ОБОРУДОВАНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ ДОБЫЧИ ТЕРМАЛЬНЫХ ВОД И ЗАКАЧКИ ИХ В ПЛАСТ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМОЙ НЕФТЬЮ

Предлагаемая полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к оборудованию для нагнетательных скважин, пробуренных в пластах с трудноизвлекаемой нефтью (к примеру, нефть Баженовской свиты).
Характерной особенностью современного этапа развития нефтяной и газовой промышленности России является переход многих разрабатываемых крупных нефтяных месторождений на стадию падающей добычи. Актуальным становится вопрос освоения мелких месторождений, характеризующихся сложным геологическим строением, малыми извлекаемыми запасами нефти (менее 10 млн. т) и газа (менее 10 млрд м ), высокосернистыми и высоковязкими нефтями (ВВН), низкими пластовыми давлениями и газонасыщением.
Впервые термин «трудноизвлекаемые запасы» (ТрИЗ) появился в конце 70-х годов XX века, и за прошедший период накоплен достаточно большой опыт в изучении проблемы. Сложились представления о ТрИЗ, которые содержатся в залежах или частях залежей, характеризующихся неблагоприятными для извлечения углеводородов геологическими условиями залегания нефти, аномальными физическими ее свойствами, сформулированы количественные критерии отнесения запасов к этой категории.
Особенности разработки мелких месторождений высоковязкой нефти обусловливают ряд проблем, с которыми сталкиваются нефтяные компании. Прежде всего, к ним относятся осложнения эксплуатации нефтепромыслового оборудования, снижение межремонтного периода эксплуатации наземного и скважинного оборудования, аварийность оборудования из-за роста нагрузок, низкая рентабельность эксплуатации скважин, проблемы утилизации и рационального использования попутного нефтяного газа, и, как следствие, предельно низкая рентабельность освоения и эксплуатации месторождения.
Актуальной задачей рентабельной разработки мелких месторождений высоковязкой нефти является разработка новых и совершенствование применяемых методических и технологических решений, обеспечивающих сокращение эксплуатационных и энергетических затрат в процессе добычи, сбора и подготовки продукции скважин, увеличение межремонтного периода работы нефтепромыслового оборудования за счет предотвращения осложнений при добыче высоковязкой нефти.
Известно оборудование нагнетательных скважин, содержащее перфорированную на продуктивный пласт эксплуатационную колонну и устьевую арматуру, на которой подвешена колонна труб с башмаком, спущенным выше интервала перфорации эксплуатационной колонны [В.А. Еронин, А.А. Литвинов и др. Эксплуатация систем заводнения пластов. «Недра»: М., 1967 г. с. 219-227, рис. 95, 100]. С устья скважин вода подается по колонне труб в пласт. В нагнетательные скважины закачивается подтоварная вода, содержащая до 60 м г/л нефти.
Недостатком такого оборудования является то, что оно не предусматривает возможности одновременной добычи термальных вод, расположенных ниже по геологическому разрезу пласта с трудноизвлекаемой нефтью и закачка их в продуктивных горизонт с целью прогрева и снижения вязкости нефти.
Известно оборудование для одновременно раздельной закачки воды в несколько пластов через одну скважину, включающее колонну труб с пакером, устанавливаемым между пластами, и перекрестную муфту, гидравлически связывающую внутреннюю полость труб с надпакерным затрубьем скважины (пространство между стенкой скважины и колонной труб) [Р.А. Максутов, Б.Е. Добросков, Ю.В. Зайцев. Одновременно-раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. «Недра»: М., 1974 г. с. 166-196].
Недостатком такого оборудования является то, что оно не предусматривает возможности одновременной добычи термальных вод, расположенных ниже по геологическому разрезу пласта с трудноизвлекаемой нефтью и закачка их в продуктивных горизонт с целью прогрева и снижения вязкости нефти.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является оборудование для раздельного нагнетания жидкости на многопластовых месторождениях, которое содержит, по крайней мере, одну колонну труб, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером без или с разъединителем колонны. Ниже и выше пакера спущены, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппелю со съемным клапаном для подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, посадку пакера и опрессовку его снизу и/или сверху. Закачивают рабочий агент с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в верхний и/или нижний пласты через соответствующие съемные клапаны в посадочных узлах (Патент РФ №2253009, опубл. 27.05.2005).
Недостатком такого оборудования является то, что оно не предусматривает возможности одновременной добычи термальных вод, расположенных ниже по геологическому разрезу пласта с трудноизвлекаемой нефтью и закачка их в продуктивных горизонт с целью прогрева и снижения вязкости нефти.
Задача, стоящая при создании полезной модели, состоит в возможности создания условий для использования тепловых свойств термальных вод, расположенных ниже по геологическому разрезу пласта с трудноизвлекаемой нефтью и закачка их в продуктивных горизонт с целью прогрева горной породы и снижения вязкости нефти.
Технический результат - оборудование для нагнетательных скважин, позволяющего одновременно добывать термальные воды и закачивать их в пласт с трудноизвлекаемой нефтью.
Поставленная задача и достигаемый технический результат решаются тем, что оборудование для нагнетательных скважин, позволяющего одновременно добывать термальные воды и закачивать их в пласт с трудноизвлекаемой нефтью включает колонну насосно-компрессорных труб - НКТ, на которой в направлении снизу-вверх спущены электроцентробежный насос - ЭЦН с кабелем, указатель повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН, клапан для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме ЭЦН, посадочный ниппель для установки пробки-заглушки, пакер механического действия для установки у кровли горизонта с термальными водами, циркуляционный клапан для сообщения затрубного пространства с полостью НКТ и закачки межпакерной жидкости, пакер упорный с гидравлическим якорем для установки у подошвы нефтяного пласта, посадочный ниппель для скважинного штуцера, скважинные камеры с клапанами для закачки термальной воды в нефтяной пласт, пакер упорный для установки у кровли нефтяного пласта, обратный клапан для предотвращения подъема термальной воды на земную поверхность, разъединитель колонны НКТ и температурный компенсатор.
Сущность предлагаемой полезной модели представлена на фиг. 1.
Оборудование для нагнетательных скважин, позволяющего одновременно добывать термальные воды и закачивать их в пласт с трудноизвлекаемой нефтью включает колонну насосно-компрессорных труб 1, на которой в направлении снизу-вверх спущены электроцентробежный насос 2 с кабелем, указатель повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН 3, клапан 4 для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме ЭЦН, посадочный ниппель 5 для установки пробки-заглушки, пакер механического действия 6 для установки у кровли горизонта с термальными водами, циркуляционный клапан 7 для сообщения затрубного пространства с полостью НКТ и закачки межпакерной жидкости, пакер упорный 8 с гидравлическим якорем для установки у подошвы нефтяного пласта, посадочный ниппель для скважинного штуцера 9, скважинные камеры 10 с клапанами для закачки термальной воды в нефтяной пласт, пакер упорный 11 для установки у кровли нефтяного пласта, обратный клапан 12 для предотвращения подъема термальной воды на земную поверхность, разъединитель колонны НКТ 13, температурный компенсатор 14. Оборудование устанавливают следующим образом.
Спускают колонну НКТ 1 с ЭЦН 2 с кабелем, указателем повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН 3, клапаном 4 для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме ЭЦН, посадочным ниппелем 5, пакером механического действия 6, циркуляционным клапаном 7, пакером упорным 8 с гидравлическим якорем, посадочным ниппелем для скважинного штуцера 9, скважинными камерами 10 с клапанами для закачки термальной воды, пакером упорным 11, обратным клапаном 12, разъединителем колонны НКТ 13 и температурным компенсатором 14.
Расстояние между пакерами 8 и 11 необходимо соблюсти таким образом, чтобы пакер 11 был расположен в скважине у кровли пласта в трудноизвлекаемой нефтью, а пакер 8 у подошвы пласта в трудноизвлекаемой нефтью. Пакер 6 необходимо установить у кровли горизонта с термальными водами ниже по геологическому разрезу пласта с трудноизвлекаемой нефтью.
После спуска колонны НКТ 1 с оборудованием, производят распакеровку пакера механического действия 6, затем пакеров упорных 8 и 11. Колонну НКТ 1 подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры (не показано), размещенной на колонной головке. На трубной головке размещают фонтанную елку фонтанной арматуры (не показано).
Далее с применением канатно-кабельной техники на проволоке в сочетании с замком, грузовой штангой, механическим яссом и соединителем спускают пробку-заглушку до посадочного ниппеля 5, устанавливают пробку-заглушку и поднимают проволоку с замком, штангой и соединителем. После этого активируют циркуляционный клапан 7 и затрубное пространство заполняют межпакерной жидкостью определенной плотности, которая будет закачиваться между пакерами 6 и 8. После закачки необходимого объема межпакерной жидкости циркуляционный клапан 7 закрывают. Затем с применением канатно-кабельной техники извлекают пробку-заглушку из посадочного ниппеля 5. Кабель ЭЦН 2 подключают к станции управления и скважину вводят в эксплуатацию.
В связи с тем, что на колонне НКТ 1 в комплект внутрискважинного оборудования спущен обратный клапан 12, добываемые термальные воды не поднимаются на земную поверхность, а прокачиваются в пласт с трудноизвлекаемой нефть через клапаны 10, тем самым прогревает горную породу, что в свою очередь снижает вязкость нефти и существенно облегчает движение последней к забоям добывающих скважин.
Заявляемая оборудование для нагнетательных скважин позволяет использовать тепловые свойства термальных вод, расположенных ниже по геологическому разрезу пласта с трудноизвлекаемой нефтью и закачивать их в продуктивных горизонт с целью прогрева горной породы и снижения вязкости нефти, тем самым исключая применения паротеплового оборудования, устанавливаемого на земной поверхности, а также снижает лишние энергетические затраты.
Описание оборудования для нагнетательных скважин, позволяющего одновременно добывать термальные воды и закачивать их в пласт с трудноизвлекаемой нефтью.
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) 1 служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин. Изготавливают их двух типов: с гладкими и с высаженными наружу концами, на которых нарезают наружную резьбу, а на один конец навинчивают соединительную муфту. На расстоянии 0,4-0,6 м от конца труб, со стороны муфт, выбивают клеймо - маркировку.
Электроцентробежный насос 2 представляет собой многоступенчатую и в общем случае многосекционную конструкцию. Модуль-секция насоса состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего радиальных подшипников, осевой опоры, головки, основания. Пакет ступеней с валом, радиальными подшипниками и осевой опорой помещаются в корпусе и зажимаются концевыми деталями. Исполнения насосов отличаются материалами рабочих органов, корпусных деталей, пар трения, конструкцией и количеством радиальных подшипников.
Указатель повреждения кабелей 3 предназначен для оперативного контроля состояния изоляции высоковольтных кабелей.
Клапан для слива жидкости 4 - устройство, служащее для слива жидкости из колоны НКТ при подъеме УЭЦН. Представляет собой трубный переводник длинной не более 30 см по корпусу с внутренней резьбой верху и внешней резьбой внизу соответствующей резьбе НКТ. В качестве сливного механизма служит сбивной, как правило латунный, штуцер выступающий во внутреннее пространство устройства, имеющий полость выходящую в отверстие в затрубное пространство скважины.
Посадочный ниппель 5 - основной элемент сборки колонны для скважинных работ, представляющий собой патрубки муфтового типа, для установки, приема и фиксации в колонне скважинных аппаратов и приборов, спускаемых на проволоке или канате.
Пакер механический 6 - к механическим пакерам следует отнести пакеры, уплотнительный элемент которых деформируется от воздействия на него массы колонны труб (к примеру, можно рекомендовать пакер осевой механический ПМ-Р, работающий по принципу «авторучки», т. е. посадка происходит путем перемещения колонны НКТ вверх, а затем вниз (вращение НКТ не требуется).
Циркуляционный клапан 7 необходим для сообщения затрубного пространства с полостью НКТ.
Пакеры упорные 8 и 11 устанавливается путем упора на нижний пакер.
Посадочный ниппель 9 представляет собой патрубок с резьбой НКТ, имеющий внутри кольцевую проточку и полированную поверхность.
Скважинные камеры 10 (мандрели с боковым карманом) - это специальные скважинные камеры, встраиваемые в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, которую устанавливают в подземной скважине для добычи пластовых флюидов, таких как нефть или газ. В таких мандрелях, которые в литературе также называются оправками для съемного оборудования (клапанов), имеются сравнительно короткие цилиндрические камеры (боковые карманы), расположенные параллельно оси насосно-компрессорной колонны, но со смещением в сторону от нее. Эти боковые карманы через проемы сообщаются с трубным (внутренним) пространством насосно-компрессорной колонны, а через отверстия в стенке мандрели - с затрубным пространством. Боковые карманы представляют собой посадочные гнезда для регуляторов потока текучих сред (например, пусковых или рабочих клапанов) или приборов для измерения свойств флюидов и пород. Если мандрель служит для установки клапанов, это обеспечивает возможность регулирования потока текучих сред из проходного канала насосно-компрессорной колонны в кольцевое (затрубное) пространство или наоборот.
Обратный клапан 12 - это устройство, которое позволяет двигаться потоку воды лишь в одном направлении.
Разъединитель колонны 13 предназначен для установки, разъединения, подвижного герметичного соединения колонны НКТ с пакерно-якорным оборудованием в эксплуатационной колонне, а также для его извлечения (к примеру, можно рекомендовать разъединитель колонны универсальный РКУ).
Компенсатор температурных изменений длины НКТ 14 позволяет сохранять надежность зацепления пакеров с эксплуатационной колонной и высокую степень герметизации кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной.