Устройство для дозированной подачи реагента при проведении ремонтных работ в скважинах нефтяных и газовых месторождений

В.А. Ляженко, С.Б. Бекетов, Д.А. Березовский, О.В. Савенок

УСТРОЙСТВО

ДЛЯ ДОЗИРОВАННОЙ ПОДАЧИ РЕАГЕНТА ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Описана конструкция и принципа действия устройства, состоящего из накопителя и дозатора и применяемого при ремонте нефтяных и газовых скважин, обработках нефтегазовых пластов с цель увеличения их производительности. Устройство позволяет в процессе проведения работ в скважине, вводить в состав технологической жидкости реагенты с целью изменения свойств жидкости. Испытания устройства успешно проведено при ремонте нефтяных и газовых скважин.

Ключевые слова: скважина, устройство, нефть, газ.

Развитие технологий капитального и подземного ремонта скважин (КРС) в настоящее время обуславливает применение новых технологий и технологического оборудования. Актуальность инновационных решений особенно возрастает в с тенденцией повышения сложности ремонтных работ и их стоимости, ужесточением требований к обеспечению проектных дебитов скважин, увеличением числа нефтяных и газовых месторождений с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД), месторождений с трудно извлекаемыми запасами углеводородного сырья.

Применение колонны гибких труб (КГТ) для проведения ремонтных работ и воздействия на продуктивный пласт является одним из перспективных направлений развития технологий ремонта скважин на месторождениях углеводородов.

С целью повышения эффективности ремонтных работ и интенсификации притока нефти и газа в нефтяных и газовых скважинах, успешно применяется комплексная технология, предусматривающая использование колонны гибких труб [1].

ISSN 0236-1493. Горный информационно-аналитический бюллетень. 2016. № 11. С. 5-13. © 2016. В.А. Ляженко, С.Б. Бекетов, Д.А. Березовский, О.В. Савенок.

УДК 622.245+ 622.279.7

Для уменьшения репрессии на пласт при выполнении технологических операций в скважинах в условиях АНПД перспективным является использование двух- и трехфазных пен. Наиболее эффективным промывочным агентом является пена при коэффициенте аномальности пластового давления порядка 0,7—0,1 [2]. Использование пенных систем при промывке скважин КГТ обусловлено рядом преимуществ [3, 4, 5, 6, 7]:

• работы проводятся без глушения скважины, а, следовательно, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) вследствие попадания в пласт технологических жидкостей;

• применение пен позволяет оперативно регулировать забойное давление, переходя от репрессии на пласт к депрессии;

• улучшается очистка ствола скважины от выбуренных частиц;

• значительно повышается механическая скорость размыва песчано-глинистых пробок в результате снижения дифференциального давления в системе скважина-пласт;

• уменьшается период подготовительных и заключительных операций при монтаже и демонтаже агрегата КГТ;

• сокращается время проведения ремонтных работ;

• уменьшается расход химреагентов для приготовления технологических жидкостей;

• снижается стоимость ремонтных работ в целом.

Процесс ведения работ с применением пенных систем предусматривает изменение параметров применяемой технологической жидкости в зависимости от поставленных задач. В связи с этим, в процессе выполнения скважино-операций необходимо введение в состав жидкости того или иного реагента. Для этого на практике применяются соответствующие устройства, в частности [8, 9, 10], обладающие рядом недостатков. Для оптимизации процесса добавки жидких реагентов в технологическую жидкость нами было создано устройство, позволяющее повысить эффективность изменения реологических свойств жидкости.

Устройство состоит из накопителя с патрубком и задвижкой, связанного с выкидной линией, и дозатора, связанного с контейнером трубопроводом с задвижкой.

Дозатор выполнен в виде корпуса, с верхней и нижней крышками, внутри которого размещен накопитель с заглушкой в верхней части и кроссовером в средней. Накопитель установлен с возможностью образования кольцевой камеры с корпусом.

Кроссовер разделяет полость накопителя на верхнюю и нижнюю части, гидравлически связанные друг с другом через про-

дольные каналы в кроссовере. Внутри кроссовера выполнена ступенчатая расточка, снабженная седлом с гайкой и упорной гайкой, установленными с образованием между ними камеры, связанной радиальными отверстиями в теле кроссовера, с его кольцевой проточкой и циркуляционными отверстиями в теле накопителя, с кольцевой камерой. Отводящий патрубок связан с кроссовером, который пропущен через заглушку накопителя и верхнюю крышку корпуса. Осевой канал отводящего патрубка связан перепускными отверстиями с верхней частью полости накопителя и камерой внутри кроссовера. В нижней части полости накопителя установлен поплавок с трубкой в осевом канале, снабженной шаровым клапаном и кольцевым поршнем, установленными с возможностью взаимодействия, соответственно с седлом и упорной гайкой. Нижняя часть накопителя снабжена перфорированной перегородкой и рядом продольных пазов на торце. Корпус снабжен соединительным фланцем, установленным на уровне выполнения поперечных каналов в корпусе, гидравлически связанных с осевыми каналами подводящих патрубков для подачи реагента и газа. Подводящий патрубок реагента снабжен перемычкой с питательной трубкой, пропущенной в кольцевую камеру до уровня расположения продольных пазов на торце накопителя.

Конструкция устройства для дозированной подачи реагента в скважину показано в разрезе на рис. 1 и 2.

Устройство (рис. 1) состоит из корпуса 1, с верхней 2 и нижней 3 крышками. В осевом канале 4 корпуса 1 размещен накопитель 5, с нижней перфорированной перегородкой 6, образующий с корпусом 1 кольцевую камеру 7. Внутри накопителя 5 размещен кроссовер 8 (или иначе — узел перекрестных потоков), разделяющий его внутреннюю полость на две части — верхнюю 9 и нижнюю 10, связанные друг с другом рядом продольных каналов 11. Внутри кроссовера 8 выполнена ступенчатая расточка 12, в которой установлено седло 13, поджатое гайкой 14. Снизу установлена упорная гайка 15, образующая с гайкой 14 камеру 16, которая радиальными отверстиями 17 в теле кроссовера 8 связана с кольцевой проточкой 18, которая расположена на уровне выполнения циркуляционных отверстий 19 в теле накопителя 5.

Верхний конец кроссовера 8 снабжен внутренней резьбой, в которую закручен отводящий патрубок 20, пропущенный через заглушку 21, с проходом через верхнюю крышку 2, и снабженный наружной присоединительной резьбой 22.

Осевой канал 23 отводящего патрубка 20 постоянно гидравлически связан перепускными отверстиями 24 с верхней частью накопителя 5 над кроссовером 8. Внутри накопителя 5, в его нижней части 10 размещен поплавок 25, через который пропущена трубка 26, на верхнем конце которой установлен шаровой клапан 27. Ниже шарового клапана 27размещен кольцевой поршень 28. На нижнем конце трубки 26, выходящим за пределы поплавка 25 установлены регулировочные гайки 29.

С внешней стороны корпуса 1 установлен соединительный фланец 30, расположенный, на уровне выполнения поперечных

Рис. 1. Устройство для дозированной подачи реагента в скважину в сборе, в исходном положении деталей

каналов 31 и 32. В соединительном фланце 30 выполнена резьба, в которую завинчены подводящие патрубки 33 и 34, для подачи реагента и газа. В подводящем патрубке 33, для подачи реагента, установлена заглушка 35, через которую пропущена питательная трубка 36, с расположением ее нижнего конца в кольцевой камере 7, между внутренней поверхностью корпуса 1 и наружной поверхностью накопителя 5. Нижний конец питательной трубки 36 располагается над торцовой поверхностью нижней крышки 3. Накопитель 5 на нижнем конце снабжен рядом продольных пазов 37, для пропуска реагента внутрь накопителя 5.

Рис. 2. Устройство для дозированной подачи реагента в скважин в положении подачи порции реагента энергией компримированного газа

Рис. 3. Схема обвязки устройства на устье скважины

Устройство устанавливается на устье скважины и связано с резервуаром 38 для подачи реагента трубопроводом 39. К подводящему патрубку 34 (рис. 3) подсоединяется газопровод 40, который через байпас 41 связан с резервуаром 38. Отводящий патрубок 20 обвязывается магистральным трубопроводом 42 с устьем скважины. Резервуар 38 снабжен перепускным клапаном 43. Все трубопроводы оснащены запорной арматурой 44.

Для выполнения работ на скважине, устройство обвязывается с технологическим оборудованием. Резервуар 38 заполняется реагентом. Путем открытия запорной арматуры на трубопроводах, осуществляют подачу реагента с заданным расходом в подводящий патрубок 33, откуда по питательной трубке 36 он поступает внутрь корпуса 1 и через продольные пазы 37 в накопителе 5 реагент подается внутрь накопителя через отверстия в перфорированной перегородке 6.

Одновременно через подводящий патрубок 34 ведется подача газа, который заполняет внутреннюю полость корпуса 1 и через циркуляционные отверстия 19 в теле накопителя 5 и радиальные отверстия 17 в кроссовере 8 подается в осевой канал 23 отводящего патрубка 20, и далее по магистральному трубопроводу 42 поступает в осевой канал гибкой колонны труб колтюбинговой установки, которая спущена в скважину.

Заполнение нижней части 10 накопителя 5 расчетным объемом реагента приводит к подъему поплавка 25 вместе с трубкой 26, снабженной шаровым клапаном 27 и кольцевым поршнем 28. При этом шаровой клапан 27 проходит внутри упорной гайки 15 дот посадки на седло 13, с вводом кольцевого порш-

ня 28 внутрь упорной гайки 14, с образованием с последней герметичного контакта. Тем самым прекращают подачу газа в камеру 16 кроссовера 8. Газ продолжает поступать в кольцевую камеру 7, с воздействием на зеркало реагента и подачей его через продольные пазы 37 и отверстия в перфорированной перегородке 6 внутрь накопителя 5, откуда через продольные каналы 11 в кроссовере 8 и отверстия 24 в отводящем патрубке 20, реагент подается в магистральный трубопровод 42. После выдавливания порции реагента газом из нижней части накопителя 5, поплавок 25 опускается вниз до упора в перфорированную перегородку 6, с открытием подачи газа из кольцевой камеры 7, через циркуляционные отверстия 19 и радиальные отверстия 17 и камеру 16 в осевой канал 23 отводящего патрубка 20.

Газ воздействует на пробку реагента в магистральном трубопроводе 42, с транспортировкой ее по осевому каналу гибкой колонны труб, в полость скважины.

В течении времени выдавливания порции реагента из нижне й части накопителя 5 в полость скважины, продолжается подача реагента из резервуара 38 к питательной трубке 36 под действием гидростатического давления от разности высот, на которой расположен резервуар 38 и устройство.

При повторном заполнении кольцевой камеры 7 устройства расчетной порцией реагента, процесс подачи порции в скважину продолжается в автоматическом режиме.

Следует отметить, что объем реагента, который накапливается внутри корпуса 1 устройства определяется исходя из того, чтобы пробка реагента при подаче в осевой канал гибкой колонны труб имела линейные размеры достаточные, чтобы доставить ее без разрушения к забою скважины, с воздействием например на поверхность песчано-глинистой или песчано-ги-дратной пробки, для их разрушения и удаления пеной, которая образуется при пропускании порции газа через реагент. Тем самым обеспечивается формирование столба пены в межтрубном пространстве, гидростатическое давление которой будет сравнимо или меньше, чем пластовое давление. По окончании процесса по очистке ствола скважины от пробки, прекращают подачу газа и реагента в устройство.

Устройство успешно испытано при проведении ремонтных работ с применение колтюбинговой установки на скважинах нефтяных месторождений ХМАО (Россия). Устройство также применялось при ремонте газовых скважин на одном из подземных хранилищ в Европе.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бекетов С. Б., Шульев Ю. В., Косяк А. Ю. и др. Комплексная технология проведения ремонтных работ и интенсификации притока углеводородов с применением колонны гибких труб // Нефть, газ и бизнес. - 2008. - № 8. - С. 59-64.

2. Тагиров К. М., Гноевых А. Н., Лобкин А. Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями - М.: Недра, 1996. - С. 183.

3. Бекетов С. Б. Пуля Ю. А. Косяк А. Ю. Зависимость скорости разрушения песчано-глинистых пробок от величины дифференциального давления в системе скважина-пласт // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2003. - № 10. - С. 8-9.

4. Бекетов С. Б. Косяк А. Ю. Особенности промывки скважин пенными системами с применением колонны гибких труб // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2003. - № 12. - С. 5-7.

5. Шульев Ю. В., Косяк А. Ю., Бекетов С. Б. Опыт промывки нагнетательных скважин пенными системами с применением колонны гибких труб / Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты. Сб. науч. тр. Вып. 12. ОАО НПО «Бурение». -Краснодар, 2004. - С. 48-57.

6. Бекетов С. Б. Некоторые результаты промывки скважин и волнового воздействия на пласт пенными системами с применением колонны гибких труб в условиях аномально низкого пластового давления // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2004. - № 11. -С. 12-16.

7. Бекетов С. Б. Пищухин В. М. Косяк А. Ю. Прогнозирование пе-нообразующих свойств нефти с применением нейронных сетей / Гипотезы, поиск, прогнозы. Сб. науч. тр. № 21. СКО Российской инженерной академии, КубГТУ, НТЦ ООО «Кубаньгазпром». - Краснодар, 2005. - С. 8-15.

8. Гвоздев Б. П., Гриценко А. И., Корнилов А. Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Справочное пособие. - М.: Недра, 1988. - С. 488.

9. Хазиев Н. Н., Голубев В. Ф., Газизов М. Г. и др. Патент РФ на изобретение № 2132931. Устройство для дозировки реагента в выкидную линию.

10. Сафин В. А., Миндрюков В.М., Шинкарев С. А. Технология и технические средства химизации процессов нефтедобычи. - М.: ВНИИ-ОЭНГ, 1985. - С. 38. ЕИЗ

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ

Ляженко Владимир Александрович1 - соискатель, Бекетов Сергей Борисович1 - доктор технических наук, профессор, Березовский Денис Александрович - заместитель начальника цеха, филиал ООО «Газпром добыча Краснодар» Каневское ГПУ, ПАО «Газпром»,

Савенок Ольга Вадимовна - доктор технических наук, доцент, Институт нефти, газа и энергетики,

Кубанский государственный технологический университет, 1 Институт нефти и газа, Северо-Кавказский федеральный университет.

UDC 622.245+ 622.279.7

Gornyy informatsionno-analiticheskiy byulleten'. 2016. No. 11, pp. 5-13. V.A. Lyazhenko, S.B. Beketov, D.A. Berezovskiy, O.V. Savenok A DEVICE FOR DISPENSING THE REAGENT IN THE REPAIR OF OIL AND GAS WELLS

The article describes the design and operating principle of the device, consisting of storage and metering device and used in the repair of oil and gas wells, processing of oil and gas reservoirs with the goal of increasing their productivity. The device allows the process of the work in the well, introduced into the process liquid reagents in order to change the properties of the fluid. The test device was successfully carried out in the repair of oil and gas wells.

Key words: well, device, oil, gas.

AUTHORS

Lyazhenko V.A}, Applicant,

Beketov S.B.1, Doctor of Technical Sciences, Professor, Berezovskiy D.A., Deputy Head of Department,

branch of LLC «Gazprom mining Krasnodar», Kaniv GPU, PJSC «Gazprom»

Savenok O.V, Doctor of Technical Sciences, Assistant Professor,

Institute of Oil, Gas and Power Engineering,

Kuban State Technology University, 350072, Krasnodar, Russia,

1 Institute of Oil and Gas, North-Caucasus Federal University,

355009, Stavropol, Russia, e-mail: info@ncfu.ru.

REFERENCES

1. Beketov S. B., Shul'ev Yu. V., Kosyak A. Yu. Neft', gazi biznes. 2008, no 8, pp. 59-64.

2. Tagirov K. M., Gnoevykh A. N., Lobkin A. N. Vskrytieproduktivnykh neftegazovykh plastov s anomal'nymi davleniyami (The opening productive oil and gas formations with abnormal pressures), Moscow, Nedra, 1996, pp. 183.

3. Beketov S. B. Pulya Yu. A. Kosyak A. Yu. Gornyy informatsionno-analiticheskiy byulleten'. 2003, no 10, pp. 8-9.

4. Beketov S. B. Kosyak A. Yu. Gornyy informatsionno-analiticheskiy byulleten'. 2003, no 12, pp. 5-7.

5. Shul'ev Yu. V., Kosyak A. Yu., Beketov S. B. Zakanchivanie i remont skvazhin v us-loviyakh depressii na produktivnye plasty, sbornik nauchnykh trudov, vyp. 12. OAO NPO «Burenie» (Completion and repair of wells in the conditions of depression on productive strata, Collection of scientific papers, issue 12. OAO NPO «Burenie»), Krasnodar, 2004, pp. 48-57.

6. Beketov S. B. Gornyy informatsionno-analiticheskiy byulleten'. 2004, no 11, pp. 12-16.

7. Beketov S. B. Pishchukhin V. M. Kosyak A. Yu. Gipotezy, poisk, prognozy, sbornik nauchnykh trudov, vyp. 21. SKO Rossiyskoy inzhenernoy akademii, KubGTU, NTTs OOO «Kuban'gazprom» (Hypotheses, search, predictions, Collection of scientific papers, issue 21. SKO of Russian Engineering Academy, KubSTU, NTTS OOO «Kubangazprom»), Krasnodar, 2005, pp. 8-15.

8. Gvozdev B. P., Gritsenko A. I., Kornilov A. E. Ekspluatatsiyagazovykh igazokonden-satnykh mestorozhdeniy. Spravochnoe posobie (Operation of gas and gas condensate fields. Reference aid), Moscow, Nedra, 1988, pp. 488.

9. Khaziev N. N., Golubev V. F., Gazizov M. G. Patent RU 2132931.

10. Safin V. A., Mindryukov V. M., Shinkarev S. A. Tekhnologiya i tekhnicheskie sredst-va khimizatsiiprotsessov neftedobychi (Technology and technical means of chemicalization of oil production process), Moscow, VNIIOENG, 1985, pp. 38.