СПОСОБ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОИЗОЛИРОВАННОЙ ГИБКОЙ ГРУЗОНЕСУЩЕЙ ПОЛИМЕРНОЙ ТРУБЫ
METHOD OF USING HEAT-INSULATED FLEXIBLE LOAD-CARRYING POLYMER PIPE

Изобретение относится к области разработки нефтегазовых месторождений и может быть использовано для предотвращения различных отложений в насосно-компрессорных трубах.
В процессе движения флюида (жидкой продукции добывающих нефтяных, газоконденсатных скважин) от забоя до устья добывающих скважин происходит процесс теплопередачи от газонефтеводяной смеси к стенкам скважины. В результате газожидкостная смесь охлаждается, а породы, прилегающие к стволу скважины, нагреваются. Этот процесс приводит к двум негативным результатам:
1. Разогрев стенок скважины в зоне вечномерзлых пород приводит к разрушению ствола скважины, возникновению межпластовых перетоков, прорыву пластовых флюидов на поверхность (так называемые «гриффоны»), смятию и смещению обсадных колонн. Соответственно, все вышеизложенное приводит к преждевременному выходу из строя скважины, большим затратам на ремонт или ликвидацию скважины.
2. Охлаждение газожидкостной смеси при подъеме по НКТ (насосно-компрессорным трубам) приводит к резкому увеличению кинематической вязкости добываемого флюида, кристаллизации высокомолекулярных парафинов, осаждению на стенках труб смол и асфальтенов, образованию газогидратных отложений. Это приводит, как правило, к образованию сужений, пробок в насосно-компрессорных трубах, преждевременному выходу из строя подземного насосного и другого оборудования. В результате на таких скважинах межремонтный период значительно ниже, а себестоимость добычи значительно выше, чем на скважинах, где нет таких осложнений.
Для преодоления указанных проблем предлагаются различные решения, направленные прежде всего на увеличение теплоизоляционных свойств насосно-компрессорных труб.
Известен способ эксплуатации нефтегазовых скважин, состоящий в поддержании температуры насосно-компрессорных труб выше температуры образования отложений за счет энергии газа, который закачивают в скважину по замкнутому циклу (RU 2158361).
Недостатком указанного способа является возможность разрушения ствола скважины, что приводит к возникновению межпластовых перетоков, прорыву пластовых флюидов на поверхность (так называемые «гриффоны»), смятию и смещению обсадных колонн. Соответственно, все вышеизложенное приводит к преждевременному выходу из строя скважины, большим затратам на ремонт или ликвидацию скважины.
Наиболее близким к предлагаемому является способ использования гибкой грузонесущей полимерной трубы для проведения операций колтюбинга (coiled tubing - непрерывная стальная гибкая труба), заключающийся в том, что производят операции подземного ремонта, закачки в скважину химических реагентов, горячей воды, нефти или газовой смеси и подъема на поверхность скважинного вещества, для чего гибкую грузонесущую полимерную трубу размещают на барабане лебедки, спускают в скважину гибкую трубу, доставляют на ней приборы и оборудование и осуществляют посредством гибкой трубы электропитание подземного скважинного оборудования (RU 2315223).
Недостатком указанного способа является высокая вероятность увеличения кинематической вязкости добываемого флюида, кристаллизации высокомолекулярных парафинов, осаждения на стенках труб смол и асфальтенов, образования газогидратных отложений, что приводит, как правило, к образованию сужений, пробок в насосно-компрессорных трубах, преждевременному выходу из строя подземного насосного и другого оборудования. В результате значительно уменьшается межремонтный период скважины, а себестоимость добычи значительно выше, чем на скважинах, где нет таких осложнений.
Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является уменьшение теплоотдачи от добываемого флюида к стенкам скважины, уменьшение адгезии стенок насосно-компрессорных труб к веществам, присутствующим в продукции скважин, и предотвращение налипания парафинов, смол, гидратов, солей, осуществляемые без значительного уменьшения дебита скважины.
Техническая задача решается использованием теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы с одним или несколькими слоями с низкой теплопроводностью (низким коэффициентом теплопередачи), причем в теле такой трубы могут находиться силовые и/или сигнальные проводники (контрольные проводники, оптоволокно для контроля температуры, электрические нагревательные элементы для компенсации тепловых потерь, силовые кабели), а армирование может быть выполнено синтетическими нитями.
Техническим результатом предлагаемого способа является увеличение срока службы и дебита скважины, а также увеличение безопасности ее эксплуатации.
Для достижения указанного технического результата предложен способ использования теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы для проведения операций колтюбинга, заключающийся в том, что производят подъем добываемого флюида, для чего теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу размещают на барабане лебедки, а затем спускают, отличающийся тем, что теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу спускают в имеющуюся на скважине колонну насосно-компрессорных труб до упора в скважинное оборудование, после чего теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу закрепляют в устье скважины, глушат верхний конец колонны насосно-компрессорных труб и осуществляют подъем добываемого флюида через внутреннее отверстие теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы, причем добываемый флюид при транспортировке подогревается электрическими нагревательными элементами, уложенными в стенку указанной трубы.
Эффективность теплоизоляции и тепловые потоки через стенку труб определяются нижеприведенными соотношениями (Е.А. Краснощекое, А.С. Сукомел, «Задачник по теплопередаче» М., изд. «Энергия», 1980).
Примем, что коэффициенты теплопередачи от внутреннего вещества к стенке труб и от стенки труб в окружающую среду при одинаковых геометрических размерах одинаковы для различных материалов самой трубы. Тепловой же поток непосредственно через стенку труб зависит от коэффициента теплопроводности материала трубы λ и определяется по формуле
,
c1
где t - температура внутренней поверхности теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы (температура добываемого флюида),
c2
t - температура внешней поверхности теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы,
1
2
d, d - внутренний и внешний диаметры теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы.
λ - коэффициент теплопроводности материала стенки трубы.
Как видно из таблицы, значения коэффициентов теплопроводности очень сильно различаются для различных материалов. Для количественной оценки тепловых потерь были смоделированы варианты протекания скважинного флюида при его подъеме на поверхность по различным типам насосно-компрессорных труб.
В первом варианте применялась полимерная армированная труба со слоем вспененного полиэтилена толщиной 1 мм.
Во втором варианте полимерная труба без дополнительных теплоизолирующих слоев.
В третьем варианте применялась обычная стальная труба. В качестве базовых условий были приняты следующие:
Внутренний диаметр НКТ - 40 мм;
Глубина подвеса насоса 1200 м;
Температура на забое 40°C;
Температура на устье -4°C;
Динамический уровень 1000 м;
Обводненность нефти 20%.
Полученные графики зависимости температуры по стволу скважины для трех вариантов труб приведены на фиг. 1 - фиг. 3 (Фиг. 1 - теплоизолированная полимерная грузонесущая труба, фиг. 2 - полимерная грузонесущая труба, фиг. 3 - стальная труба).
По графикам видно, что температура добываемого флюида при использовании стальной колонны НКТ вблизи устья скважины (L=0) имеет значение, близкое к 0°C, в то время как при использовании предлагаемой теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы температура имеет значение, близкое к 35°C. Приведенные данные свидетельствуют о незначительных тепловых потерях скважинного флюида при его подъеме на поверхность с применением полимерных теплоизолированных труб.
Также показательным будет сравнение линейного коэффициента теплопередачи через цилиндрическую стенку стальной трубы и теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы.
Линейный коэффициент теплопередачи через цилиндрическую стенку трубы определяют по формуле:
1
2
где α - коэффициент теплоотдачи между внутренней поверхностью трубы и добываемым флюидом, Вт/(м×°C);
2
2
где α - коэффициент теплоотдачи между внешней поверхностью трубы и внешней средой, Вт/(м×°C).
Для стальной трубы с внутренним диаметром 40 мм, внешним диаметром 65 мм, при дебите 10 т/сут линейный коэффициент теплопередачи равен 16,433. Для теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы 1,228 (в 13 раз меньше).
Кроме того, можно использовать синтетические нити в качестве армирующих элементов, ввиду того что синтетическая нить (например, из кевлара (полипарафенилен-терефталамид) или СВМ (гетероциклического пара-полиамидобезимидазола)) обладает гораздо меньшей теплопроводностью, в отличие от стальной проволоки, обычно применяющейся в качестве армирования полимерных труб. А учитывая, что синтетические нити при их малом поперечном сечении укладываются пучками, неизбежно наличие воздушного пространства между отдельными нитями в пучке, что создает дополнительную теплоизоляцию. Перечисленные особенности позволяют использовать синтетические нити в качестве как армирующих элементов, так и в качестве слоя с низкой теплопроводностью.
Кроме того, возможно использование предлагаемой теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы совместно с существующей стальной или из любого другого материала колонной НКТ. В этом случае наружный диаметр теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы подбирается максимально близким к внутреннему диаметру колонны НКТ при условии безопасного и безаварийного проведения спуско-подъемных операций. Внутренний диаметр подбирается исходя из гидравлического расчета и необходимости прохождения приборов и инструмента.
Ввиду наличия на нижнем торце колонны НКТ погружного оборудования (например, насоса), в которое можно упереть нижний конец теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы, возникает возможность уменьшить армирование с соответствующим увеличением внутреннего отверстия.
Варианты трубы для реализации способа приведены на фиг. 4 и фиг. 5. Теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба, осуществляющая только транспортировку добываемого флюида без его подогрева, показана на фиг. 4. Теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба, осуществляющая транспортировку добываемого флюида с его подогревом, управление различным оборудованием, снабженная датчиками, показана на фиг. 6.
На фиг. 4 изображена теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба с армирующими элементами в виде синтетических нитей, металлических проволок или лент, уложенных не менее чем двумя слоями и имеющих угол повива от 15 до 75° к оси трубы и одним слоем низкой теплопроводности.
На фиг. 5 изображена теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба с армирующими элементами в виде синтетических нитей, металлических проволок или лент, уложенных не менее чем двумя слоями и имеющих угол повива от 15 до 75° к оси трубы, одним слоем низкой теплопроводности и различными проводниками.
Реализация способа приведена на фиг. 6 и фиг. 7.
Согласно фиг. 4 теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба состоит из внутренней трубки 1, внутреннего 2 и внешнего 3 слоев армирующих элементов, слоя низкой теплопроводности 4 и наружной оболочки 5.
Устройство по фиг. 4 работает следующим образом: теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба опускается в скважину или колонну НКТ до упора в погружное оборудование и по внутренней трубке 1 осуществляется подъем скважинной жидкости на поверхность. При этом внутренний 2 и внешний 3 слои армирующих элементов предохраняют теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу от повреждений, а слой низкой теплопроводности 4 препятствует передаче теплоты от добываемого флюида к стенкам скважины.
Согласно фиг. 5 теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба состоит из внутренней трубки 1, внутреннего 2 и внешнего 3 слоев армирующих элементов, полимерной подложки 6, силовых проводников 7, нагревателя внутренней стенки 8 (который представляет собой массив электрических нагревательных элементов), оптоволоконного распределенного датчика температуры и давления 9, проводника контрольных приборов 10, слоя низкой теплопроводности 4 и наружной оболочки 5.
Устройство по фиг. 5 работает следующим образом: теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба опускается в скважину или колонну НКТ до упора в погружное оборудование и по внутренней трубке 1 осуществляется подъем скважинной жидкости на поверхность. При этом внутренний 2 и внешний 3 слои армирующих элементов предохраняют теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу от повреждений, силовые проводники 7 осуществляют питание погружного оборудования (например, насоса), нагреватель внутренней стенки 8 осуществляет подогрев добываемого флюида, оптоволоконный распределенный датчик температуры и давления 9 замеряет соответствующие параметры, проводник контрольных приборов 10 осуществляет питание последних, полимерная подложка 6 отделяет проводники от внешнего слоя армирующих элементов 2, а слой низкой теплопроводности 4 препятствует передаче теплоты от добываемого флюида к стенкам скважины.
Согласно фиг. 6 реализация способа производится следующим образом: в скважину 11 опускают теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу 12 с одним или несколькими слоями с низкой теплопроводностью (низким коэффициентом теплопередачи), с силовыми и/или сигнальными проводниками (контрольными проводниками, оптоволокном для контроля температуры, электрическими нагревательными элементами для компенсации тепловых потерь и при необходимости силовым кабелем), доставляют на ней скважинного оборудование 13 (насос, приемная воронка или др.) и осуществляют посредством указанной трубы 12 электропитание скважинного оборудования 13, затем закрепляют ее в устье 14 скважины 11 и осуществляют подъем добываемого флюида через внутреннее отверстие теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы 12.
Другим вариантом является способ, который изображен на фиг. 7 и осуществляется следующим образом: в имеющуюся на скважине 11 колонну НКТ 15 опускают теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу 12 с одним или несколькими слоями с низкой теплопроводностью (низким коэффициентом теплопередачи), с силовыми и/или сигнальными проводниками (контрольными проводниками, оптоволокном для контроля температуры, электрическими нагревательными элементами для компенсации тепловых потерь и при необходимости силовым кабелем), затем закрепляют ее в устье 14 скважины 11, глушат верхний конец колонны НКТ 15 и осуществляют подъем добываемого флюида через внутреннее отверстие теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы 12.
Спуск может осуществляться с помощью специального мобильного комплекса по ремонту скважин МКРС-20 по ТУ 3666-001-64962943-2012 или его аналога. Добываемый флюид при транспортировке может подогреваться электрическими нагревательными элементами, содержащимися в теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубе.
Кроме вышеуказанного, предлагаемая теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба может быть применена для операций подземного ремонта, закачки в скважину химических реагентов, горячей воды, нефти или газовой смеси.