Оборудование для тепловой изоляции колонны насосно- компрессорных труб

 

Изобретение относится к термическим способам добычи нефти и может быть использовано для повышения эффективности тепловой изоляции при нагнетании теплоносителей и эксплуатации нефтяных скважин. Цель изобретения - повышение надежности работы оборудования при больших глубинах скважины. Оборудование для тепловой изоляции колонны насосно-компрессорных труб в скважине включает жестко связанные с устьевым оборудованием внутреннюю колонну труб 1, наружную колонну труб 2 и эксплуатационную колонну 3. Они образуют кольцевые пространства 4, 5 соответственно между колоннами труб 1, 2 и колоннами труб 2, 3. В кольцевых пространствах установлены центраторы 6, связанные с одной из колонн труб, образующих кольцевое пространство. В нижней части оборудования для тепловой изоляции установлен дифференциальный насос из двух последовательно соединенных между собой цилиндров (Ц) 7, 8 различного диаметра и двух плунжеров (П) 9, 10. Последние образуют с верхним Ц 7 рабочую камеру 11. Наружная колонна труб 2 в верхней части имеет жестко связанный с ней и с устьевым оборудованием 15 зубчатого пространства Ц 16. Устьевая арматура 17 межтрубного пространства имеет жестко связанный с ней П 18. При этом П 18 установлен с возможностью осевого перемещения, взаимодействия с Ц 16 и образования кольцевого канала 19 для связи межтрубного пространства выкидной линией устьевой арматуры. При нагнетании теплоносителя в скважину или отбора продукции из пласта происходит температурная деформация (ТД) колонн труб 1 и 2. Вначале ТД обеспечивается за счет перемещения в нижних герметизирующих парах П 9 Ц 7 и П 10 Ц 8. При дальнейшем повышении температуры ТД обеспечивается перемещением в верхней паре Ц 16 и П 18. 3 ил.

Изобретение относится к термическим способам добычи нефти и может быть использовано для повышения эффективности тепловой изоляции при нагнетании теплоносителей и эксплуатации нефтяных скважин. Цель изобретения повышение надежности работы оборудования при увеличении глубины вакуумирования кольцевого межтрубного пространства. На фиг.1 схематично показано оборудование для тепловой изоляции колонны насосно-компрессорных труб в скважине в исходном состоянии; на фиг.2 то же оборудование в момент закачки теплоносителя или отбора продукции; на фиг.3 вариант выполнения верхней части оборудования. Оборудование для тепловой изоляции колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) включает (фиг.1) жестко связанные с устьевой арматурой внутреннюю колонну труб 1, наружную колонну труб 2 и эксплуатационную колонну 3, образующие кольцевые пространства 4 и 5 соответственно между колоннами труб 1, 2 и между колоннами труб 2, 3. В кольцевых пространствах между колоннами для обеспечения их коаксиального расположения установлены центраторы 6, связанные с одной из колонн, образующих кольцевое пространство. В нижней части оборудования для тепловой изоляции установлен дифференциальный насос, состоящий из жестко связанных с нижней частью наружных труб 2 двух последовательно соединенных между собой цилиндров 7, 8 различного диаметра и жестко связанных с нижней частью внутренней колонны труб 1 двух последовательно соединенных плунжеров 9, 10, образующих с верхним цилиндром 7 наружной колонны труб 2 рабочую камеру 11, изменяющую свой объем при перемещении плунжеров 9 и 10 в цилиндрах 7 и 8. Отвод газожидкостной среды из межтрубного кольцевого пространства 4 осуществляется за счет гидравлической связи кольцевого пространства 4 через рабочую камеру 11 с внутритрубным пространством 12 обратными клапанами 13 и 14. Клапан 14 может быть установлен и в нижней части рабочей камеры 11. В этом случае гидравлическая связь камеры 11 осуществляется с кольцевым пространством 5, т.е. пространством между наружной и эксплуатационной колоннами. Наружная колонна труб 2 в верхней части имеет жестко и герметично связанный с ней и с устьевым оборудованием 15 затрубного пространства цилиндр 16, а устьевая арматура 17 межтрубного пространства имеет жестко связанный с ней плунжер 18, установленный с возможностью осевого перемещения относительно цилиндра 16 при взаимодействии с ним с обеспечением герметичного скользящего соединения. Плунжер 18 образует кольцевой канал 19 для связи кольцевого межтрубного пространства с выкидной линией устьевой арматуры. Кольцевой канал 19 может быть образован плунжером 18 как с внутренней колонной труб 1 (фиг. 1, 2), так и с наружной колонной труб 2 (фиг.3). Для сокращения теплопотерь от внутренней колонны труб 1 за счет теплового излучения одна из колонн труб (внутренняя или наружная) или обе могут быть выполнены с отражающими покрытиями, например альфольевыми, а в межтрубном пространстве 4 может быть размещен теплоизоляционный материал, например, из чередующихся слоев базальтового холста и алюминиевой фольги. С целью предупреждения воздействия высоких температур и повреждения скважин, направления потока теплоносителя в разрабатываемый объект затрубное пространство скважины между наружной колонной труб 2 и эксплуатационной колонной 3 может перекрываться пакером (над или под дифференциальным насосом) и с целью предотвращения утечек вверх в надпакерную зону и воспламенения заполняться инертным газом под давлением (например, азотом). Для уменьшения теплопотерь и трения центраторы могут быть изготовлены из антифрикционного материала с низким коэффициентом теплопроводности и теплового расширения. Это исключает наличие тепловых мостов, заеданий, которые могут возникнуть при взаимном перемещении колонн труб. Оборудование работает следующим образом. По внутренней (нагнетательной) колонне НКТ 1 нагнетают теплоноситель в скважину (или отбирают из пласта продукцию). Нагнетательная система, скважина и горные породы нагреваются. В результате температурной деформации колонны труб 1 и 2 удлиняются. В соответствии с законом теплообмена нагнетательной системы со скважиной и горными породами температура внутренней (нагнетательной) колонны труб 1 выше температуры наружной колонны труб 2, поэтому удлинение внутренней колонны труб 1 больше, чем наружной колонны труб 2. Вес колонны труб 1 больше силы гидростатического давления скважинной среды на плунжер 9 и колонну труб 1, поэтому температурная деформация их относительно друг друга обеспечивается вначале за счет перемещения в нижних герметизирующих парах плунжер цилиндр 7, 9 и 8, 10 дифференциального насоса. Герметично и жестко соединенные между собой и с внутренней колонной труб 1 плунжеры 9 и 10 перемещаются вниз относительно цилиндров 7 и 8, объем кольцевой замкнутой камеры 11 (рабочей камеры) уменьшается, клапаны 13 и 14 закрыты. Газожидкостная система, находящаяся в рабочей камере 11, сжимается, давление ее возрастает. При превышении давлением газожидкостной системы в рабочей камере 11 давления в скважине клапан 14 открывается и газожидкостная среда из камеры 11 стравливается (вытесняется) в скважину (или во внутреннюю колонну труб). При дальнейшем повышении температуры колонны труб 1 и дальнейшем температурном удлинении ее плунжеры 9 и 10 перемещаются вниз до упора в ступеньку цилиндров 7, 8, при этом мертвое пространство вакуумного насоса равно нулю (или стремится к нулю), и далее температурная деформация обеспечивается перемещением в верхней паре цилиндр плунжер 16, 18. Плунжер 18, жестко и герметично соединенный с внутренней колонной труб 1, перемещается вверх относительно цилиндра 16, жестко и герметично соединенного с наружной колонной труб 2, и верхняя часть внутренней колонны выдвигается вверх относительно устьевой арматуры 15. Длину внутренней 1 и наружной 2 колонн труб подбирают так, чтобы обеспечить упор (замыкание) дифференциального плунжера 9, 10 в ступень дифференциального цилиндра 7, 8 при минимальной разности температур колонн труб 1 и 2. В этом случае гарантируется сведение мертвого пространства вакуумного насоса к нулю, глубокое вакуумирование замкнутого кольцевого межтрубного пространства. Затем снижают термодинамические или гидродинамические параметры закачиваемого теплоносителя или отбираемой продукции. В соответствии с законом теплообмена системы со скважиной и горными породами температура внутренней (нагнетательной) колонны труб 1 снижается на большую величину, чем наружной колонны труб 2, поэтому внутренняя колонна труб 1 сокращается на существенно большую величину, чем наружная колонна труб 2. Сокращение длины колонны труб 1 приводит к движению верхней части колонны труб 1 с плунжером 18 вниз, посадке колонны труб 1 на устьевую арматуру, затем к выборке продольно-винтового изгиба и сжатия и в последнюю очередь к движению плунжеров 9, 10 вверх относительно цилиндров 7, 8. При перемещении плунжеров 9, 10 вверх относительно цилиндров 7, 8 объем рабочей камеры 11 дифференциального насоса увеличивается, давление газожидкостной системы в ней снижается и при его снижении до давления в кольцевом замкнутом межтрубном пространстве 4 клапан 13 открывается, клапан 14 при этом закрыт и газожидкостная среда из пространства 4 поступает в рабочую камеру 11. В конце хода плунжеров 9, 10 вверх клапан 13 закрывается. Далее циклы повторяются. Термодинамические параметры закачиваемого в скважину теплоносителя (например, влажного водяного пара) могут быть изменены путем регулирования (изменения) давления теплоносителя на устье скважины. Так как для влажного водяного пара температура однозначно определяется давлением, то со снижением давления снижается и температура. Регулирование давления пара может быть осуществлено запорной и регулирующей арматурой, установленной, например, на устье скважины. Для капельного теплоносителя (например, горячей или перегретой воды) изменение температуры в скважине может быть достигнуто путем регулирования температуры теплоносителя, вырабатываемого непосредственно промысловым источником парогенератором или водогрейной установкой, или путем регулирования расхода закачиваемого теплоносителя запорной или регулирующей арматурой, установленной на устье скважины. Для эксплуатационной добывающей скважины термодинамические параметры (температура) регулируются путем изменения гидродинамических параметров, т. е. путем изменения расхода отбираемой продукции запорной или регулирующей арматурой, установленной на устье скважины. Во всех случаях термодинамического или гидродинамического (расход) изменения параметров потока достигается регулирование термодинамического параметра рабочего агента (теплоносителя или отбираемой продукции) температуры, а значит, и температуры внутренней колонны труб и, как следствие, изменение ее длины в результате температурной деформации, при этом температурной деформацией наружной колонны пренебрегают вследствие ее незначительности. Регулирование температуры потока теплоносителя или продукции скважины позволяет осуществлять вакуумирование нагнетательной системы. Регулирование (периодичность изменения температуры теплоносителя или отбираемой продукции) может быть установлено расчетным или опытным и определяется необходимой глубиной вакуумирования межтрубного пространства системы, спецификой условий применения. Способ может быть реализован и при непрерывной закачке теплоносителя или при непрерывном отборе продукции. При этом вакуумирование может быть обеспечено путем изменения температуры наружной колонны труб периодической подкачкой теплоносителя или отбором продукции по затрубному пространству так как изменение температуры наружного ряда труб вызывает изменение его длины в результате температурной деформации, при этом температурной деформацией внутренней колонны пренебрегают вследствие ее незначительности. Перед осуществлением способа может быть осуществлено предварительное вытеснение жидкости из межтрубного пространства газом путем его подачи в межтрубное пространство через канал 19 (например, инертным газом) и последующий его выпуск из межтрубного пространства.

Формула изобретения

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТЕПЛОВОЙ ИЗОЛЯЦИИ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ в скважине, включающее жестко связанные с устьевым оборудованием, коаксиально расположенные эксплуатационную колонну, внутреннюю и наружную колонны труб, образующие кольцевые пространства, установленные между внутренней и наружной колонными труб и связанные с одной из них центраторы, жестко связанные с нижней частью наружной колонны труб два последовательно соединенные между собой цилиндра различного диаметра, два последовательно соединенные плунжера, жестко связанные с нижней частью внутренней колонны труб и образующие с верхним цилиндром наружной колонны рабочую камеру, гидравлически связанную с кольцевым пространством и внутритрубным или затрубным пространством посредством обратных клапанов, отличающееся тем, что, с целью повышения надежности работы при увеличении глубины вакуумирования кольцевого межтрубного пространства, наружная колонна труб в верхней части снабжена жестко соединенным с ней и с эксплуатационной колонной цилиндром, а внутренняя колонна труб снабжена жестко связанным с ней плунжером, установленным с возможностью осевого перемещения и взаимодействия с цилиндром колонны наружных труб, причем в месте расположения плунжерной пары между внутренней и наружной колоннами труб образован канал для связи кольцевого межтрубного пространства с выкидной линией устьевой арматуры.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3