Скважинное устройство для закачки теплоносителя в пласт

Скважинное устройство для закачки теплоносителя в пласт

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к внутрискважинным оборудованиям для закачки теплоносителей в пласт, при обработке призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин горячими углеводородными растворителями, подогретыми водными растворами композиции поверхностно-активных веществ (ПАВ), а также может найти применение при паротепловой обработке пласта.

Известно скважинное устройство для паротепловой обработки пласта, где закачка теплоносителя осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Устье скважины оборудуется разгрузочной стойкой, устьевым сальником и лубрикатором, а колонна насосно-компрессорных труб снабжена сальниковой муфтой, центрующими фонарями и термостойким пакером для герметизации межтрубного пространства над кровлей пласта (Справочная книга по добыче нефти, М., « Недра», 1974 г., стр.127-131).

По известной технологической схеме при закачке теплоносителя по колонне НКТ происходят большие потери тепла по стволу скважины в результате теплообменного процесса между НКТ - эксплуатационная колонна (ЭК) - окружающие породы. Практика показывает, что закачкой горячих углеводородных растворителей или водных растворов ПАВ при обработке призабойной зоны пласта невозможно достичь необходимой температуры теплоносителя в забое скважины и на глубине 600 м, значение температуры теплоносителя не превышает естественного температурного фона скважины. Для достижения необходимой температуры закачиваемого агента в забое скважины требуется длительный процесс нагрева ствола скважины, т.е. предварительно необходимо создать повышенный температурный фон вокруг ствола скважины путем закачки значительного объема теплоносителя, что приводит к большим энергетическим затратам. Кроме этого происходит температурное удлинение колонн (ЭК, техническая и т.д.), что приводит к нарушению цельности цементного камня за колонной и снижению надежности конструкции скважины.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является устройство для тепловой изоляции колонны, которое состоит из колонны наружных насосно-компрессорных труб (НКТ), внутри которых установлена колонна НКТ с центраторами. На колонне установлен центробежный насос (ЦН), а над ЦН на колонне установлен эжектор. Эжектор представляет собой рабочее сопло и конфузор, образующие приемную камеру, которая через клапан сообщена с кольцевым пространством. Конфузор эжектора переходит в камеру смешения в виде телескопического соединения, наружная часть которого соединена с конфузором эжектора, а внутренняя часть через диффузор соединена с внутренней колонной. Ниже места установки эжектора на наружной колонне размещен циркуляционный клапан, сообщающий замкнутое кольцевое пространство с затрубным. В нижней части внутренняя и наружная колонны НКТ соединены между собой посредством пары седло-конус. Для сцепления телескопического соединения при подъеме эжектора на поверхность с внутренней колонной и с наружной частью телескопического соединения жестко соединены упоры. Рабочее сопло эжектора сообщено с выкидом ЦН через колонну (Патент РФ №2124116, кл. Е21В 36/00, опублик. 1998.12.27 - прототип).

Известное устройство не обеспечивает достаточной теплоизоляции при тепловой обработке пласта.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности тепловой обработки пласта за счет минимизации тепловых потерь в стволе скважины при закачке теплоносителя.

Поставленная задача решается тем, что в скважинном устройстве для закачки теплоносителя в пласт, содержащем устьевую обвязку, нагнетательную колонну из полых насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, концентрично расположенных в насосно-компрессорных трубах большего диаметра с термостойким пакером, прикрывающим эксплуатационную колонну над пластом, согласно изобретению колонна насосно-компрессорных труб большего диаметра в нижней части последовательно сверху вниз снабжена цилиндром и патрубком, который оснащен тарельчатым клапаном, самоуплотняющимся пакером и предохранительным кожухом с поперечным стержнем, проходящим сквозь продольные окна патрубка, башмак нагнетательной колонны оснащен полым плунжером в виде ниппеля с уплотнительными кольцами и размещен во внутренней полости цилиндра с возможностью взаимодействия с тарельчатым клапаном, а шток тарельчатого клапана - через поперечный стержень с предохранительным кожухом самоуплотняющегося пакера, при этом нижний заглушенный конец полого плунжера выполнен коническим с боковыми отверстиями, причем нагнетательная колонна снабжена центраторами из нетеплопроводного материала.

На фиг.1 представлена схема расположения скважинного оборудования при закачке теплоносителя в пласт; на фиг.2 изображены клапанный узел и самоуплотняющийся пакер при спуске колонны НКТ в скважину; на фиг.3 - положение клапана и самоуплотняющегося пакера при закачке теплоносителя.

Устройство состоит из колонны НКТ большого диаметра 1 (трубы диаметром 3''), спущенной в эксплуатационную колонну скважины 2 до глубины кровли обрабатываемого пласта 3. К нижней части колонны НКТ 1 последовательно соединены цилиндр 4 (из отработанного штангового насоса) и патрубок 5 с оснащенным термостойким самоуплотняющимся пакером 6, предохранительным кожухом 7 (см. фиг.2) и клапанным узлом, состоящим из тарельчатого клапана 8 с уплотнительным кольцом (не обозначен) и подпружиненного ступенчатого штока 9. Поперечный стержень 10 предохранительного кожуха 7 проходит через продольные окна 11, выполненные на патрубке 5, и располагается ниже ступенчатого штока 9. В колонны НКТ 1 спущена нагнетательная колонна 12, состоящая из полых штанг или НКТ диаметром 1,5'', каждая труба которой снабжена центратором 13, выполненным из нетеплопроводного материала. Башмак нагнетательной колонны 12 оснащен полым плунжером в виде ниппеля 14 (используется плунжер того же штангового насоса для изготовления цилиндра 4) с уплотнительными резиновыми кольцами (не показаны) и заглушенным коническим наконечником 15, где выполнены боковые отверстия 16 и размещен во внутренней полости цилиндра 4. На устье скважины нагнетательная колонна 12 соединена с источником (не показан) закачки теплоносителя, затрубное пространство скважины герметизировано головкой с клиновой подвеской НКТ, а зазор между колоннами, т.е. нагнетательной 12 и НКТ 1, не герметизируется, и при этом нагнетательная колонна 11 имеет возможность перемещаться по центрирующему патрубку 17 относительно к головке подвески НКТ 1.

Скважинное устройство работает следующим образом.

В эксплуатационную колонну скважины 2 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 в компоновке с цилиндром 4, патрубком 5, оснащенным клапанным узлом, термостойким самоуплотняющимся пакером 6 и предохранительным кожухом 7. При спуске колонны НКТ 1 в скважину самоуплотняющаяся манжета пакера 6 находится в предохранительном кожухе 7, который срезным штифтом (не показан) зафиксирован на патрубке 5, а тарельчатый клапан 8 клапанного узла находится в закрытом положении (см. фиг.2). По мере спуска колонны НКТ 1 в скважину увеличивается сила гидростатического давления, действующая под тарельчатым клапаном, и за счет его резинового кольца повышается герметичность запорного узла. Таким образом, колонны НКТ с вышеуказанной компоновкой и отсутствием скважинной жидкости во внутренней ее полости в «пустом» виде спускают до кровли обрабатываемого пласта 3. Далее в колонну НКТ 1 спускают нагнетательную колонну 12 с центраторами 13 из нетеплопроводного материала до упора конического наконечника 15 и полого плунжера 14 на тарельчатый клапан 8. При этом полый плунжер 14, располагаясь во внутренней полости цилиндра 4, герметизирует плунжерную пару за счет его уплотнительных колец, а заглушенный торец конического наконечника 15 за счет собственного веса нагнетательной колонны 12 открывает тарельчатый клапан 8. В случае, если собственного веса нагнетательной колоны 12 недостаточно для открывания клапана 8 и срабатывания пакера 6, закачивают теплоноситель и создают давление над тарельчатым клапаном 8 выше гидростатического давления жидкости, находящейся под клапаном. При этом клапан 8 открывается и давление под и над ним выравнивается и, в дальнейшем, положение клапана 8 «открыто» сохраняется за счет собственного веса нагнетательной колонны 12 и веса столба жидкости (теплоносителя) в ней. В момент открытия клапана 8 нижний конец ступенчатого штока 9, упираясь в поперечный стержень 10 предохранительного кожуха 7, начинает двигать их вниз. При этом стержень 10 двигается по продольным окнам 11, а предохранительный кожух 7, срезая штифт, перемещается вниз. При достижении утолщенной части штока 9 ограничителя (не обозначен) клапанного узла предохранительный кожух 7 освобождает манжеты самоуплотняющегося пакера 6 (см. фиг.3) и происходит перекрытие затрубного пространства эксплуатационной колонны скважины 2 над пластом 3. Далее осуществляют закачку теплоносителя в виде углеводородного растворителя или водного раствора ПАВ в пласт, а также водяного пара при паротепловой обработке пласта. При закачке теплоносителя в пласт, благодаря практически отсутствию теплопроводности воздушного кольцевого пространства и наличию нетеплопроводных центраторов между колоннами, т.е. между нагнетательной колонной 12 и НКТ 1, минимизируется теплообмен в них и, соответственно, снижаются тепловые потери по эксплутационной колонне в окружающих породах. Кроме того, уменьшенный диаметр нагнетательной колоны 12 при закачке теплоносителя снижает теплообмен с окружающей средой за счет малой площади поверхности труб, увеличивает скорость движения теплоносителя в ней и, соответственно, сохраняет и обеспечивает необходимую температуру закачиваемого теплоносителя в забое скважины. Наличие самоуплотняющегося термостойкого пакера 6 над обрабатываемым пластом предотвращает конвективный теплообмен между закачиваемым теплоносителем и жидкостью, находящейся в затрубном пространстве скважины, а также перемешивание теплоносителя со скважинной водой при разности их удельных весов. Благодаря нежесткому креплению верхнего конца нагнетательной колонны 12 в центрирующем патрубке 17 трубной головки подвески НКТ температурное удлинение колонны 12 не приводит к напряжению в колоннах.

Таким образом, при применении предлагаемого скважинного устройства повышается эффективность тепловых обработок пласта за счет снижения тепловых потерь в скважине и обеспечения необходимой температуры закачиваемого агента в забое скважины без предварительного повышения температурного фона вокруг ствола скважины, что существенно снижает энергетические затраты. При этом также обеспечивается отсутствие температурного удлинения колонн (ЭК, техническая и т.д.) и сохраняется цельность конструкции и цементного камня за колонной скважины.

Скважинное устройство для закачки теплоносителя в пласт, содержащее устьевую обвязку, нагнетательную колонну из полых насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, концентрично расположенных в насосно-компрессорных трубах большего диаметра с термостойким пакером, перекрывающим эксплуатационную колонну над пластом, отличающееся тем, что колонна насосно-компрессорных труб большего диаметра в нижней части последовательно сверху вниз снабжена цилиндром и патрубком, который оснащен тарельчатым клапаном, самоуплотняющимся пакером и предохранительным кожухом с поперечным стержнем, проходящим сквозь продольные окна патрубка, башмак нагнетательной колонны оснащен полым плунжером в виде ниппеля с уплотнительными кольцами и размещен во внутренней полости цилиндра с возможностью взаимодействия с тарельчатым клапаном, а шток тарельчатого клапана - через поперечный стержень с предохранительным кожухом самоуплотняющегося пакера, при этом нижний заглушенный конец полого плунжера выполнен коническим с боковыми отверстьями, причем нагнетательная колонна снабжена центраторами из нетеплопроводного материала.