УСТРОЙСТВО ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
DEVICE FOR OIL DISPLACEMENT FROM HORIZONTAL WELL

Изобретение относится к области добычи нефти с применением тепла, преимущественно из коллекторов с тяжелой, высоковязкой или битумной нефтью.
8
Известно устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающее двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом, при этом обе скважины по всей длине снабжены оптико-волоконным кабелем с термодатчиками.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, большие финансовые и материальные затраты, связанные со строительством двухустьевых скважин (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной), кроме того, термодатчики на оптико-волоконном кабеле размещены по всей длине обеих стволов двухустьевых скважин;
- во-вторых, о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Данный процесс не происходит автоматически и требует постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для теплового вытеснения продукции горизонтальной скважины (патент RU №2067168, E21B 43/24, опубл. 27.09.1996 г.), включающее спущенные в горизонтальную скважину: обсадную колонну труб, которая зацементирована до горизонтального участка, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакер, центрирующий и изолирующий затрубное пространство НКТ в горизонтальном участке.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, небольшая площадь прогрева продуктивного пласта, что связано с постоянным режимом закачки рабочего реагента (горячего газа), при этом в большей степени прогревается только приствольная часть горизонтального участка;
- во-вторых, низкая эффективность прогрева продуктивного пласта, так как при постоянном режиме закачки увеличивается время разогрева продуктивного пласта;
- в-третьих, осложнен ремонт скважины, так как согласно конструкции скважины обсадная колонна выполнена неизвлекаемой, что приводит к дополнительным финансовым и материальным затратам при ремонте скважины.
Задачей изобретения является создание конструкции устройства, позволяющего сократить время на прогрев продуктивного пласта с тяжелой, высоковязкой или битумной нефтью, а также увеличить площадь охвата прогревом продуктивного пласта с возможностью упрощения ремонта скважины за счет возможности извлечения обсадной колонны при необходимости.
Поставленная задача решается устройством для вытеснения нефти из горизонтальной скважины, включающим спущенные в горизонтальную скважину обсадную колонну, которая зацементирована до горизонтального участка, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакер, центрирующий изолирующий затрубное пространство колонны НКТ в горизонтальном участке.
Новым является то, что скважину дополнительно оснащают эксплуатационной колонной, размещенной снаружи колонны НКТ, с выходными каналами на конце и входными - в начале горизонтального участка, а пакер установлен между эксплуатационной колонной и колонной НКТ, причем эксплуатационная колонна снаружи между входными и выходными каналами оснащена надувным пакером, сообщенным с внутренним пространством эксплуатационной колонны со стороны устья от пакера, и дополнительным пакером, изолирующим скважинное пространство выше горизонтального участка, причем входные каналы эксплуатационной колонны сообщены с колонной НКТ, а выходные - с межтрубным пространством через технологический клапан, состоящий из корпуса с внутренним полым патрубком, в котором выполнены радиальные каналы, разделенные перегородкой, причем радиальные каналы, размещенные от перегородки со стороны выходных каналов эксплуатационной колонны, перекрыты подпружиненным в сторону устья кольцевым поршнем, выполненным с возможностью продольного ограниченного перемещения в корпусе со сжатием пружины и открытием этих радиальных каналов.
На фиг.1 изображена схема предложенного устройства для вытеснения нефти из горизонтальной скважины.
На фиг.2 в разрезе изображен технологический клапан.
Устройство для вытеснения нефти из горизонтальной скважины 1 (см. фиг.1) состоит из обсадной колонны 2, спущенной в горизонтальную скважину 1 и зацементированной до горизонтального участка 3.
Горизонтальная скважина 1 дополнительно оснащена эксплуатационной колонной 4. Внутри эксплуатационной колонны 4 размещена колонна НКТ 5. Кроме того, эксплуатационная колонна 4 оснащена выходными каналами 6 на конце горизонтального участка 2 и входными каналами 7 в начале горизонтального участка 2. Пакер 8 установлен между эксплуатационной колонной 4 и колонной НКТ 5.
Эксплуатационная колонна 4 снаружи между входными 7 и выходными 6 каналами оснащена надувным пакером 9, сообщенным с внутренним пространством 10 эксплуатационной колонны 4 со стороны устья от пакера 9, и дополнительным пакером 11, изолирующим скважинное пространство 12 выше горизонтального участка 2.
Входные каналы 7 эксплуатационной колонны 4 сообщены с колонной НКТ 5, а выходные каналы 6 эксплуатационной колонны 4 - с межтрубным пространством 13 через технологический клапан 14. Технологический клапан 14 (см. фиг.2) состоит из корпуса 15 с внутренним полым патрубком 16, в котором выполнены радиальные каналы 17 и 18, разделенные перегородкой 19.
Радиальные каналы 18, размещенные от перегородки 18 со стороны выходных каналов 6 эксплуатационной колонны 4, перекрыты подпружиненным пружиной 20 в сторону устья (на фиг.1 и 2 не показано) кольцевым поршнем 21, выполненным с возможностью продольного ограниченного перемещения в корпусе 15 со сжатием пружины 19 и открытием радиальных каналов 17.
Технологический клапан 14, включенный в состав устройства, выполнен таким образом, что позволяет создавать как теплофизическое воздействие, так и виброволновое воздействие на продуктивный пласт 22 с тяжелой, высоковязкой или битумной нефтью (далее пласт), что позволяет уменьшить время разогрева и увеличить площадь охвата прогревом пласта 22.
max
Согласно теории Дебая коэффициенты теплопроводности и температуропроводности прямо пропорционально зависят от скорости распространения упругих колебаний µ. В свою очередь, максимальная скорость зависит от частоты
где A - амплитуда колебаний;
v - частота колебаний.
Получим, что температуропроводность - a и теплопроводность J - твердых тел зависят от частоты колебаний в виде
v
C - объемная теплоемкость твердого тела;
L - среднее расстояние между двумя последовательными соударениями фонона при соответствующей частоте.
Устройство работает следующим образом.
Перед эксплуатацией устройства, как показано на фиг.1 производят монтаж устройства в горизонтальной скважине 1.
Закачку рабочего агента (например, пара) от парогенераторной установки (ПГУ) (на фиг.1 и 2 не показано) в горизонтальную скважину 1 осуществляют по внутреннему пространству 10, при этом поток пара через перепускные отверстия 23 поступает во внутреннюю полость надувного пакера 9, который прижимается к внутренним стенкам скважины, а также через отверстия 24 - в технологический клапан 14.
В технологическом клапане 14 поток пара попадает внутрь корпуса 15 и через радиальные каналы 17 полого патрубка 16 воздействует слева направо (по направлению потока пара (см. фиг.1) на кольцевой поршень 21, в результате чего последний, сжимая пружину 20, перемещается слева направо относительно находящихся неподвижно корпуса 15 и полого патрубка 16 до тех пор, пока не откроются радиальные каналы 18 полого патрубка 16, которые были перекрыты кольцевым поршнем 21 в исходном положении.
Поток пара в технологический клапан 14 продолжают нагнетать, вследствие чего поток пара через открывшиеся под действием давления пара радиальные каналы 18 попадает внутрь полого патрубка 16, откуда поступает через технологические каналы 22, выполненные у левого конца в полом патрубке 16 в пружинное пространство между корпусом 15 и полым патрубком 16. Также поток пара поступает в оконечную часть эксплуатационной колонны 4 и далее через ее выходные каналы 7 пар попадает в пласт, прогревая его диаметрально наружу от горизонтального участка 2.
В это время давление пара перед (со стороны устья) кольцевым поршнем 21 падает и последний за счет возвратной силы пружины 20 возвращается обратно, перемещается справа налево относительно находящихся неподвижно корпуса 15 и полого патрубка 16, перекрывая радиальные отверстия 18.
Кроме того, при обратном перемещении кольцевого поршня 21 на него оказывается дополнительный подпор пара за счет технологических каналов 25, выполненных у левого конца в полом патрубке 16, через которые поток пара поступает в пружинное пространство и воздействует справа налево на кольцевой поршень 21, что повышает эффективность вибрационной работы технологического клапана 14.
Нагнетание пара продолжают непрерывно, при этом давление пара перед кольцевым поршнем 21 внутри корпуса 15 возрастает и кольцевой поршень 21, сжимая пружину 20, перемещается слева направо относительно находящихся неподвижно корпуса 15 и полого патрубка 16 до тех пор, пока не откроются радиальные каналы 18 полого патрубка 16, которые были перекрыты кольцевым поршнем 21, и цикл повторяется.
Надувной пакер 9 исключает непосредственный контакт эксплуатационной колонны 4 с внутренними стенками скважины 1, что исключает преждевременное охлаждение пара.
Под действием напора пара кольцевой поршень 21 технологического клапана 14 совершает колебательные движения, при этом происходит периодическое перекрывание радиальных каналов 18 полого патрубка 16, что вызывает излучение гидравлических ударных волн, то есть пульсированное нагнетание пара в продуктивный пласт.
Таким образом осуществляется виброволновое воздействие на пласт.
Разогретый продукт (нефть) отбирают в начале горизонтального участка 3 горизонтальной скважины 1, при этом разогретая нефть поступает из пласта в затрубное пространство 24 эксплуатационной колонны 4 и через радиальные каналы 26 поступает внутрь колонны НКТ 5, где поступает на прием насоса 27, который может быть любым известной конструкции, например винтовым. Насос 27 перекачивает разогретую нефть по колонне НКТ на дневную поверхность.
Как вариант, при использовании устройства возможен спуск части колонны НКТ 5, находящейся в горизонтальном участке 3 в сборе вместе с эксплуатационной колонной 4, после чего в эксплуатационную колонну 4 спускается верхняя часть колонны НКТ 5, которая посредством муфты 28 герметично фиксируется с нижней частью колонны НКТ 5.
При необходимости эксплуатационную колонну 5 и колонну НКТ 9 можно извлечь и произвести ремонтные работы в горизонтальной скважине 1.
Предложенная конструкция устройства для вытеснения нефти из горизонтальной скважины позволяет сократить время на прогрев продуктивного пласта, а также увеличить площадь охвата прогревом продуктивного пласта за счет теплофизического и виброволнового воздействия на продуктивный пласт рабочим агентом (горячим газом). Кроме того, предложенная конструкция устройства позволяет упростить ремонт скважины за счет возможности извлечения обсадной колонны при необходимости.