способ доставки реагента в колонну лифтовых труб скважины

Формула изобретения

Способ доставки реагента в колонну лифтовых труб скважины, заключающийся в использовании колонны лифтовых труб с глубинным насосом и пакером, отличающийся тем, что глубинный насос снабжают обратным клапаном, выше насоса на ближайшем расстоянии к нему располагают с внешней стороны лифтовой трубы обратный клапан, обеспечивающий односторонний проход жидкости из лифтовой трубы в межтрубное пространство, само межтрубное пространство заполняют технической жидкостью с ингибитором коррозии необходимой концентрации, давление в межтрубном пространстве поддерживают не выше допустимого значения с помощью электроконтактного манометра, связанного с пультом управления работой глубинного насоса, а закачку реагента в колонну лифтовых труб ведут с устья скважины при открытой задвижке межтрубного пространства.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технологиям внутрискважинной очистки подземного оборудования добывающих скважин от отложений с помощью закачки растворителей и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности.

Известен способ доставки растворителя на прием глубинного насоса с помощью бронированного капиллярного шланга по патенту РФ № 2260677 (опубл. 20.09.2005 г.). Недостатком этой технологии является невозможность заполнения глубинного насоса и лифтовых труб чистым растворителем без его разбавления скважинной жидкостью, в то время как для получения максимального растворяющего эффекта от растворителя он должен быть доставлен в зону отложений без разбавления, т.е. в чистом виде.

Известны колтюбинговые технологии / Мини-колтюбинг как он есть / Сергей Каблаш, СЗАО «Фидмаш» // Время колтюбинга. - 2009. - № 29. - с.28-30/, основанные на спуске в колонну лифтовых труб длинномерной гибкой трубки малого диаметра с насадкой и промывке колонны от отложений подачей по трубке растворителя. Технология неприменима в лифтовых трубах с колонной штанг внутри в качестве привода к глубинному плунжерному насосу.

Известно изобретение РФ № 2194152 «Скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды» (опубл. 10.12.2002 г.), которое описывает множество технологий по установке, решающих проблемные вопросы скважинной добычи. В частности, колонна лифтовых труб выше пакера и насоса снабжена скважинной камерой для перетока жидкости из лифтовых труб в межтрубное пространство (поз.29 на фиг.9 описания патента). Очевидно, что эксплуатация продуктивного нефтяного пласта, расположенного ниже пакера, по предложенной схеме (фиг.9) является невозможным по следующим причинам:

- пластовая жидкость после насоса 40 будет свободно поступать через камеру 29 в межтрубное пространство;

- по изобретению насос 40 не укомплектован обратным клапаном, поэтому закачиваемый с устья скважины в колонну лифтовых труб технологический реагент не задержится в колонне, а перетечет под действием силы тяжести вниз через насос 40 или в межтрубное пространство через камеру 29.

Поступающая в межтрубное пространство через камеру 29 пластовая жидкость пойдет в верхний пласт, а при его отсутствии - на поверхность земли по межтрубному пространству. Последнее нежелательно с экологической точки зрения, так как агрессивные компоненты добываемой нефти и воды (высокая минерализация, наличие сероводорода и мехпримесей) приведут со временем к нарушению герметичности обсадной колонны с последующим загрязнением вышерасположенных пластов пресноводного комплекса.

Целью заявляемого изобретения является создание такой технологии эксплуатации обозначенного скважинного оборудования, которая позволит вести безопасную добычу пластовой жидкости и газа и по необходимости, без спуско-подъемных операций, производить заполнение колонны подъемных труб (НКТ) реагентом, в частности растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).

Поставленная цель выполняется тем, что в известном техническом решении (патент РФ № 2194152), основанном на применении колонны лифтовых труб (НКТ) с глубинным насосом, пакера и специальной камеры с клапаном, глубинный насос снабжают обратным клапаном, выше насоса с внешней стороны НКТ располагают обратный клапан, обеспечивающий односторонний проход жидкости из НКТ в межтрубное пространство, само межтрубное пространство заполняют технической жидкостью с ингибитором коррозии необходимой концентрации, давление в межтрубном пространстве поддерживают не выше допустимого значения с помощью электроконтактного манометра на устье скважины, связанного с пультом управления глубинным насосом, а заполнение колонны лифтовых труб реагентом ведут с устья скважины при открытой задвижке межтрубного пространства.

Основное и дополнительное оборудование, необходимое для реализации изобретения, представлены на фиг.1, где 1 - колонна лифтовых труб (НКТ), 2 - глубинный насос, 3 - обратный клапан над насосом, 4 - обратный клапан в межтрубное пространство, 5 - пакер, 6 - межтрубное пространство между колонной лифтовых труб и обсадной (эксплуатационной) колонной скважины, 7 - задвижка межтрубного пространства, 8 - электроконтактный манометр, связанный с электроприводом насоса 2.

Внесенные технические изменения по изобретению позволяют эксплуатировать подземное оборудование в 2-х режимах.

1. Эксплуатация продуктивного пласта: устьевая задвижка межтрубного пространства 7 закрыта и добываемая насосом 2 продукция поднимается только по колонне НКТ 1, так как обратный клапан 4 в межтрубное пространство будет закрыт гидравлически - давление в межтрубном пространстве 6 будет всегда выше, чем в колонне лифтовых труб. До момента пуска в работу глубинного насоса этому будет, в частности, способствовать повышенная плотность технической жидкости в межтрубном пространстве.

2. Доставка реагента (растворителя) в колонну лифтовых труб: задвижку 7 открывают, в колонну НКТ с устья закачивают реагент, при этом обратный клапан 3 закрывает низ колонны НКТ, а обратный клапан (ОК) 4 открывается под действием перепада давления и сил. В лифтовые трубы закачивают необходимый объем реагента, примерно такой же объем (или чуть меньший за счет попутного нефтяного газа в лифтовых трубах) жидкости вытечет из задвижки 7 в открытую емкость. Задвижку 7 закрывают и оставляют скважину в покое на время, необходимое для реакции реагента с отложениями в лифтовых трубах.

В последующем насос 2 пускают в эксплуатацию, растворенные отложения вместе с продукцией скважины выносятся по лифтовым трубам на поверхность земли.

Отметим важную роль технической жидкости в межтрубном пространстве 6. Первая функция - ингибиторная защита колонны НКТ и эксплуатационной (обсадной) колонны от коррозионных процессов. Вторая функция - надежное закрытие OK 4 самой простейшей конструкцией за счет повышенной плотности технической жидкости. Это важно в дни простаивания скважины, когда через неработающий насос 2 пластовая жидкость с газом будет поступать в колонну НКТ 1. Так как в момент остановки скважины гидростатическое давление в межтрубном пространстве 6 будет выше, чем аналогичное давление в колонне 1, то обратный клапан 4 будет надежно закрыт.

Наиболее распространенной формой технической жидкости в нефтегазодобывающих предприятиях служит высокоминерализованная вода с повышенной плотностью (1180-1200 кг/м³), содержащая эффективный ингибитор коррозии с дозировкой 30-50 г/м³. Газожидкостная продукция скважины в колонне лифтовых труб обычно имеет плотность не более 1000 кг/м³, поэтому даже незначительного перепада давлений достаточно для эффективной работы обратного клапана 4 во время простоя скважины.

Электроконтактный манометр 8 связан с пультом управления работой насоса 2, а именно: отключает электропитание насоса при повышении давления в межтрубном пространстве 6 выше допустимого значения. Такая нештатная ситуация может возникнуть при работающем насосе и внезапной или постепенной закупорке лифтовых труб или наземных трубопроводов от скважины отложениями различного характера: АСПО, мехпримеси или посторонние предметы.

Заявляемый способ реализуется простыми следующими действиями.

1. С пульта управления останавливают работу глубинного насоса 2.

2. Задвижку 7 соединяют с передвижной емкостью автоцистерны или ЦА-320.

3. Задвижку 7 открывают, а в колонну лифтовых труб с устья скважины закачивают необходимый объем реагента (растворителя).

4. Задвижку 7 закрывают и скважину оставляют в покое на время, необходимое для растворения отложений в НКТ.

5. Задвижку 7 повторно открывают, добавляют в межтрубное пространство дополнительный объем технологической жидкости.

6. Задвижку 7 закрывают, а глубинный насос 2 пускают в работу в обычном режиме.

Предложенный к экспертизе способ особенно актуален для скважин, оборудованных штанговым глубинным насосом (ШГН) по 2-м причинам:

- роль обратного клапана 3 выполняют штатные клапаны плунжерного насоса;

- лифтовые трубы таких скважин, как правило, покрываются АСПО из-за малой их производительности с последующим повышением нагрузки на колонну штанг.

На наш взгляд, предложенные техническое решение соответствует критериям «существенное отличие» и «новизна», так как впервые предложено эксплуатировать скважину с постоянной односторонней гидродинамической связью между колонной НКТ и межтрубном пространством, а само межтрубное пространство надежно защищать ингибитором коррозии в составе тяжелой технической жидкости. Для использования уже постоянно существующей гидродинамической связи (обратный клапан 4 на фиг.1) при организации закачки реагента (растворителя) в лифтовые трубы достаточно открыть конец сообщающихся сосудов, т.е. задвижку 7 межтрубного пространства.

Поставленная цель по изобретению выполнена, а экономический эффект заключается в успешной адресной доставке реагента в лифтовые трубы. А это ведет прежде всего к экономии дорогостоящего реагента. Попутный, но немаловажный эффект - это сохранение колонны НКТ и эксплуатационной (обсадной) колонны от коррозионных процессов. Есть еще и третий - научный эффект. По разнице объемов закачанного реагента и вышедшей технологической жидкости в смеси с газированной нефтью из задвижки 7 можно оценить газосодержание в нефти лифтовых труб и другие вопросы состояния различных флюидов под давлением.