УСТРОЙСТВО ДЛЯ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ С ТЯЖЕЛОЙ И БИТУМИНОЗНОЙ НЕФТЬЮ
THERMAL STIMULATOR FOR HEAVY AND BITUMINOUS OIL RESERVOIR

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону и нефтяной пласт с тяжелой и битуминозной нефтью, а также может найти применение для предупреждения или разогрева парафиногидратных отложений.
Известно скважинное устройство для паротепловой обработки пласта (Справочная книга по добыче нефти, М.: Недра, 1974 г., стр.127-131), 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.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, при закачке теплоносителя по колонне НКТ происходят большие тепловые потери по стволу скважины в результате теплообменного процесса между НКТ - эксплуатационной колонной (ЭК) - окружающими породами;
- во-вторых, невозможно достичь необходимой температуры теплоносителя на забое скважины и даже на глубине 600 метров, так как значение температуры теплоносителя не превышает естественного температурного фона скважины, в связи с чем резко снижается эффективность работы устройства.
Наиболее близким по технической сущности является скважинное устройство для закачки теплоносителя в пласт (патент RU №2334093, МПК 8 Е21В 43/24, 36/00, опубл. в бюл. №26 от 20.09.2008 г.), 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, при этом 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.
Недостатками данного устройства являются:
во-первых, ограниченные функциональные возможности устройства, поскольку после закачки теплоносителя в продуктивный пласт устройство не позволяет извлекать разогретую тяжелую и битуминозную нефть из пласта;
во-вторых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что не обеспечивается обширный прогрев пласта с тяжелой и битуминозной нефтью в удаленной от скважины зоне;
в-третьих, в случае ремонта скважинного оборудования (например, замены уплотнительных колец ниппеля нагнетательной колонны) возникает необходимость извлечения нагнетательной колонны, при этом жидкость, находящаяся внутри дополнительной колонны, попадает в межколонное пространство, поэтому возникает необходимость проведения дополнительных работ по откачке жидкости из вышеупомянутого межколонного пространства для последующей работы устройства.
Технической задачей изобретения является расширение функциональных возможностей устройства за счет сочетания периодической закачки теплоносителя в продуктивный пласт с отбором разогретой тяжелой и битуминозной нефти из продуктивного пласта, а также повышение эффективности работы устройства, позволяющего производить обширный прогрев пласта с тяжелой и битуминозной нефтью, увеличивая радиус охвата и обеспечивая приток разогретой тяжелой и битуминозной нефти к скважине с удаленной от скважины зоны с возможностью исключения попадания жидкости в межколонное пространство в процессе ремонта внутрискважинного оборудования.
Поставленная техническая задача решается устройством для теплового воздействия на пласт с тяжелой и битуминозной нефтью, включающим устьевую обвязку скважины, колонну труб с пакером, установленным над продуктивным пластом, и установленным внизу тарельчатым клапаном, дополнительную колонну труб с центраторами и боковыми каналами внизу, концентрично вставленную в колонну труб с герметизацией в нижней части выше каналов и с возможностью взаимодействия с тарельчатым клапаном.
Новым является то, что выше герметизации в дополнительной колонне труб выполнено кольцевое сужение под вставной плунжерный насос, спускаемый на насосных штангах в дополнительную колонну и герметично устанавливаемый в кольцевом сужении после прекращения закачки теплоносителя, при этом дополнительная колонна труб оборудована клапанным узлом, выполненным с возможностью перекрытия боковых каналов дополнительной колонны труб и их открытия при взаимодействии с тарельчатым клапаном.
На фиг.1 изображена схема устройства в процессе закачки теплоносителя.
На. фиг.2 изображена схема устройства в процессе отбора разогретой нефти.
Устройство для теплового воздействия на пласт с тяжелой и битуминозной нефтью включает устьевую обвязку скважины 1 (на фиг.1 и 2 не показано), спущенную в эксплуатационную колонну скважины 1 колонну труб 2 (например, дополнительную колонну труб диаметром 114 мм) с пакером 3, установленным над продуктивным пластом 4 с тяжелой и битуминозной нефтью. Снизу на конце колонны труб 2 установлен тарельчатый клапан 5. Внутри колонны труб 2 размещена дополнительная колонна труб 6 (например, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм) с центраторами 7, выполненными из нетеплопроводного материала. Центраторы 7 выполнены из нетеплопроводного материала для снижения тепловых потерь при закачке теплоносителя и отборе разогретой тяжелой и битуминозной нефти.
Дополнительная колонна труб 6 концентрично вставлена в колонну труб 2 с герметизацией 8 в нижней части, выполненной в виде герметично вставляемого в цилиндр 9 и полого плунжера 10, причем цилиндр 9 размещается в составе колонны труб 2, а плунжер 8 установлен на нижнем конце дополнительной колонны труб 6, снабженной боковыми каналами 11 внизу. Дополнительная колонна труб 6 имеет возможность взаимодействия с тарельчатым клапаном 5. Выше герметизации 8 в дополнительной колонне труб 6 выполнено кольцевое сужение 12 под вставной плунжерный насос 13, спускаемый на насосных штангах 14 в дополнительную колонну труб 5 и герметично устанавливаемый в кольцевом сужении 9 после прекращения закачки теплоносителя.
Дополнительная колонна труб 6 оборудована клапанным узлом 15, выполненным с возможностью перекрытия боковых каналов 11 дополнительной колонны труб 6 и их открытия при взаимодействии с тарельчатым клапаном 5. Клапанный узел 15 выполнен аналогичным патенту РФ на полезную модель RU №55017, опубл. в бюл. №21 от 27.07.2006 г., в котором кольцевая проточка ниппеля, оснащенная радиальными каналами, имеет возможность герметичного перекрытия патрубком при его перемещении вверх.
Устройство работает следующим образом.
В эксплуатационную колонну скважины 1 спускают колонну труб 2 в компоновке с цилиндром 9, пакером 3 и тарельчатым клапаном 5 снизу, при этом в процессе спуска колонны труб 2 тарельчатый клапан 5 находится в закрытом положении (на фиг.1 и 2 не показано).
По мере спуска колонны труб 2 в эксплуатационную колонну скважины 1 увеличивается сила гидростатического давления, действующая под тарельчатым клапаном 5, в связи с чем повышается герметичность запорного узла, поэтому колонну труб 2 с вышеуказанной компоновкой и отсутствием скважинной жидкости во внутренней ее полости спускают до кровли продуктивного пласта 4.
Производят посадку пакера 3. Далее в колонну труб 2 спускают дополнительную колонну труб 6 с центраторами 7 из нетеплопроводного материала до упора нижнего заглушенного торца полого плунжера 10 на тарельчатый клапан 5 (см. фиг.1), при этом полый плунжер 10 располагается во внутренней полости цилиндра 9, то есть происходит герметизация 8 за счет уплотнительных колец полого плунжера 10, при этом нижний торец клапанного узла 15, находящийся на нижнем конце полого плунжера 10 дополнительной колонны труб 6, взаимодействует с тарельчатым клапаном 5 и за счет собственного веса дополнительной колонны труб 6 открывает тарельчатый клапан 5, при этом отверстия клапанного узла 15 (см. фиг.1 и 2) совмещаются с боковыми отверстиями 11 дополнительной колонны труб и подпакерное пространство скважины 1 сообщается с пространством внутри дополнительной колонны труб 6.
В случае если собственного веса дополнительной колонны труб 6 недостаточно для открывания тарельчатого клапана 5, закачивают теплоноситель и создают давление над тарельчатым клапаном 5 выше гидростатического давления жидкости, находящейся под тарельчатым клапаном 5. При этом клапан 5 открывается и давление под и над ним выравнивается, и в дальнейшем положение клапана 5 «открыто» сохраняется за счет собственного веса дополнительной колонны труб 6 и веса столба теплоносителя в ней.
з
Далее с устья скважины 1 осуществляют закачку разогретого любым известным способом теплоносителя (горячей воды, пара). Для этого с устья скважины 1 (см. фиг.1) по дополнительной колонне труб 6 любым известным насосом производят закачку теплоносителя в расчетном объеме V, при этом теплоноситель разогревает тяжелую и битуминозную нефть в интервале продуктивного пласта 4.
з
После закачки теплоносителя расчетного объема V закрывают задвижку устьевой обвязки (на фиг.1 и 2 не показано), предназначенную для закачки теплоносителя, и устанавливают плунжер вставного плунжерного насоса 13 (см. фиг.2) в кольцевое сужение 12, выполненное в дополнительной колонне труб 6, и запускают в работу привод (на фиг.1 и 2 не показано) посредством насосных штанг 14, соединенных с вставным плунжерным насосом 13, и производят отбор разогретой тяжелой и битуминозной нефти по дополнительной колонне труб 6 из продуктивного пласта 4 скважины 1.
Через определенный промежуток времени, когда из скважины 1 вставным плунжерным насосом 13 на поверхность будет отобран расчетный объем разогретой тяжелой и битуминозной нефти, отключают привод вставного плунжерного насоса 13 и приподнимают плунжер вставного плунжерного насоса 13 посредством насосных штанг 14 из кольцевого сужения 12 дополнительной колонны труб 6 на длину L=1-2 м (см. фиг.1).
з1
з
з1
з
з
Открывают задвижку устьевой обвязки, предназначенную для закачки теплоносителя, и с устья скважины 1 производят закачку теплоносителя по дополнительной колонне труб 6 в продуктивный пласт 4 в расчетном объеме V, большем V, то есть (V>V), при этом теплоноситель проникает еще глубже в продуктивный пласт 4 сравнительно с первоначально закачанным объемом V.
з1
После закачки расчетного объема V теплоносителя в продуктивный пласт 4 (см. фиг.2) закрывают задвижку устьевой обвязки, предназначенную для закачки теплоносителя, и устанавливают плунжер вставного плунжерного насоса 13 в кольцевое сужение 12, выполненное в дополнительной колонне труб 6.
Вновь запускают в работу привод (на фиг.1 и 2 не показано) и посредством насосных штанг 14, соединенных с вставным плунжерным насосом 13, производят отбор разогретой тяжелой и битуминозной нефти по дополнительной колонне труб 6 из продуктивного пласта 4 скважины 1.
В дальнейшем вышеописанный цикл повторяют до достижения максимально допустимого давления закачки теплоносителя в продуктивный пласт 4. При каждой последующей закачке теплоносителя в продуктивный пласт 4 увеличивается глубина проникновения (радиус охвата) теплоносителя в более отдаленные зоны продуктивного пласта 4 для разогревания тяжелой и битуминозной нефти, и, соответственно, при каждой последующей закачке увеличивается давление закачки.
з1
з1
з
з
з1
з
Давление закачки Р объема V в продуктивный пласт 4 превышает давление закачки Р объема V, то есть Р>Р, что обусловлено более глубоким проникновением теплоносителя в продуктивный пласт 4.
В результате с каждым циклом отбора разогретой тяжелой и битуминозной нефти и закачки теплоносителя увеличивается радиус прогрева продуктивного пласта 4 и обеспечивается приток разогретой тяжелой и битуминозной нефти к скважине 1 с более удаленной от скважины 1 зоны.
При необходимости ремонта герметизации 8, например замены уплотнительных колец на полом плунжере 10, извлекают дополнительную колонну труб 6 из скважины, при этом клапанный узел 15 дополнительной колонны труб 6 герметично перекрывает боковые каналы 11 дополнительной колонны труб 6, так как отверстия клапанного узла 15 оказываются ниже боковых отверстий 11 дополнительной колонны труб 6. Благодаря этому теплоноситель либо разогретая тяжелая и битуминозная нефть не попадают в межколонное пространство между колонной труб 2 и дополнительной колонной труб 6, где находятся центраторы 7, выполненные из нетеплопроводного материала, что исключает дополнительные работы по откачке жидкости из вышеупомянутого межколонного пространства.
Предлагаемое устройство для теплового воздействия на пласт с тяжелой и битуминозной нефтью имеет расширенные функциональные возможности, так как позволяет сочетать периодическую закачку теплоносителя в продуктивный пласт с отбором разогретой тяжелой и битуминозной нефти из продуктивного пласта.
Кроме того, повышение эффективности работы устройства связано с тем, что оно позволяет производить обширный прогрев пласта с тяжелой и битуминозной нефтью за счет постепенного увеличения с каждым циклом объема закачки теплоносителя в продуктивный пласт, обеспечивая приток разогретой тяжелой и битуминозной нефти к скважине с удаленной от скважины зоны.