Результат интеллектуальной деятельности: Способ восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом

Способ восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом

Изобретение предназначено для восстановления герметичности и работоспособности колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности, когда в результате разрушения НКТ происходят утечки добываемой жидкости, что приводит к снижению количества поднимаемой продукции скважины и повышению удельных энергозатрат.

Известен способ определения места негерметичности НКТ в скважине (патент RU №2339812, МПК Е21В 47/10, опубл. 27.11.2008 г., Бюл. №33), основанный на заполнении колонны преимущественно маловязкой жидкостью и дальнейшем наблюдении за уровнем жидкости в ней.

С целью сокращения времени поиска утечек и возможности определения места малых утечек замеряют расходы жидкости из-за утечек Q₁ и Q₂ при различных высотах столба жидкости в колонне труб, а расстояние от устья до места негерметичности определяют, например, из выражения

где h=Н₁-Н₂ - длина удаленных из скважины НКТ, м;

H₁ и Н₂ - расстояния уровня жидкости от устья до места негерметичности, в моменты измеренных расходов Q₁ и Q₂ соответственно.

Недостатки способа:

- во-первых, невозможно реализовать способ в колонне НКТ (колонне лифтовых труб) добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом без подъема штанг. Кроме того, при реализации способа производят замену поврежденной НКТ, через которую происходит утечка жидкости, а для этого необходимо произвести подъем на устье скважины всей колонны НКТ;

- во-вторых, значительные простои скважины (отсутствует добыча продукции) во время проведения спуско-подъемных операций колонн штанг с глубинным насосом и НКТ на поверхность;

в-третьих, значительные финансовые затраты на восстановление герметичности, связанные с привлечением для этой цели бригады по подземному ремонту скважины (ПРС) для осуществления спуско-подъемных операций колонн штанг с глубинным насосом и НКТ, оплатой услуг трубных баз и сервисных служб, занимающихся ревизией насосов

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ восстановления герметичности трубопроводных систем (патент RU №2142595, МПК F16L 55/162, опубл. 10.12.1999 г., Бюл. №34) посредством введения в транспортируемый поток рабочей жидкости герметизирующих элементов. При этом в рабочую жидкость, находящуюся в колонне НКТ, вводят эластичные герметизирующие элементы различного размера с твердым ядром, покрытые полимерной отверждающейся клеевой композицией, способной полимеризоваться в присутствии транспортируемой жидкости, и обладающие нулевой плавучестью, которые транспортируются потоком по трубе, вовлекаются выходящим через сквозные повреждения потоком и закупоривают соответствующие их размеру отверстия в колонне НКТ.

Недостатки способа:

- во-первых, ограниченные возможности реализации способа, так как способ применим только в нагнетательной скважине, при этом невозможна реализация способа при восстановлении герметичности в колонне НКТ добывающей скважины, оборудованной колонной штанг с вставным штанговым насосом, так как необходимо извлечение колонны штанг с вставным штанговым насосом из колонны НКТ. Это приводит к простою скважины и увеличению финансовых затрат на реализацию способа (привлечение бригады ПРС);

- во-вторых, низкая эффективность восстановления герметичности в колонне НКТ путем закупорки сквозных повреждений (отверстий) эластичными герметизирующими элементами различного размера с твердым ядром, покрытыми полимерной отверждающейся клеевой композицией. Это связано с передавкой эластичных герметизирующих элементов через сквозные повреждения (отверстия) в колонне НКТ, так как продавка клеевой композиции по колонне НКТ производится по всей длине колонны НКТ под давлением, превышающим допустимое давление на колонну НКТ. Кроме того, в случае перепродавки эластичных герметизирующих элементов через сквозные повреждения (отверстия) колонны НКТ нижняя часть колонны НКТ остается незагерметизированной;

- в-третьих, недолговечность герметизации эластичными герметизирующими элементами различного размера с твердым ядром, покрытыми полимерной отверждающейся клеевой композицией, так как в процессе последующей эксплуатации добывающей скважины клеевая композиция, находящаяся в нефти, теряет свои отверждающие способности, и под действием столба добываемой нефти, находящейся в колонне НКТ, эластичные герметизирующие элементы вылетают из отверстий, что приводит к появлению повторных утечек из колонны НКТ, и сокращению межремонтного периода работы колонны НКТ.

Техническими задачами изобретения являются расширение технологических возможностей реализации способа, а также повышение эффективности восстановления герметичности в колонне НКТ и повышение долговечности работы колонны НКТ после реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб - НКТ добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом, посредством введения в транспортируемый по колонне НКТ поток рабочей жидкости клеевой композиции.

Новым является то, что для восстановления герметичности колонны НКТ останавливают добывающую скважину, приподнимают колонну штанг с плунжером вставного штангового насоса на 1,5 м, далее с помощью насосного агрегата закачивают рабочую жидкость - техническую минерализованную воду в колонну НКТ до появления циркуляции из затрубного пространства, затем в колонну НКТ закачивают порцию клеевой композиции в объеме 1,0 м³, причем плотность технической минерализованной воды выше плотности клеевой композиции, затем выполняют циклы продавки клеевой композиции по колонне НКТ закачкой технической минерализованной воды в колонну НКТ, сажают плунжер вставного штангового насоса в цилиндр колонны НКТ и продавливают клеевую композицию по колонне НКТ закачкой в колонну НКТ порции технической минерализованной воды в объеме 0,25 м³, при этом в процессе продавки по манометру насосного агрегата контролируют давление в колонне НКТ, не допуская подъема давления выше максимально допустимого, при достижении максимально допустимого значения давления продавки давление в колонне НКТ стравливают до нуля, приподнимают плунжер насоса, закачивают в колонну НКТ порцию технической минерализованной воды объемом 0,5 м³ для перемещения порции клеевой композиции в нижележащий интервал колонны НКТ, циклы продавки клеевой композиции технической минерализованной водой повторяют до полной обработки колонны НКТ до вставного штангового насоса, объем закачиваемой технической минерализованной воды увеличивают с каждым циклом на 0,1 м³, затем приподнимают колонну штанг с плунжером вставного штангового насоса на 1,5 м и закачкой технической воды в затрубное пространство вымывают остатки клеевой композиции из колонны НКТ на поверхность, после чего оставляют скважину на время упрочнения клеевой композиции, сажают плунжер вставного штангового насоса в цилиндр колонны НКТ и запускают добывающую скважину в работу, причем в качестве клеевой композиции используют суспензию закупоривающего материала в загущенной жидкости, а в качестве загущенной жидкости - водонаполненные гели на основе полимеров или ПАВ, или неорганических солей, или минеральных загустителей, или углеводородных эмульсий, в качестве закупоривающего материала применяют разноразмерный эластичный пеноматериал с открытой пористостью на основе уретанов или резины, или полимеров, при этом перед размещением в загущенной жидкости закупоривающий пеноматериал пропитывают составом, способным отверждаться как в водной, так и в углеводородной среде.

На фиг. 1 и 2 схематично изображен предлагаемый способ.

Эксплуатируется добывающая скважина 1 (фиг. 1), в которую спущена колонна НКТ 2, оборудованная цилиндром 3 вставного штангового насоса 4, а в колонну НКТ 2 спущена колонна штанг 5 с плунжером 6 вставного штангового насоса 4.

Вставной штанговой насос 4 перекачивает нефть по колонне НКТ 2 на поверхность. В процессе эксплуатации добывающей скважины 1 колонна НКТ 2 теряет герметичность, например, вследствие коррозионного разрушения появляется отверстие 7. В результате происходят утечки добываемой жидкости, что приводит к снижению количества поднимаемой продукции скважины и повышению удельных энергозатрат.

Для восстановления герметичности колонны НКТ 2 останавливают добывающую скважину 1. Приподнимают колонну штанг 5 (фиг. 1 и 2) с плунжером 6 вставного глубинного насоса 4 на высоту h=1,5 м.

С помощью насосного агрегата 8, например цементировочного агрегата ЦА-320, герметизируют устье 9 между колоннами НКТ 2 и штанг 5. Закачивают техническую минерализованную воду в колонну НКТ 2 до появления циркуляции из затрубного пространства 10 в желобную емкость 11.

Затем в колонну НКТ 2 закачивают порцию клеевой композиции 12 в объеме 1,0 м³, причем плотность технической минерализованной воды ρ₁=1100 кг/м³ выше плотности клеевой композиции 12 ρ₂=1000 кг/м³.

Далее выполняют циклы продавки клеевой композиции по колонне НКТ 2 закачкой технической минерализованной воды в колонну НКТ 2, причем каждый цикл заключается в следующем. Сажают плунжер 6 в цилиндр 3 вставного штангового насоса 4 колонны НКТ 2 и при герметичном устье 9 продавливают по колонне НКТ 2 клеевую композицию 12 в объеме 1,0 м³ закачкой в колонну НКТ порции технической минерализованной воды в объеме 0,25 м³, при этом в процессе продавки по манометру 13 насосного агрегата контролируют давление в колонне НКТ 2, не допуская подъема давления выше максимально допустимого на колонну НКТ 2, например 9,0 МПа.

При достижении на манометре 13 максимально допустимого значения давления продавки, т.е. 9,0 МПа, давление в колонне НКТ 2 стравливают до нуля, приподнимают плунжер 6 насоса 4. Закачивают в колонну НКТ 2 порцию технической минерализованной воды объемом 0,5 м³ с целью перемещения порции клеевой композиции 12 в нижележащий интервал колонны НКТ 2.

Циклы продавки клеевой композиции технической минерализованной водой повторяют до полной обработки колонны НКТ 2 до вставного штангового насоса 4.

Объем закачиваемой технической минерализованной воды увеличивают с каждым циклом на 0,1 м³.

Например, объем колонны НКТ 2 наружным диаметром 73 мм до насоса 4 составляет 4,6 м³. После закачки в колонну НКТ 2 порции клеевой композиции 12 в объеме 1,0 м³, как указано выше, в колонне НКТ 2 остается: 4,6 м³-1,0 м³=3,6 м³.

Далее осуществляют первый цикл, состоящий из продавки клеевой композиции 12 закачкой технической минерализованной воды в колонну НКТ 2 в объеме 0,25 м³ и закачки 0,5 м³ технической минерализованной воды в колонну НКТ 2.

Первый цикл: 3,6 м³-(0,25 м³+0,5 м³)=2,85 м³.

С каждым циклом увеличивают на 0,1 м³ объем закачиваемой технической минерализованной воды, предназначенной для перемещения по колонне НКТ 2 порции клеевой композиции 12. Это связано с потерями клеевой композиции 12 по длине колонны НКТ 2 на ее внутренней поверхности, имеющей повреждения, швы, сколы, шероховатости (на фиг. 1-3 не показано), что позволяет обработать колонну НКТ 2 по всей длине и повышает эффективность герметизации. Таким образом:

второй цикл: 2,85 м³-(0,25 м³+0,5 м³+0,1 м³)=2,0 м³;

третий цикл: 2,0 м³-(0,25 м³+0,6 м³+0,1 м³)=1,05 м³;

четвертый цикл: 1,05 м³-(0,25 м³+0,7 м³+0,1 м³)=0 м³.

Таким образом, клеевая композицяи 12 продавлена до насоса 4 и обработана вся колонна НКТ 2.

В процессе реализации способа продавку клеевой композиции производят порциями технической минерализованной воды, не превышая допустимого давления на колонну НКТ, что обеспечивает наиболее эффективное восстановление герметичности в колонне НКТ по сравнению с прототипом и исключает передавку клеевой композиции через поврежденные отверстия колонны НКТ.

Затем приподнимают колонну штанг 5 (на фиг. 1, 2 и 3 не показано) с плунжером 6 вставного штангового насоса 4 на h=1,5 м и закачкой технической воды в затрубное пространство 10 (фиг. 1 и 2) вымывают остатки клеевой композиции 12 из колонны НКТ 2 на поверхность, после чего оставляют добывающую скважину 1 на время упрочнения клеевой композиции.

Сажают плунжер 6 вставного штангового насоса 4 в цилиндр 3 колонны НКТ 2 и запускают добывающую скважину 1 в работу.

В качестве клеевой композиции используют суспензию закупоривающего материала в загущенной жидкости при следующем содержании компонентов, мас. %:

- закупоривающий материал - 30;

- загущенная жидкость - остальное.

В качестве закупоривающего материала используют разноразмерный эластичный пеноматериал с открытой пористостью на основе уретанов, или резины, или полимеров, например, крошку разного размера из пористой резины с открытыми ячейками на основе этиленпропиленового каучука марки EPDM.

В качестве загущенной жидкости используют водонаполненные гели на основе полимеров, или ПАВ, или неорганических солей, или минеральных загустителей, или углеводородных эмульсий. Например, используют водонаполненный гель на основе полимера при следующем содержании компонентов, мас. %:

- полимер - 0,2;

- вода техническая - остальное.

В качестве полимера используют, например, DSGA Polymer, который принадлежит к группе синтетических, водорастворимых полимеров из группы полиакриламидов.

Загущенная жидкость обеспечивает нахождение закупоривающего материала во взвешенном состоянии, а использование разноразмерного эластичного пеноматериала обеспечивает герметизацию отверстия 7 колонны НКТ 2. Перед размещением в загущенной жидкости закупоривающий материал пропитывают составом, способным отверждаться как в водной, так и в углеводородной среде (нефти), например, на основе полиэфира или акрилата, что позволяет повысить долговечность герметизации.

Применяют известные полиэфирные составы отечественных или зарубежных производителей, например, Новол Плюс 720 или Neon S-1, либо применяют состав на основе акрилата при следующем содержании компонентов, мас. %:

- тригидрат оксида алюминия - 60-65;

- бутил акрилат-метил метакрилат - 30-35;

- сополимерные красители - 3-5.

Расширяются технологические возможности способа за счет восстановления герметичности колонны НКТ в добывающей скважине без подъема колонны штанг с вставным штанговым насосом и НКТ на поверхность, что позволяет сократить простои скважины на время восстановления герметичности колонны НКТ, а также снизить финансовые затраты на реализацию способа.

В два раза повышается долговечность герметизации, так как закупоривающий отверстие 7 колонны НКТ 2 пеноматериал пропитан составом, способным отверждаться как в водной, так и в углеводородной среде (нефти), благодаря чему в добывающей скважине сохраняется сила сцепления клеевой композиции 12 в отверстии 7 (фиг. 3). Поэтому при последующей эксплуатации добывающей скважины клеевая композиция, находящаяся в нефти, не теряет свои отверждающие способности и под действием столба добываемой нефти, находящейся в колонне НКТ, эластичные герметизирующие элементы не вылетают из отверстий, благодаря чему исключаются утечки нефти из колонны НКТ.

Предлагаемый способ позволяет:

- восстановить герметичность колонны НКТ добывающей скважины, оборудованной колонной штанг с вставным штанговым насосом без подъема колонны штанг с глубинным насосом и НКТ на поверхность;

- повысить эффективность восстановления герметичности в колонне НКТ;

- повысить долговечность герметизации.