КАПИЛЛЯРНЫЙ ТРУБОПРОВОД ДЛЯ ПОДАЧИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ В СКВАЖИНУ

Полезная модель относится к оборудованию нефтедобывающей промышленности и предназначена для защиты скважинного оборудования от коррозионного разрушения, асфальто-смоло-парафиновых отложений, солеотложения, а также для проведения операций по повышению нефтеотдачи пластов.
Современное состояние сырьевой базы нефтедобывающей отрасли России характеризуется значительным ухудшением структуры запасов нефти. Все большую долю в их структуре занимают трудноизвлекаемые запасы, добыча которых осложнена различными факторами, как естественными, так и возникшими в процессе разработки. В этих условиях эффективность выработки месторождений может быть обеспечена лишь при условии применения высокоэффективных технологий воздействия на скважину и пласт.
Одной из задач разработчиков является совершенствование отечественного скважинного термостойкого оборудования для термических методов добычи нефти и его адаптация для применения на месторождениях высоковязкой нефти.
Известен капиллярный трубопровод для подачи химических реагентов в скважину, включающий полимерную трубку, оплетенную в два слоя проволочной навивкой, отличающийся тем, что внешний слой проволочной навивки выполнен несплошным, а с зазором между проволоками, превышающим диаметр проволоки навивки. (Патент РФ №62160, опублик. 27.03.2007).
Известный капиллярный трубопровод обеспечивает доставку необходимых реагентов в скважину, достаточную гибкость капиллярного трубопровода, однако не обеспечивает необходимую высоконадежную механическую защиту капиллярного трубопровода и работу в условиях высокой температуры в скважине.
Известен способ химической защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и сульфатвосстанавливающих бактерий, включающий дозированную подачу химического реагента. Регулируемую дозированную подачу различных типов химических реагентов осуществляют одновременно или последовательно на различные заданные глубины в зависимости от технологических и технических особенностей эксплуатации скважины. Реагенты подают через капиллярный шланг, состоящий из трех капиллярных трубок, защитной подушки и брони. Регулировку расхода реагентов осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, (патент РФ №2260677, опубликовано 20.08.2001)
Известный способ может обеспечить доставку трех реагентов в скважину в различные зоны осложнений в требуемые интервалы по каждой трубке, однако не обеспечивает работу в условиях высокой температуры в скважине и является дорогостоящим.
Наиболее близким аналогом к предложенной полезной модели по технической сущности является трубка бронированная, капиллярная для подачи химических реагентов в затрубное пространство скважины, состоящая из одной или нескольких, параллельно уложенных, капиллярных трубок, на которые наложена подушка в виде обмотки ленточным материалом и общая броня из стальных лент, имеющих коррозионо-стойкое покрытие, или изготовленных из коррозионо-стойкой стали, (патент РФ №63861, опубликовано 10.06.2007)
Известный способ обеспечивает доставку необходимых реагентов в скважину, однако не обеспечивает работу в условиях температуры в скважине более 120°С.
Решаемая техническая задача заключается в разработке и создании универсального капиллярного трубопровода для подачи химических реагентов в скважину, обладающего высокой термостойкостью, гибкостью и длительной безаварийной работой в скважинах с различными осложняющими факторами.
Достигаемый технический результат заключается в использовании материалов от полиэтилена до фторопласта в зависимости от необходимой термостойкости, определении ширины используемой бронеленты, определении ширины используемого полотна для защитной подушки, способе изготовления.
Указанный технический результат достигается тем, что капиллярный трубопровод изготавливается с использованием полиэтилена высокой плотности (в т.ч. радиационно модифицированного полиэтилена), композиции пропилена, стойкой к маслам и высокой температуре, термоэластопласта, фторсополимера, которые могут эксплуатироваться при температуре от -50°С до +250°С, бронированием капиллярного трубопровода на специальном оборудовании стальной оцинкованной лентой шириной от 10 до 15 мм и толщиной от 0,3 до 0,5 мм в зависимости от требуемых характеристик, с противозадирным профилем типа «S» или «Z» (фиг 2, фиг 3) для исключения повреждения в процессе спуско-подъемных операций на скважинах.
Подбор толщины и ширины ленты бронепокрова, а также применимый профиль наложения (фиг 2, фиг 3) осуществляется в целях исключения повреждения стенок трубопровода и уменьшения внутреннего диаметра (просвета) при бронировании в зависимости:
- от диаметра, толщины стенки и физических свойств (эластичность, твердость и др) капиллярного трубопровода;
- технических возможностей оборудования для ленточного бронирования полимерного трубопровода (имеющаяся оснастка, оптимальная скорость бронирования и др);
- от физических свойств материала ленты бронепокрова (относительное удлинение, предел прочности и др);
Наложение бронепокрова с профилем «S» по фиг. 2 применяется на эластичных, тонкостенных изделиях и изделиях с малым диаметром.
Наложение бронепокрова с профилем «Z» по фиг. 3 применяется для более жестких изделий, изделий большего диаметра.
Признаками полезной модели являются:
1. Изготовление цилиндрической трубки с внутренним диаметром от 3 мм до 10 мм, с толщиной стенки от 0,5 до 3 мм;
2. Изготовление цилиндрической трубки методом непрерывной экструзии;
3. Подбор материала в зависимости от допустимой температуры использования:
4. Бронирование цилиндрической трубки на специальном оборудовании лентой из коррозийно-стойких сплавов толщиной 0,3-0,5 мм. При этом ширина используемой стальной ленты - 10-15 мм. Это повышает гибкость капиллярного трубопровода в целом и уменьшает нагрузку на оболочку при бронировании на линии ленточного бронирования;
5. Наложение бронепокрова с профилем «S» по фиг. 2 при использовании эластичных материалов, изготовлении тонкостенных изделий и изделий с малым диаметром капилляра для исключения повреждения в процессе спуско-подъемных операций на скважинах по добыче нефти;
6. Наложение бронепокрова с профилем «Z» по фиг. 3 при использовании более жестких материалов и изготовлении изделий с увеличенным диаметром капилляра для исключения повреждения в процессе спуско-подъемных операций на скважинах по добыче нефти;
7. подбор необходимых параметров капиллярного трубопровода и материалов для его изготовления в зависимости от требуемых характеристик:
8. Наложение бронепокрова по подушке из полотна нетканого (или стеклоленты и др. материалов в зависимости от температурного индекса применимого материала трубки) с зазором для компенсации тепловых напряжений, возникающих при нагреве материала трубки в процессе эксплуатации, и повышения надежности капиллярного трубопровода при эксплуатации его в пластовой жидкости при повышенных температурах;
9. бронепокров, в виде металлической ленты с противозадирным профилем, наложен на защитную подушку с перекрытием 30-50%.
Признаки 1-2, 8-9 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками полезной модели.
Сущность полезной модели
Поздняя стадия разработки характеризуется необходимостью выполнения работ по ликвидации возможных осложнений, связанных с изменением структуры запасов в сторону трудноизвлекаемых и необходимостью производства увеличивающихся объемов работ по воздействию на продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи.
При эксплуатации нефтяных месторождений с использованием тепловых методов, особенно на таких месторождениях, где иные методы неэффективны, например на месторождениях с высоковязкой нефтью, существует проблема использования оборудования, способного работать в условиях воздействия высоких температур в течении длительного периода без срывов и аварий.
Условия разработки месторождений на поздней стадии, кроме использования тепловых методов, могут отличаться большой кривизной стволов скважин.
Например, при разработке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти возникает необходимость интенсивного искривления ствола скважины, связанного с набором зенитного угла в 90° в продуктивном пласте на глубине всего 100-105 м по вертикали, а также использованием технологии строительства "сквозных" горизонтальных скважин с выходом забоев на дневную поверхность.
Большая кривизна скважин предъявляет особые требования к конструкции оборудования.
В предложенной модели решается задача повышения термостойкости и гибкости капиллярного трубопровода за счет подбора термостойкого материала, ширины и конструкции бронепокрова, а также способа изготовления.
3
При разработке нефтяной залежи ведут закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В добывающую скважину ДН1 с глубиной пласта 1250 м спущена установка с электродвигателем и насосом ЭЦН5-125×1400 на НКТ длиной 1000 м. Дебит добывающей скважины после спуска установки составлял 130 м/сут. Однако из-за интенсивных солеотложений на рабочих органах ЭЦН дебит скважины постепенно падал, межремонтый период работы установки составлял 8 месяцев. Для увеличения межремонтого периода и добычи нефти в скважину была спущена установка с капиллярным трубопроводом длиной 990 м для адресной подачи ингибитора солеотложений в циклическом режиме в интервал спуска насоса.
На фиг. 1 представлена конструкция капиллярного трубопровода для подачи химических реагентов в скважину.
1. Полимерный трубопровод;
2. Подушка под бронепокров
3. Броня из стальной коррозийно-стойкой ленты.
Применение предложенного кабеля позволит решить задачу повышения межремонтного периода добывающих скважин, эксплуатация которых, кроме накоплений отложений солей, асфальто-смоло-парафинистых отложений и др., осложнена воздействием высоких температур и большой кривизной ствола скавжин.