя
6. Объем теплоносителя, прошедший по
HKT диаметром 73 мм
7. Объем извлекаемого из скважины теплоносителя глубинным насосом
8. Объем оставшегося в кольцевом пространстве теплоносителя
м
Bapиант
Итак, если жидкость-теплоноситель будет закачиваться на глубине 1000 м:
объем теплоносителя будет уменьшен на 9 м3;
по HKT пройдет 10 м3 или 3 объема жидкости;
жидкость-теплоноситель не будет извлекаться глубинным насосом;
в HKT диаметром 114 мм остается 5 м3 жидкости, которая будет извлечена при следующей операции путем вытеснения поверхностным насосом 11.
Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с известным обеспечивает следующие преимущества:
а) уменьшает расход теплоносителя;
б) улучшает процесс извлечения ПСВ;
в) уменьшает потери в добыче нефти;
г) исключает применение пакера для разобщения HKT и эксплуатационной колонны,
что значительно упрощает процесс спуско-подъемных работ.
Следует отметить, что предлагаемый способ ведет к увеличению металлоемкости при
эксплуатации скважин за счет спуска дополнительного (внешнего) ряда труб, но экономические показатели добычи нефти быстро окупают эти затраты.
3
BY 8225 C1 2006.06.30
Источники информации:
1. Муравьев И.М. и др. Технология и техника добычи нефти и газа. - M.: Недра, 1971. С. 432-437;
2. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. док.техн. наук Гиматудинова Ш.К. M.: Недра, 1974. - С. 462-463;
3. Сидоров H.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра,
1982. - С. 286-287.
Национальный центр интеллектуальной собственности.
220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.
4
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
209 Кб
Теги
by8225, патент
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа