Способ сооружения и эксплуатации паронагнетательной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области добычи нефти тепловыми методами, и может быть использовано для нагнетания теплоносителя в продуктивный пласт. Способ включает строительство скважины, обсаженной колонной обсадных труб, спуск в нее колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и герметизацию устья скважины. При строительстве скважины ее обсаживают дополнительной верхней колонной обсадных труб, в которую спускают колонну обсадных труб меньшего диаметра, прикрепляя к ней центраторы на сопрягаемых с верхней колонной обсадных труб участках. На нижнем центраторе размещают обратный клапан, а на устье скважины - штуцер для подключения источника газа и компенсатор тепловых расширений колонны обсадных труб, спускают колонну НКТ с центраторами. На нижнем центраторе размещают обратный клапан и пакер в виде якоря-уплотнителя, расширяемый дорном, который совместно с дорном герметизирует затрубное пространство скважины и образует прочное механическое соединение. На устье скважины размещают штуцер для подключения источника газа и компенсатор тепловых расширений колонны НКТ. Устье скважины теплоизолируют разъемным теплоизолирующим материалом и снабжают компенсатором тепловых расширений НКТ. Обеспечивает повышение надежности работы паронагнетательной скважины и уменьшение тепловых потерь при нагнетании через нее теплоносителя в продуктивный пласт. 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области добычи нефти тепловыми методами, и может быть использовано для нагнетании теплоносителя в продуктивный пласт.

Известен способ сооружения и способ эксплуатации горизонтальной скважины (патент РФ №2159317, Е21В 7/04, 43/20, опубл. в Бюл. №32 от 20.11.2000 г.), включающий строительство двухустьевой скважины, обсаженной обсадными трубами и оснащенной заколонным пакером. С одного устья в скважину закачивают жидкий или газообразный агент с целью поддержания пластового давления, а с другого устья ведется добыча углеводородов.

Недостатком способа является то, что устье скважины не теплоизолировано и при закачке теплоносителя по колонне труб в пласт прогревается вся скважина и теплопотери будут значительными. Кроме этого, в скважине не предусмотрены устройства для компенсации температурных расширений труб, что может привести к аварийным ситуациям.

Известен также способ теплоизоляции нагнетательной скважины (патент РФ №2120540, Е21В 36/00, опубл. в Бюл. №29 от 20.10.1998 г.), включающий спуск в обсаженную колонной обсадных труб скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, установку концентрично насосно-компрессорным трубам выше пакера дополнительной разделительной трубы с образованием кольцевых полостей, сообщающихся с поверхностью, и герметизацию устья скважины. При нагнетании через насосно-компрессорные трубы теплоносителя в пласт по кольцевым полостям одновременно прокачивают теплоизолирующий агент (газ), который постоянно отводит тепло из зоны теплоизоляции.

Недостатком способа является то, что устье скважины не теплоизолировано и отсутствуют компенсаторы температурных расширений труб, что может привести к аварийным ситуациям. Кроме этого, вместо теплоизоляции устья скважины, насосно-компрессорных труб и регулирования температуры теплоносителя парогенератором постоянно отводят тепло из этой зоны, что приводит к дополнительным затратам.

Задачей предлагаемого технического решения является повышение надежности работы паронагнетательной скважины и уменьшение тепловых потерь при нагнетании через нее теплоносителя в продуктивный пласт.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим строительство скважины обсаженной обсадными трубами, спуск в нее колонны насосно-компрессорных труб с пакером и герметизацию устья скважины.

Новым является то, что при строительстве скважины ее обсаживают дополнительной верхней колонной обсадных труб, в которую спускают колонну обсадных труб меньшего диаметра, прикрепляя к ней центраторы на сопрягаемых с верхней колонной обсадных труб участках, причем на нижнем центраторе размещают обратный клапан, а устье скважины оснащают штуцером для подачи газа в затрубное пространство и компенсатором тепловых расширений колонны обсадных труб, спускают колонну насосно-компрессорных труб с центраторами, причем на нижнем центраторе размещают обратный клапан, и пакером в виде якоря-уплотнителя, расширяемого дорном, который совместно с дорном герметизирует затрубное пространство скважины и образует с обсадной трубой прочное механическое соединение, устье скважины оснащают штуцером для подачи газа в затрубное пространство, компенсатором тепловых расширений колонны насосно-компрессорных труб и изолируют разборным теплоизолирующим материалом, снабдив компенсатором тепловых расширений и защитив от атмосферных воздействий. Новым является и то, что затрубные пространства колонн обсадных и насосно-компрессорных труб освобождают от накопившейся жидкости, по мере необходимости, последовательно выдавливая подаваемым через штуцеры давлением газа через обратные клапаны, применяют компенсаторы тепловых расширений сальникового типа, корпусы которых прикрепляют к верхним муфтам обсадных труб. Кроме этого, на внутренние поверхности обсадных труб наносят теплоотражающее покрытие, в качестве теплоизолятора используют воздух, а для теплоизоляции устья скважины применяют мерные рулоны минеральной (каменной) ваты, защитив их от атмосферных воздействий, в качестве сальниковой набивки компенсаторов применяют графитсодержащий материал, а сопрягаемые с ним наружные поверхности обсадных и насосно-компрессорных труб подвергают чистовой обработке и изоляции от коррозии.

На фиг.1 приведена схема предлагаемой паронагнетательной скважины (наземный трубопровод показан условно).

На фиг.2 - теплоизоляция устья скважины, сечение А-А по фиг.1.

На фиг.3 - нижний центратор с обратным клапаном на колонне насосно-компрессорных труб, сечение Б-Б по фиг.1.

На фиг.4 - обратный клапан на нижнем центраторе колонны обсадных труб, выноска В по фиг.1.

Способ осуществляют в следующей последовательности. При строительстве скважины ее обсаживают дополнительной верхней колонной обсадных труб 1 (фиг.1), в которую спускают колонну обсадных труб 2 меньшего диаметра с щелевым фильтром (на фиг. не показан) для зоны продуктивного пласта, прикрепляя к ней центраторы 3 на сопрягаемых с верхней колонной обсадных труб 1 участках, причем на нижнем центраторе размещают обратный клапан 4 (фиг.4), а устье скважины оснащают штуцером 5 (фиг.1) для подвода газа в затрубное пространство 6 и компенсатором тепловых расширений 7 (компенсатор) обсадной колонны труб 1. В колонну обсадных труб 2 спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 8 с центраторами 9, причем на нижнем центраторе также размещают обратный клапан 10 (фиг.3) и пакер 11 (фиг.1) в виде якоря-уплотнителя 12, расширяемого дорном 13, который совместно с дорном 13 герметизирует затрубное пространство 14 скважины и образует с обсадной трубой 2 прочное механическое соединение, а устье скважины оснащают штуцером 15 (фиг.1) для подвода газа в затрубное пространство 14 и компенсатором 16 колонны НКТ 8. При этом образовавшиеся затрубные пространства 6 и 14 между дополнительной верхней колонной обсадных труб 1 и колонной труб меньшего диаметра 2, колоннами труб меньшего диаметра 2 и НКТ 8, заполнены воздухом. Воздух является хорошим теплоизолятором (теплопроводность - 0,03 Вт/м·К). Устье скважины изолируют разборным теплоизолирующим материалом 17, на который надевают чехол 18, имеющий гофрированный участок 19, и прикрепляют поясами 20, 21 и снабжают компенсатором 22 наземных труб 23, которые также теплоизолированы. На внутренние поверхности обсадных труб рекомендуется наносит теплоотражающее покрытие (например, цинк). Применяют компенсаторы сальникового типа, включающие корпусы 24 и 25, прикрепленные соответственно к верхним муфтам 26 и 27 обсадных труб 1 и 2. Сальниковую набивку 28 поджимают при каждой необходимости, соответственно, грундбуксами 29 и 30 с помощью гаек 31. В качестве сальниковой набивки 28 используют графитсодержащий материал, а сопрягаемые с ним наружные поверхности обсадной и НКТ подвергают чистовой обработке и защите от коррозии (например, напылением противокоррозионного материала).

При добыче высоковязких нефтей и битумов тепловыми методами в продуктивный пласт необходимо подводить теплоноситель (перегретый пар) с температурой до 350°С. Материалы всех элементов конструкции скважины должны быть работоспособными в этих условиях. Известные материалы - минеральная (каменная) - вата могут применяться для теплоизоляции поверхностей с рабочей температурой до 700°С. Они имеют хорошие теплоизоляционные свойства (теплопроводность при температуре 300°С - 0,09-0,16 Вт/м·К), волокнистую структуру, несгораемы, сжимаемы, экологически безопасны, могут поставляться в виде прошитых рулонов заданной толщины и в виде прошитых рулонов армированных стальной сеткой и алюминиевой фольгой. Однако при применении этих материалов на практике необходимо надежно предохранять их от атмосферных воздействий. Это обеспечивает защитный чехол 18, изготавливаемый из армированной полиэтиленовой пленки. Гофрированный участок 19 защитного чехла 18 предохраняет его от разрушения при работе. В качестве материала сальниковой набивки 28 компенсаторов 7 и 16 предлагаем применять материал типа "Графлекс", который состоит на 99% из графита и связующего, может работать при температурах выше 700°С, формуется, прессуется и обладает смазывающими свойствами.

Закачку пара в продуктивный пласт осуществляют через наземную теплоизолированную трубу 23 и НКТ 8 (фиг.1). При этом кольцевые полости 6 и 14 заполнены воздухом и совместно с теплоизолирующим материалом 17 уменьшают теплопотери пара. Возникающие при этом температурные расширения колонны обсадных труб 2, НКТ 8 и труб 23 компенсируют соответствующие компенсаторы 7, 16 и 22. В случае заполнения кольцевых полостей 6 и 14 скважинной жидкостью (водой), увеличивающей теплопотери пара, сначала подключают источник газа к штуцеру 5 и давлением выдавливают воду через обратный клапан 4 в полость 14, затем подключают источник газа к штуцеру 15 и выдавливают воду через обратный клапан 10 вовнутрь НКТ. Эти операции выполняют по мере необходимости. В качестве газа можно использовать сухой пар.

Наличие теплоизолирующих полостей 6 и 14 позволяет также предохранить цементный камень колонны обсадных труб скважины от воздействия высоких температур.

Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа сооружения и эксплуатации паронагнетательной скважины заключается в следующем. Оснащение НКТ пакером, а скважины компенсаторами, расположенными на поверхности и удобными для обслуживания, повышает надежность работы скважины. Теплоизоляция устья скважины разборным теплоизолирующим материалом, защищенным от атмосферных воздействий, и наличие нескольких теплоизолирующих полостей, заполненных воздухом, а также покрытие внутренних поверхностей обсадных труб теплоотражающим материалом позволит уменьшить потери тепла при нагнетании теплоносителя в продуктивный пласт. Периодическое выдавливание накопившейся в полостях жидкости не вызывает технических трудностей. Применение в качестве теплоизолирующего материала минеральной (каменной) ваты, а в качестве сальниковой набивки - графитосодержащего материала позволит повысить температуру нагнетаемого теплоносителя. Применение простых компенсаторов сальникового типа, размещение их на верхних муфтах обсадных труб, а также чистовая обработка и изоляция сопрягаемых с ними поверхностей обсадной и НКТ от коррозии также повышает надежность работы скважины. Для герметизации устья скважины не требуется применения дорогостоящей арматуры. Способ применим в наклонных и горизонтальных скважинах.

1. Способ сооружения и эксплуатации паронагнетательной скважины, включающий строительство скважины обсаженной колонной обсадных труб, спуск в нее колонны насосно-компрессорных труб с пакером и герметизацию устья скважины, отличающийся тем, что при строительстве скважины ее обсаживают дополнительной верхней колонной обсадных труб, в которую спускают колонну обсадных труб меньшего диаметра, прикрепляя к ней центраторы на сопрягаемых с верхней колонной обсадных труб участках, причем на нижнем центраторе размещают обратный клапан, а устье скважины оснащают штуцером для подачи газа в затрубное пространство и компенсатором тепловых расширений обсадной колонны труб, спускают насосно-компрессорные трубы с центраторами, причем на нижнем центраторе размещают обратный клапан, и пакером в виде якоря-уплотнителя, расширяемого дорном, который совместно с дорном герметизирует затрубное пространство скважины и образует с обсадной трубой прочное механическое соединение, устье скважины оснащают штуцером для подачи газа в затрубное пространство, компенсатором тепловых расширений колонны насосно-компрессорных труб и изолируют разборным теплоизолизолирующим материалом, снабдив компенсатором тепловых расширений и защитив от атмосферных воздействий.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что затрубные пространства колонн обсадных и насосно-компрессорных труб освобождают от накопившейся жидкости по мере необходимости, последовательно выдавливая подаваемым через штуцеры давлением газа через обратные клапаны.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что применяют компенсаторы тепловых расширений сальникового типа, корпуса которых прикрепляют к верхним муфтам обсадных труб.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что на внутренние поверхности обсадных труб наносят теплоотражающее покрытие, а теплоизолятором является воздух.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что для теплоизоляции устья скважины применяют мерные рулоны минеральной (каменной) ваты, защитив их от атмосферных воздействий.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сальниковой набивки компенсаторов применяют графитсодержащий материал, а сопрягаемые с ним наружные поверхности обсадной и насосно-компрессорной труб подвергают чистовой обработке и изоляции от коррозии.