RU2531957C1 - Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments - Google Patents

Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments Download PDF

Info

Publication number
RU2531957C1
RU2531957C1 RU2013148187/03A RU2013148187A RU2531957C1 RU 2531957 C1 RU2531957 C1 RU 2531957C1 RU 2013148187/03 A RU2013148187/03 A RU 2013148187/03A RU 2013148187 A RU2013148187 A RU 2013148187A RU 2531957 C1 RU2531957 C1 RU 2531957C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
pump unit
reagent
solvent
annulus
Prior art date
Application number
RU2013148187/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильгизар Хасимович Махмутов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Римма Назиповна Тарасова
Фарид Баширович Сулейманов
Владимир Александрович Андреев
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2013148187/03A priority Critical patent/RU2531957C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2531957C1 publication Critical patent/RU2531957C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.
SUBSTANCE: invention can be used for well cleaning. Pipe string is lowered in the well to 1-10 m from wellhead. Pressure line is connected to first pipe shutter and with pump unit and tank-trucks with reagents and process fluid. Pump unit force the solvent in annulus to displace well fluid via said string in oil line without exceeding the tolerable operating pressure. Tank-truck is disconnected from pump unit to connected tank-truck with process fluid thereto. Pump unit feeds process fluid into injection like in amount of 1.0 m3 to force it from pressure line into well annulus. Well is held for 6 hours to close the shutter and to connect first annulus shutter with tank-truck with solvent. Well borehole is flushed in three cycles in closed cycle. Second annulus shutter is opened, oil line shutter is opened and tank-truck is disconnected from pump unit to connect thereto the tank-truck with process fluid. Borehole is flushed from solvent by process fluid by displacing it into oil line without exceeding the pressure permissible for flow string and oil line.
EFFECT: higher efficiency of cleaning, accelerated process.
2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений при ремонте и эксплуатации скважин.The invention relates to the oil industry and can be used to clean wells from asphalt-resin-paraffin deposits during the repair and operation of wells.

Известен способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений (патент RU №2085706, МПК E21B 37/06, опубл. 27.07.1997, бюл. №21), включающий спуск в скважину колонны труб, закачку в скважину газа или газожидкостной смеси, эжектирование нагнетаемой в скважину продукции флюидом высокого давления, подаваемым на высоконапорное сопло эжектора, при этом в призабойную зону обрабатываемой скважины последовательно закачивают оторочки реагентов, взаимодействующих между собой и/или пластом и пластовой продукцией с выделением тепла и/или газов, выдерживают скважину до завершения реагирования, после чего поток продуктов реагирования из призабойной зоны пласта направляют через колонну подъемных труб, устьевую обвязку и сепараторы в камеру низкого давления эжектора, а образующуюся в эжекторе смесь направляют в затрубное пространство обрабатываемой скважины, при этом периодически определяют разность давлений на устье скважины в затрубном и трубном пространствах и после ее стабилизации во времени прекращают подачу флюида высокого давления на высоконапорное сопло эжектора.A known method of cleaning wells from paraffin-tar deposits (patent RU No. 2085706, IPC E21B 37/06, publ. 07/27/1997, bull. No. 21), including the descent into the well of a pipe string, injection into the well of gas or gas-liquid mixture, ejection injected into the well high-pressure fluid supplied to the high-pressure nozzle of the ejector, while the edges of the reactants interacting with each other and / or the reservoir and the reservoir products with the release of heat and / or gases are sequentially pumped into the bottomhole zone of the treated well, water until the completion of the reaction, after which the flow of reaction products from the bottomhole formation zone is directed through the column of lifting pipes, wellhead piping and separators into the low pressure chamber of the ejector, and the mixture formed in the ejector is sent to the annulus of the well being treated, and the pressure difference at the wellhead is periodically determined wells in the annular and pipe spaces and after its stabilization over time, stop the flow of high pressure fluid to the high-pressure nozzle of the ejector.

Недостатки способа:The disadvantages of the method:

- во-первых, сложный технологический процесс реализации способа, связанный с применением эжектора и сепараторов, а также привлечением компрессора для нагнетания газа или газобустерной установки для образования газожидкостной смеси;- firstly, a complex technological process of implementing the method associated with the use of an ejector and separators, as well as involving a compressor for pumping gas or a gas booster unit to form a gas-liquid mixture;

- во-вторых, длительность реализации способа, связанная с приготовлением и последовательной закачкой оторочки нескольких реагентов;- secondly, the duration of the implementation of the method associated with the preparation and sequential injection of the rim of several reagents;

- в-третьих, высокая стоимость реализации способа;- thirdly, the high cost of implementing the method;

- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии при демонтаже насосного агрегата.- fourthly, a low production culture due to the lack of pumping of the injection line with process fluid, which leads to contamination of the well area with solvent located in the injection line during dismantling of the pump unit.

Наиболее близким по технической сущности является способ промывки скважины (патент RU №2429341, МПК E21B 37/06, опубл. 20.09.2011, бюл. №27), включающий промывку водным раствором смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6, при этом в смеси соотношение неонолов АФ9-12 и АФ9-6 устанавливают 1:(4,5-5,5) соответственно, водный раствор смеси неонолов используют 4,5-5,5%-ной концентрации, предварительно из скважины извлекают образцы асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и выделяют образцы с ненарушенной структурой, образцы наплавляют на металлические пластины, погружают в упомянутый раствор и методом спектрофотометрии определяют время набухания образцов до равновесного состояния и время образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами АСПО, а перед промывкой в скважине организуют ванну упомянутого раствора, продолжительность ванны минимально принимают равной времени набухания образцов до равновесного состояния, а максимально - в течение времени образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами АСПО.The closest in technical essence is the method of washing the well (patent RU No. 2429341, IPC E21B 37/06, publ. 09/20/2011, bull. No. 27), including washing with an aqueous solution of a mixture of neonols AF 9 -12 and AF 9 -6, in this mixture, the ratio of neonols AF 9 -12 and AF 9 -6 is set to 1: (4.5-5.5), respectively, an aqueous solution of a mixture of neonols is used at 4.5-5.5% concentration, samples are preliminarily extracted from the well asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) and samples with an undisturbed structure are isolated, the samples are deposited on metal plates, immersed in The solution and the spectrophotometry method determine the time of swelling of the samples to an equilibrium state and the time of formation of particles in the flow of the said solution with the minimum AFS size, and before washing in the well, a bath of the solution is organized, the duration of the bath is minimally equal to the time of swelling of the samples to equilibrium, and the maximum during the time of formation in the stream of the aforementioned solution of particles with a minimum AFS size.

Недостатки способа:The disadvantages of the method:

- во-первых, длительный технологический процесс реализации способа, связанный с отбором образцов АСПО и проведением анализа этих образцов методом спектрофотометрии, установкой в скважине ванны из водного раствора смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6;- firstly, a long process of the method associated with sampling and holding AFS analyzing these samples by spectrophotometry, by setting the downhole bath of aqueous mixture neonols 9 AF AF 9 -12 and -6;

- во-вторых, малая эффективность очистки скважины от АСПО, связанная с тем, что АСПО не растворяются, а вымываются потоком моющей жидкости после набухания АСПО в результате технологической выдержки, при этом в процессе промывки скважины происходит частичное осаждение продуктов АСПО на забой скважины;- secondly, the low efficiency of well cleaning from paraffin due to the fact that paraffin deposits do not dissolve but are washed out by the flow of washing liquid after swelling of the paraffin deposit as a result of technological exposure, while in the process of flushing the well, partial deposition of paraffin deposits occurs at the bottom of the well;

- в-третьих, высокая стоимость неонола АФ9-12 и АФ9-6 и необходимость их смешивания;- thirdly, the high cost of neonol AF 9 -12 and AF 9 -6 and the need to mix them;

- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии насосного агрегата.- fourthly, a low production culture, due to the lack of pumping of the injection line with process fluid, which leads to contamination of the well territory with a solvent located in the discharge line of the pump unit.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности очистки скважины от АСПО за счет повышения качества очистки ствола скважины, а также сокращение длительности технологического процесса реализации способа и снижение себестоимости реализации способа за счет исключения подготовительных работ, связанных с отбором образцов АСПО из скважины, и смешивания дорогостоящих химических реагентов, повышение культуры производства за счет исключения загрязнения территории скважины растворителем.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of well cleaning from ASPO by improving the quality of cleaning the wellbore, as well as reducing the duration of the technological process of implementing the method and reducing the cost of implementing the method by eliminating preparatory work associated with the selection of AFS samples from the well, and mixing expensive chemicals , increasing the culture of production by eliminating solvent contamination of the well area.

Поставленные технические задачи решаются способом очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений, включающим спуск колонны труб в скважину, закачку в призабойную зону обрабатываемой скважины химического реагента, выдержку скважины до завершения реагирования, вымывание продуктов реагирования из призабойной зоны пласта.The stated technical problems are solved by the method of cleaning the well from asphalt-resin-paraffin deposits, including the descent of the pipe string into the well, the injection of a chemical reagent into the bottomhole zone of the treated well, the exposure of the well to completion of the reaction, and the reaction products being washed out of the bottomhole formation zone.

Новым является то, что колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, затем к первой затрубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, причем в качестве реагента применяют растворитель парафинов нефтяной, насосным агрегатом из автоцистерны с реагентом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство скважины растворитель в объеме затрубного пространства скважины от устья до низа колонны труб, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну, отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают реагент из нагнетательной линии в затрубное пространство скважины, разбирают обвязку насосного агрегата и автоцистерн и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 6 ч, закрывают задвижку на нефтепроводе и обвязывают первую затрубную задвижку с автоцистерной с растворителем, к трубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию, обвязанную с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, подают растворитель насосным агрегатом через нагнетательную линию в колонну труб и промывают ствол скважины по замкнутому кругу в три цикла, после чего закрывают первую затрубную задвижку, обвязывают вторую затрубную задвижку с нефтепроводом и открывают ее, открывают задвижку на нефтепроводе и отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме скважины, промывают ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод.What is new is that the pipe string is lowered into the well to a depth of 1 to 10 m from the bottom, then an injection line is mounted to the first annular gate valve of the well and connected to a pump unit and tankers with a reagent and a process fluid, and a paraffin solvent is used as a reagent the solvent pumped into the annulus of the well from the mouth to the bottom of the pipe string is pumped from the tank truck with the reagent along the injection line into the annulus of the well; but displacing the well fluid through the pipe string into the oil pipeline and not exceeding the pressure allowed on the production string, the reagent tank is disconnected from the pump unit and the process fluid tank is connected to it, the pump unit supplies the process fluid to the injection line in the amount of 1.0 m 3 and pump the reagent from the injection line into the annulus of the well, disassemble the piping of the pump unit and tankers and leave the well for technological shutter speed for 6 hours, close the valve on the oil pipeline and tie the first annular valve with a solvent tank truck, mount a discharge line connected to the pump valve of the well connected with the pump unit and tank trucks with reagent and process liquid, supply the solvent with a pump unit through the discharge line to the pipe string and rinse the borehole in a closed circle in three cycles, after which the first annular valve is closed, the second annular valve is tied to the oil pipeline and opened, and the open sprinkle oil on the pipeline and disconnect the reagent tanker from the pump unit and connect the tanker with the process fluid to it, pump the process fluid into the injection line in the volume of the well, wash the wellbore from the solvent, displacing it into the pipeline and not exceeding the pressure allowed on production casing and oil pipeline.

На фиг.1 и 2 изображены схемы реализации предлагаемого способа.Figure 1 and 2 shows a diagram of the implementation of the proposed method.

Способ обработки призабойной зоны скважины реализуют следующим образом.The method of processing the bottom-hole zone of the well is implemented as follows.

Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) включает спуск колонны труб 1 (см. фиг.1) в скважину 2 на глубину Н от 1 до 10 м от забоя 3.A method of cleaning a well from asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) involves the descent of a pipe string 1 (see Fig. 1) into a well 2 to a depth H of 1 to 10 m from the bottom 3.

К первой затрубной задвижке 4 скважины 2 монтируют нагнетательную линию 5 и обвязывают ее с насосным агрегатом 6 и автоцистернами с реагентом 7 и технологической жидкостью 8.An injection line 5 is mounted to the first annular valve 4 of the well 2 and is connected to the pump unit 6 and tankers with reagent 7 and process fluid 8.

В качестве реагента применяют растворитель парафинов нефтяной, выпускаемый по ТУ 0251-062-00151638-2006.As a reagent, a petroleum paraffin solvent is used, manufactured according to TU 0251-062-00151638-2006.

Растворитель парафинов нефтяной представляет собой бензиновую фракцию, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти. Его моющее действие основано на избирательном растворении смолопарафиновой составляющей отложений, при этом остальные компоненты диспергируются и выносятся на поверхность потоком нефти или промывочной жидкости при промывке. Кроме того, растворитель парафинов нефтяной не требует времени для приготовления (смешивания с другими компонентами) на устье скважины перед закачкой в скважину 2.Petroleum paraffin solvent is a gasoline fraction, which is separated by distillation or oil separation. Its washing action is based on the selective dissolution of the resin-paraffin component of the deposits, while the remaining components are dispersed and carried to the surface by a stream of oil or washing liquid during washing. In addition, the oil paraffin solvent does not require time for preparation (mixing with other components) at the wellhead before injection into the well 2.

Сравнительно низкая стоимость растворителя парафинов в сравнении со стоимостью неонола АФ9-12 и АФ9-6 без их смешивания позволяет снизить затраты на реализацию способа.The relatively low cost of the solvent of paraffins in comparison with the cost of neonol AF 9 -12 and AF 9 -6 without mixing them allows to reduce the cost of implementing the method.

В качестве технологической жидкости применяют, например, пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,2% по объему поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, выпускаемого по ТУ 2481-007-48482528-99.As a process fluid, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 with the addition of 0.2% by volume of the surfactant ML-81B, produced according to TU 2481-007-48482528-99, is used.

Предлагаемый способ позволяет сократить продолжительность очистки скважины от АСПО, так как в процессе его осуществления исключаются технологические операции, связанные с отбором образцов АСПО и проведением анализа этих образцов методом спектрофотометрии, установкой в скважине ванны из водного раствора смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6, что упрощает его реализацию.The proposed method allows to reduce the duration of the cleaning wells AFS, since its implementation excluded technological operations related to sampling and holding AFS analyzing these samples by spectrophotometry, by setting the downhole bath of aqueous mixture neonols 9 -12 and AF AF 9 - 6, which simplifies its implementation.

Насосным агрегатом 6 из автоцистерны с реагентом 7 по нагнетательной линии 5 закачивают в затрубное пространство 9 скважины 2 растворитель в объеме затрубного пространства 9 скважины 2 от устья до низа колонны труб 1, например, в объеме 22 м3, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб 1 в нефтепровод 10 при открытых трубной задвижке 11 и задвижке 12 на нефтепроводе 10, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну 13.A pump unit 6 from a tank truck with reagent 7 is injected into the annulus 9 of the well 2 through the injection line 5 into the annulus 9 of the well 2 from the mouth to the bottom of the pipe string 1, for example, in a volume of 22 m 3 , while displacing the well fluid through the pipe string 1 into the oil pipeline 10 with the open pipe gate valve 11 and the valve 12 on the oil pipeline 10, without exceeding the pressure allowed on the production casing 13.

Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну 13 скважины 2 составляет 9,0 МПа, тогда давление закачки реагента 7 из автоцистерны насосным агрегатом 6 при заполнении затрубного пространства 9 скважины 2 не должно превышать давления 9,0 МПа, что контролируется по показаниям манометра, установленного на насосном агрегате 6.For example, the permissible pressure on the production casing 13 of the well 2 is 9.0 MPa, then the injection pressure of the reagent 7 from the tanker pump unit 6 when filling the annular space 9 of the well 2 should not exceed a pressure of 9.0 MPa, which is controlled by the readings of the pressure gauge installed on pump unit 6.

Отсоединяют от насосного агрегата 6 автоцистерну с реагентом 7 и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью 8.A tank truck with reagent 7 is disconnected from the pump unit 6 and a tank truck with process liquid 8 is connected to it.

Насосным агрегатом 6 подают технологическую жидкость 8 в нагнетательную линию 5 в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель из нагнетательной линии 5 в затрубное пространство 9 скважины 2.The pump unit 6 serves the process fluid 8 into the injection line 5 in a volume of 1.0 m 3 and pump the solvent from the injection line 5 into the annulus 9 of the well 2.

Прокачка нагнетательной линии 5 технологической жидкостью исключает загрязнение территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии 5 при ее демонтаже, автоцистерны с растворителем 7 и повышает культуру производства при реализации способа.Pumping the injection line 5 with the process liquid eliminates the contamination of the well territory with the solvent located in the injection line 5 during dismantling of the tanker with the solvent 7 and increases the production culture during the implementation of the method.

Разбирают обвязку насосного агрегата 6 и автоцистерн с реагентом 7 и технологической жидкостью 8 и оставляют скважину 2 на технологическую выдержку в течение 6 ч.Disassemble the piping of the pump unit 6 and tankers with reagent 7 and process fluid 8 and leave well 2 for technological shutter speed for 6 hours.

Закрывают задвижку 12 на нефтепроводе 10 и обвязывают затрубную задвижку 4 с автоцистерной с растворителем 7 (см. фиг.2).Close the valve 12 in the oil pipeline 10 and tie the annular valve 4 with a tank truck with solvent 7 (see figure 2).

К трубной задвижке 11 скважины монтируют нагнетательную линию 5, обвязанную с насосным агрегатом 6 и автоцистернами с реагентом 7 и технологической жидкостью 8. Подают растворитель насосным агрегатом 6 через нагнетательную линию 5 в колонну труб 1 и промывают ствол скважины 2 по замкнутому кругу в три цикла.An injection line 5 connected to the pump unit 6 and tankers with reagent 7 and process fluid 8 is mounted to the pipe gate valve 11 of the well. The solvent is pumped by the pump unit 6 through the injection line 5 to the pipe string 1 and the wellbore 2 is washed in a closed circle in three cycles.

Промывка растворителем ствола скважины 2 по замкнутому кругу в три цикла позволяет постепенно с каждым циклом очистить ствол скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений, что повышает эффективность реализации способа.The solvent washing of the wellbore 2 in a closed circle in three cycles makes it possible to gradually clear the wellbore of asphalt-resin-paraffin deposits with each cycle, which increases the efficiency of the method.

Затем закрывают первую затрубную задвижку 4, обвязывают вторую затрубную задвижку 14 с нефтепроводом 10 и открывают ее, также открывают задвижку 12 на нефтепроводе 10 и отсоединяют от насосного агрегата 6 автоцистерну с реагентом 7 и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью 8.Then close the first annular valve 4, tie the second annular valve 14 with the oil pipe 10 and open it, also open the valve 12 on the oil pipe 10 and disconnect the tank truck with reagent 7 from the pump unit 6 and connect the tanker with the process fluid 8 to it.

Насосным агрегатом 6 подают технологическую жидкость в нагнетательную линию 5 в объеме скважины, равном 22 м3, промывают ствол скважины 2 от растворителя, вытесняя его в нефтепровод 10 и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод.The pump unit 6 supplies the process fluid to the injection line 5 in the well volume equal to 22 m 3 , wash the wellbore 2 from the solvent, displacing it into the oil pipeline 10 and not exceeding the pressure allowed on the production casing and oil pipeline.

Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну 1 скважины 2 составляет 9,0 МПа, а на нефтепровод 4,0 МПа, тогда давление закачки растворителя 7 из автоцистерны насосным агрегатом 6 при заполнении затрубного пространства 9 скважины 2 не должно превышать давления 4,0 МПа, что контролируется по показаниям манометра, установленного на насосном агрегате 6 и нефтепроводе.For example, the permissible pressure on the production casing 1 of well 2 is 9.0 MPa, and on the pipeline 4.0 MPa, then the pressure for injecting solvent 7 from the tanker with a pump unit 6 when filling the annular space 9 of well 2 should not exceed 4.0 MPa, which is controlled by the readings of a pressure gauge installed on the pump unit 6 and the oil pipeline.

Предлагаемый способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений позволяетThe proposed method of cleaning wells from asphalt-resin-paraffin deposits allows

- повысить эффективность очистки скважины от АСПО;- increase the efficiency of well cleaning from paraffin;

- сократить длительность технологического процесса реализации способа и снизить себестоимость реализации способа;- reduce the duration of the technological process of implementing the method and reduce the cost of implementing the method;

- повысить культуру производства за счет исключения загрязнения территории скважины растворителем.- increase the culture of production by eliminating the pollution of the well with solvent.

Claims (1)

Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий спуск колонны труб в скважину, закачку в призабойную зону обрабатываемой скважины химического реагента, выдержку скважины до завершения реагирования, вымывание продуктов реагирования из призабойной зоны пласта, отличающийся тем, что колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, затем к первой затрубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, причем в качестве реагента применяют растворитель парафинов нефтяной, насосным агрегатом из автоцистерны с реагентом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство скважины растворитель в объеме затрубного пространства скважины от устья до низа колонны труб, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну, отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают реагент из нагнетательной линии в затрубное пространство скважины, разбирают обвязку насосного агрегата и автоцистерн и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 6 ч, закрывают задвижку на нефтепроводе, и обвязывают первую затрубную задвижку с автоцистерной с растворителем, к трубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию, обвязанную с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, подают растворитель насосным агрегатом через нагнетательную линию в колонну труб и промывают ствол скважины по замкнутому кругу в три цикла, после чего закрывают первую затрубную задвижку, обвязывают вторую затрубную задвижку с нефтепроводом и открывают ее, открывают задвижку на нефтепроводе и отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме скважины, промывают ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод. A method of cleaning a well from asphalt-resin-paraffin deposits, including lowering a pipe string into the well, injecting a chemical reagent into the bottomhole zone of the well being treated, holding the well until the reaction is complete, flushing the reaction products from the bottomhole formation zone, characterized in that the pipe string is lowered into the well to a depth of 1 up to 10 m from the bottom, then the injection line is mounted to the first annular valve of the well and connected to a pump unit and tankers with a reagent and a process fluid n, moreover, an oil paraffin solvent is used as a reagent, a pumping unit from a tanker truck with a reagent is injected through the injection line into the annulus of the well in the volume of the annulus of the well from the mouth to the bottom of the pipe string, while displacing the well fluid through the pipe string into the oil pipeline and not exceeding at the same time, the pressure allowed on the production casing, the reagent tank truck is disconnected from the pump unit and the tank truck with the technological Fluid, the pump unit is fed to the process liquid discharge line in a volume of 1.0 m 3 and is pumped from the reagent discharge line in the well annulus, dismantle the pump unit and the harness tankers well and allowed for technological exposure for 6 hours, close valve on the pipeline, and tie the first annular valve with a solvent tank truck, mount a discharge line connected to the pump unit and reagent tankers and process pipe to the pipe valve of the well liquid, the solvent is pumped by the pump unit through the injection line into the pipe string and the borehole is washed in a closed circle in three cycles, after which the first annular valve is closed, the second annular valve is tied to the oil pipeline and opened, the valve is opened on the oil pipeline and disconnected from the pump unit a tank truck with a reagent and a tank truck with a process fluid is connected to it, a pump unit serves the process fluid to the injection line in the volume of the well, washed with the borehole from the solvent, displacing it into the oil pipeline and not exceeding the pressure allowed on the production casing and oil pipeline.
RU2013148187/03A 2013-10-29 2013-10-29 Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments RU2531957C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013148187/03A RU2531957C1 (en) 2013-10-29 2013-10-29 Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013148187/03A RU2531957C1 (en) 2013-10-29 2013-10-29 Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2531957C1 true RU2531957C1 (en) 2014-10-27

Family

ID=53382159

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013148187/03A RU2531957C1 (en) 2013-10-29 2013-10-29 Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2531957C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2584440C1 (en) * 2015-07-10 2016-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of repairing well
RU2682827C1 (en) * 2018-05-07 2019-03-21 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for removal of asphalt-resin-paraffin deposits from a petroleum wells

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1063953A1 (en) * 1982-09-01 1983-12-30 Казахский Научно-Исследовательский Институт Водного Хозяйства Method of washing the filter and filter-adjoining zone of well
US4668408A (en) * 1984-06-04 1987-05-26 Conoco Inc. Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin
RU2003783C1 (en) * 1992-07-10 1993-11-30 Дмитрий Алексеевич Крылов Method for removal of salt-paraffin deposits from wells
RU2132450C1 (en) * 1997-04-09 1999-06-27 Акционерная нефтяная компания Башнефть Method for removing asphalt-resin and paraffin depositions
RU54087U1 (en) * 2006-01-10 2006-06-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина DEVICE FOR TREATMENT AND WASHING OF OIL AND GAS WELLS
RU2455463C1 (en) * 2011-09-06 2012-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of well repair

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1063953A1 (en) * 1982-09-01 1983-12-30 Казахский Научно-Исследовательский Институт Водного Хозяйства Method of washing the filter and filter-adjoining zone of well
US4668408A (en) * 1984-06-04 1987-05-26 Conoco Inc. Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin
RU2003783C1 (en) * 1992-07-10 1993-11-30 Дмитрий Алексеевич Крылов Method for removal of salt-paraffin deposits from wells
RU2132450C1 (en) * 1997-04-09 1999-06-27 Акционерная нефтяная компания Башнефть Method for removing asphalt-resin and paraffin depositions
RU54087U1 (en) * 2006-01-10 2006-06-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина DEVICE FOR TREATMENT AND WASHING OF OIL AND GAS WELLS
RU2455463C1 (en) * 2011-09-06 2012-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of well repair

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2584440C1 (en) * 2015-07-10 2016-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of repairing well
RU2682827C1 (en) * 2018-05-07 2019-03-21 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for removal of asphalt-resin-paraffin deposits from a petroleum wells

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2478778C2 (en) Treatment method of productive formation, and downhole equipment for its implementation
RU2670816C9 (en) Method for sealing a production string
RU2652049C1 (en) Method of gasocyclic injection of liquid carbon dioxide under supercritical conditions in the oil producing well
RU2488687C1 (en) Method of simultaneous and separate operation of injection well
RU2315171C1 (en) Method for water influx zone isolation inside well
RU2531957C1 (en) Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments
RU2695724C1 (en) Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well
RU2455463C1 (en) Method of well repair
RU2457323C1 (en) Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers
RU2535765C1 (en) Treatment method of bottomhole zone
RU2525413C2 (en) Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells
RU2703093C2 (en) Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation
RU2720038C1 (en) Method of cork destruction in well
RU2553129C1 (en) Well dewaxing method
CN106345755B (en) Cleaning method for gathering and transportation pipe network
RU2584253C2 (en) Method for reactant-wave treatment of bottomhole formation zone with filtration pressure waves
RU2560453C1 (en) Well repair method
Volovetskyi et al. Experimental Studies of Efficient Wells Completion in Depleted Gas Condensate Fields by Using Foams
RU2499134C2 (en) Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting
RU2610946C1 (en) Method for removing of deposits from flow column of oil wells
RU2004116889A (en) METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE
RU2445449C1 (en) Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column
RU2537430C1 (en) Method of cleaning of near wellbore region of injection wells
RU2332557C1 (en) Method for cleaning near wellbore region of injection wells
US20120073820A1 (en) Chemical Injector for Wells