Компенсатор термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в составе технологического оборудования для компенсации термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб. Технический результат – обеспечение компенсации значительных термобарических изменений длины клоны НКТ с теплоизолирующим покрытием и обеспечение герметичности разобщения подпакерной зоны скважины от надпакерной зоны скважины. Компенсатор термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб содержит наружную трубу, имеющую возможность соединения с обсадной трубой потайной колонны скважины, внутреннюю трубу, расположенную коаксиально в наружной трубе, а также уплотнительные элементы. Наружная и внутренняя трубы установлены с образованием кольцевой полости между ними и скреплены друг с другом. Компенсатор оснащен промежуточной трубой, имеющей возможность соединения с колонной насосно-компрессорных труб и установленной в упомянутой кольцевой полости с возможностью осевого возвратно-поступательного перемещения и с зазорами относительно внутренней поверхности наружной трубы и внешней поверхности внутренней трубы. На внешней и внутренней поверхностях наружной трубы установлены упоры, имеющие возможность контакта одним торцом с опорной соединительной муфтой, закрепленной на обсадной трубе хвостовика скважины, а другим торцом - с уплотнительными элементами, имеющими возможность сжатия, один из которых размещен на внешней поверхности наружной трубы, а другой - между наружной и промежуточной трубами, при этом в каждом упомянутом выше зазоре, соосно друг другу, размещены предварительно сжатые уплотнительные элементы и уплотнительные элементы, имеющие возможность сжатия. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в составе технологического оборудования для компенсации термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с теплоизоляционным покрытием (ТИП) при закачке в продуктивный пласт скважины рабочего агента воздействия (РАВ) и отборе из продуктивного пласта целевого продукта.

В настоящее время нефтедобывающие компании приступили к освоению нефтеносных сланцевых формаций, в частности, таких, как баженовская свита и доманиковая свита, а также глубокозалегаемых (до 5000 метров) тяжелых углеводородов. Весьма перспективным для их освоения признано использование так называемых термохимических технологий, основанных на закачке по колонне НКТ с ТИП в продуктивный пласт РАВ, имеющего высокие температуру (до 800°С) и давление (до 60 МПа).

При реализации таких технологий, при прохождении по колонне НКТ под высоким давлением высокотемпературного РАВ, общая длина колонны НКТ, в результате их нагрева, значительно удлиняется.

Так, например, при закачке в продуктивный пласт высокотемпературного РАВ по колонне НКТ, выполненных из сплава INCONEL 740Н, при их нагреве, в среднем (равномерно по всей длине НКТ), до температуры 520°C, участок колонны НКТ, длинной 3000 метров, линейно удлиняется на 21,84 метра, а при отборе из продуктивного пласта менее высокотемпературной водонефтяной эмульсии, имеющей температуру 280°С (в среднем, по всей длине НКТ), тот же участок, длиной 3000 метров, линейно удлиняется на 11,34 метра или линейно укорачивается на 10,5 метров относительно его линейного удлинения при прокачке РАВ (21,84 м - 11,34 м =10,5 м).

Таким образом, в процессе использования термохимических технологий при циклическом воздействии высокотемпературного РАВ на продуктивный пласт и отборе из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии, имеющей (по сравнению с температурой РАВ) значительно более низкую температуру, НКТ, размещенные внутри обсадной колонны, циклически изменяют свою длину.

Такие тепловые линейные деформации НКТ приводят к периодическому возвратно-поступательному перемещению пакера вместе с колонной НКТ вдоль внутренней поверхности обсадных труб, что весьма часто приводит к нарушению герметичности разобщения подпакерной и надпакерной зон скважины и к потере части дорогостоящего РАВ за счет его перетока из подпакерной зоны скважины в надпакерную, и, как следствие - к снижению давления в подпакерной зоне скважины.

Приведенные выше обстоятельства снижают эффективность использования термохимических технологий при освоении нефтеносных сланцевых формаций и разработке месторождений тяжелых углеводородов, в частности, глубокозалегаемых.

Одним из направлений решения данных проблем является использование устанавливаемых в колонну НКТ устройств, компенсирующих вызванные воздействием давления и температуры изменения длины колонны НКТ - компенсаторов.

Используемые для этих целей компенсаторы не отличаются разнообразием конструкций.

Так, например, известен компенсатор термобарических изменений длины колонны НКТ, включающий корпус, выполненный из двух соединенных между собой посредством муфты патрубков, подвижный шток, изготовленный из двух патрубков, соединенных муфтой, которая выполнена с возможностью поступательного движения в корпусе и служит упором для установленных в корпусе пружин, на нижнюю часть подвижного штока навернута концевая муфта, которая выполнена с возможностью поступательного движения в корпусе, при этом на корпус сверху навернут переводник, ограничивающий ход компенсатора, а снизу - переводник с отверстием и пазом для выхода электрической либо гидравлической линии, служащий для соединения с колонной НКТ и на который навернут кожух для защиты электрической либо гидравлической линии, а электрическая либо гидравлическая линия выполнена в виде спирали и уложена внутри корпуса и подвижного штока, при этом подвижный шток выполнен с возможностью поступательного движения в верхнем переводнике и муфте корпуса.

(см. патент РФ на полезную модель №174333, кл. Е21В 17/07, 2017 г.).

В результате анализа известного компенсатора необходимо отметить, что его конструкция не обеспечивает компенсации значительных термобарических линейных деформаций колонны НКТ, а также не предполагает защиты подпакерной зоны скважины от надпакерной.

Известен компенсатор термобарических изменений длины колонны труб, выполненный из стандартных труб и включающий корпус, состоящий из двух частей - нижней и верхней. В нижней части корпуса расположен шток, на который насажена пружина компенсации хода колонны труб вниз, ограниченная с одной стороны муфтой со скользящей посадкой, а с другой - гайкой. Линейные размеры, ход пружины и рабочий зазор между муфтой и нижней ограничивающей гайкой могут быть постоянными с запасом хода, либо выбраны из предполагаемого хода колонны труб вниз. При этом компенсатор соединен с колонной труб при помощи патрубка, который посредством муфты соединен со штоком. На этот шток насажена пружина компенсации хода колонны труб вверх, ограниченная гайками, завернутыми в нижний и верхний части корпуса. Для исключения заедания и западания пружин, они снабжены проставочными кольцами. В верхней части корпуса расположена муфта со скользящей посадкой, соединяющая шток с патрубком верхним, ход которого ограничен гайками, завернутыми в верхнюю часть корпуса. Линейные размеры, ход пружины и рабочий зазор между муфтой и верхней ограничивающей гайкой могут быть постоянными с запасом хода, либо выбраны из предполагаемого хода колонны труб вверх. В верхнюю гайку завернут патрубок соединительный, соединяющий через переводник компенсатор с колонной труб.

При работе компенсатора посредством деформации пружин происходит компенсация хода колонны труб вниз или вверх.

(см. патент РФ №2566352, кл. Е21В 17/07, 2015 г.).

В результате анализа конструкции известного компенсатора необходимо отметить, что его недостатками являются большие габариты, особенно, осевые, так как компенсация сжатия колонны труб и ее расширения обеспечиваются разными конструктивными модулями, что также усложняет конструкцию компенсатора, расположение пружин вне корпуса приводит к их коррозии и созданию аварийной ситуации, при этом ход пружин невелик, что не позволяет использовать компенсатор для компенсации значительных термобарических деформаций колонны труб.

Известен компенсатор осевой, состоящий из сердечника, корпуса, который жестко соединен резьбой с ниппелем, цанги, скрепленной с корпусом, и втулки. Компенсатор также содержит срезные винты и разрезное стопорное кольцо. Резьбовые лепестки цанги входят в зацепление с резьбой, выполненной на сердечнике. Они застопорены втулкой, которая зафиксирована на сердечнике срезными винтами, находящимися в ее радиальных отверстиях.

Разрезное стопорное кольцо выполнено в виде храповика, имеет на внутренней поверхности ряд зубьев, которые взаимодействуют с расположенными на наружной поверхности сердечника ответными зубьями. Это позволяет кольцу перемещаться с втулкой по сердечнику только в одном направлении, препятствуя последующему возврату втулки в исходное положение.

Участок сердечника, соприкасающийся с ниппелем и корпусом, имеет на внутренней поверхности грани, благодаря которым осуществляется передача крутящего момента от колонны НКТ на ниппель посредством ответных граней на его наружной поверхности. Эти грани находятся вдоль всей длины хода сердечника относительно ниппеля, что позволяет передавать вращение на оборудование, расположенное ниже компенсатора. Компенсатор также имеет упор для втулки, выполненный в виде гайки, навинченной на сердечник.

Компенсатор спускают в скважину совместно с другим оборудованием на колонне НКТ.

При создании во внутренней полости компенсатора избыточного давления, равного величине давления его раскрытия, благодаря разнице площадей сечений верхней и нижней частей втулки результирующее усилие, действующее на втулку, направлено вверх. Это приводит к срезу винтов и перемещению втулки с разрезным стопорным кольцом вверх по сердечнику в крайнее верхнее положение до упора.

В результате перемещения втулки освобождаются резьбовые концы лепестков цанги, которая соединена с корпусом. Это создает возможность перемещения сердечника по ниппелю с корпусом.

Под действием растягивающей нагрузки, возникающей в колонне НКТ при создании в ее внутренней полости избыточного давления, для приведения в действие оборудования с гидравлическим управлением, резьбовые концы лепестков цанги упруго разжимаются и сердечник перемещается по ниппелю. В результате этого компенсатор телескопически раскрывается, увеличивая свою длину, и, таким образом, компенсирует величину растяжения колонны НКТ. Это позволяет снять возникшие в колонне НКТ напряжения.

(см. патент РФ №2558833, кл. Е21В 17/07, 2015 г.).

В результате анализа выполнения данного компенсатора необходимо отметить, что для него характерна сложность конструкции, а, следовательно, невысокая надежность, а также незначительный осевой ход при компенсации термобарических деформаций.

Известен термокомпенсатор, содержащий коаксиально расположенные и образующие телескопическое соединение наружную и внутреннюю трубы, уплотнения в виде сальникового узла, резьбовую втулку, направляющую втулку и шпонку.

Направляющая втулка жестко закреплена внутри наружной трубы с помощью резьбы. Шпонка установлена в пазу направляющей втулки и связывает последнюю с внутренней трубой. Паз под шпонку во внутренней трубе выполнен такой длины, чтобы обеспечить раздвижение компенсатора на заданный ход. Шпоночное соединение обеспечивает передачу крутящего момента между внутренней и наружной трубами. Во избежание раскручивания направляющей втулки, резьбовое соединение последней с наружной трубой законтрено. Торцевая поверхность резьбовой втулки выполнена с выступами, а обращенная к ней торцевая поверхность наружной трубы - с впадинами, соответствующими выступам резьбовой втулки, с возможностью вхождения выступов во впадины. Такое выполнение торцевых поверхностей резьбовой втулки и наружной трубы обеспечивает возможность периодической подтяжки уплотнений сальникового узла для обеспечения герметичности зазора между наружной и внутренней трубами.

(см. патент РФ №2176304, кл. Е21В 17/07, 2001 г.) - наиболее близкий аналог.

В результате анализа известного термокомпенсатора необходимо отметить, что использование для герметизации зазора между наружной и внутренней трубами торцевого сальникового уплотнения с возможностью его периодической подтяжки, не обеспечивает надежной его герметизации, особенно, при действии высокотемпературного РАВ под высоким давлением. Кроме того, данный термокомпенсатор не рассчитан для использования на колоннах НКТ, для которых характерны при эксплуатации значительные осевые термобарические деформации.

Таким образом, из современного уровня техники не выявлены компенсаторы термобарических деформаций колонн НКТ, имеющие относительно небольшой диаметр, которые могли бы эффективно работать в условиях действия высоких температур (до 800°С) и высоких давлений (до 60 МПа) при одновременном гарантированном обеспечении герметичности разобщения подпакерной и надпакерной зон скважины.

Техническим результатом настоящего изобретения является разработка компенсатора термобарических изменений длины колонны НКТ с ТИП, обеспечивающего компенсацию значительных термобарических изменений длины колонны НКТ с ТИП при прокачке через нее в продуктивный пласт высокотемпературного РАВ под высоким давлением, а также при отборе из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии при гарантированном обеспечении герметичности разобщения подпакерной зоны скважины от надпакерной зоны скважины,

Указанный технический результат обеспечивается тем, что в компенсаторе термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб, содержащем наружную трубу, имеющую возможность соединения с обсадной трубой потайной колонны скважины, внутреннюю трубу, расположенную коаксиально в наружной трубе, а также уплотнительные элементы, новым является то, что наружная и внутренняя трубы установлены с образованием кольцевой полости между ними и скреплены друг с другом, причем компенсатор оснащен промежуточной трубой, имеющей возможность соединения с колонной насосно-компрессорных труб и установленной в упомянутой кольцевой полости с возможностью осевого возвратно-поступательного перемещения и с зазорами относительно внутренней поверхности наружной трубы и внешней поверхности внутренней трубы, на внешней и внутренней поверхностях наружной трубы установлены упоры, имеющие возможность контакта одним торцом с опорной соединительной муфтой, закрепленной на обсадной трубе хвостовика скважины, а другим торцом - с уплотнительными элементами, имеющими возможность сжатия, один из которых размещен на внешней поверхности наружной трубы, а другой - между наружной и промежуточной трубами, при этом, в каждом упомянутом выше зазоре, соосно друг другу, размещены предварительно сжатые уплотнительные элементы и уплотнительные элементы, имеющие возможность сжатия, все уплотнительные элементы выполнены, преимущественно, из базальтового волокна, имеющего диаметр волокон от 0,5 до 3,5 мкм, на поверхностях труб, контактирующих с уплотнительными элементами, выполнены рифления, а металлические детали компенсатора изготовлены из сплава INCONEL 740Н.

Сущность заявленного изобретения поясняется графическими материалами, на которых:

- на фиг. 1 - компенсатор в исходном положении, размещенный внутри потайной колонны, до начала закачки РАВ в продуктивный пласт, продольный разрез;

- на фиг. 2 - компенсатор в рабочем положении, размещенный внутри потайной колонны, перед закачкой в продуктивный пласт РАВ, продольный разрез;

- на фиг. 3 - компенсатор, размещенный внутри потайной колонны, в процессе закачки РАВ в продуктивный пласт, продольный разрез;

- на фиг. 4 - компенсатор, размещенный внутри потайной колонны, в процессе отбора из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии, продольный разрез.

В описании, приведенными ниже позициями, обозначены следующие конструктивные элементы заявленного в качестве изобретения компенсатора.

1. Обсадная труба потайной колонны скважины.

2. Обсадная труба хвостовика скважины.

3. Опорная соединительная муфта для соединения обсадной трубы потайной колонны скважины 1 и обсадной трубы 2 хвостовика скважины.

4. Кольцевой паз опорной соединительной муфты 3.

5. Уплотнительный элемент опорной соединительной муфты 3.

6. Рифленый участок на внутренней поверхности обсадной трубы 1.

7. Упор.

8. Головная часть упора 7.

9. Уплотнительный элемент.

10. Упор.

11. Фиксатор упора 10.

12. Труба наружная.

13. Рифленый участок на наружной поверхности трубы 12.

14. Нижний рифленый участок на внутренней поверхности трубы 12.

15. У ступ опорной соединительной муфты 3.

16. Упор.

17. Головная часть упора 16.

18. Фиксатор головной части упора 17.

19. Уплотнительный элемент.

20. Упор.

21. Кольцо.

22. Предварительно сжатый уплотнительный элемент.

23. Предварительно сжатый уплотнительный элемент.

24. Упор.

25. Упор.

26. Уплотнительный элемент.

27. Уплотнительный элемент.

28. Труба внутренняя.

29. Верхний рифленый участок на внутренней поверхности трубы 12.

30. Рифленый участок на внутренней поверхности трубы 28.

31. Соединительный элемент.

32. 32.1 и 32.2. Фиксирующие кольца.

33. Фиксаторы фиксирующих колец 32.1. и 32.2.

34. Труба промежуточная.

35. Кольцо.

36. Кольцо.

37. НКТ с ТИП.

38. Держатель НКТ с ТИП.

39. Держатель НКТ с ТИП.

40. Высокотемпературный РАВ высокого давления.

41. Водонефтяная эмульсия.

Скважина, в которой предполагается монтировать колонну НКТ с ТИП, компенсацию термобарических изменений длины которой необходимо обеспечить, оборудована обсадной трубой 1 потайной колонны скважины (далее - обсадная труба 1) и обсадной трубой 2 хвостовика скважины (далее - обсадная труба 2), герметично соединенных друг с другом опорной соединительной муфтой 3. Для обеспечения герметичности соединения в кольцевом пазе 4 соединительной муфты 3 размещено уплотнение 5.

На внутренней поверхности обсадной трубы 1 имеется рифленый участок 6.

В полости обсадной трубой 1 размещен кольцевой упор 7, нижним (здесь и далее термины «нижний» и «верхний» следует понимать, как расположенные в плоскости чертежа) своим торцом, имеющий возможность контакта с уплотнением 5 и имеющий выполненную в виде фланца головную часть 8.

Компенсатор оснащен кольцевым уплотнительным элементом 9, размещаемым в полости обсадной трубы 1, нижним своим торцом, контактирующим с головной частью 8 упора 7, а верхним - с упором 10, установленным на внешней поверхности наружной трубы 12 и, контактирующим с рифленым участком 6 обсадной трубы 1 посредством фиксатора 11. Конструктивные элементы 7, 8, 9, 10, 11 образуют внешний термостойкий пакер высокого давления.

Уплотнительный элемент 9 надет на внешнюю поверхность наружной трубы 12, имеющей на наружной поверхности рифленый участок 13, с которым контактирует уплотнительный элемент 9, а на внутренней - нижний рифленый участок 14. Упор 7 надет на внешнюю поверхность наружной трубы 12.

На внутренней поверхности опорной соединительной муфты 3 образован уступ 15, с которым имеет возможность контакта нижняя часть кольцевого упора 16, выполненная в виде фланца головная часть 17 которого посредством фиксатора 18 зафиксирована в полости трубы 12 и на нее сверху опирается уплотнительный элемент 19, контактирующий наружной поверхностью с нижним рифленым участком 14 трубы 12. Верхний торец уплотнительного элемента 19 контактирует с кольцевым упором 20. Конструктивные элементы 16, 17, 18, 19, 20 образуют внутренний термостойкий пакер высокого давления.

Наружная труба 12 своим верхним торцом, посредством соединительного элемента 31, например, фланца, скреплена (например, посредством сварки) с верхним торцом внутренней трубы 28. Скрепленные друг с другом трубы 12 и 28 расположены друг относительно друга коаксиально с образованием полости между ними.

Труба 12 на своей внутренней поверхности имеет верхний рифленый участок 29, а труба 28 на своей внутренней поверхности - рифленый участок 30.

В полости, образованной трубами 12 и 28, с зазорами относительно внутренней поверхности трубы 12 и внешней поверхности трубы 28, и с возможностью осевого возвратно-поступательного перемещения относительно них размещена промежуточная труба 34.

В пространстве (в зазорах) между трубой 34 и трубами 12 и 28 размещены уплотнительные элементы 26 и 27, контактирующие с рифлеными участками 29 и 30 труб 12 и 28 и, опирающиеся нижними торцами на кольцевые упоры 24 и 25. Упор 24 закреплен на наружной поверхности внутренней трубы 28, а упор 25 - на внутренней поверхности наружной трубы 12.

Своими верхними торцами уплотнительные элементы 26 и 27 контактируют с фиксирующими кольцами 32.1 и 32.2, закрепленными на трубах 12 и 28 посредством фиксаторов 33, которые не закреплены на внешней и внутренней поверхностях промежуточной трубы 34. Сверху, на внешней и внутренней поверхностях трубы 34 посредством сварки закреплены кольца 35 и 36, которые в отличие от фиксирующих колец 32.1 и 32.2, закрепленных на трубах 12 и 28 посредством фиксаторов 33, всегда возвратно поступательно перемещаются вместе с промежуточной трубой 34.

На нижнем торце трубы 28 закреплено кольцо 21.

В образованных трубами зазорах под уплотнительными элементами 26 и 27, между упором 20, кольцом 21 снизу и упорами 24 и 25 сверху соосно уплотнительным элементам 26 и 27 размещены предварительно сжатые уплотнительные элементы 22 и 23.

На нижней части трубы 34 имеются держатели 38 и 39, предназначенные для скрепления ее с НКТ с ТИП 37 посредством сварки. Для предупреждения перекосов при скреплении трубы 34 с НКТ с ТИП 37 и повышения надежности скрепления используется не один, а два держателя 38 и 39.

Металлические детали компенсатора наиболее целесообразно изготавливать из сплава INCONEL 740Н, который относится к коррозионностойким сплавам и обладает высокой стойкостью к воздействию РАВ.

Уплотнительные элементы компенсатора могут быть изготовлены из сверхтонкого базальтового волокна, имеющего диаметр от 0,5 до 3,5 мкм или из микропористого материала "MICROTHERM", изготовленного из пирогенного диоксида кремния и имеющего начальную плотность 320 кг/м³.

Выполненные из этих материалов уплотнения способны сохранять свою работоспособность при температурах до 1150°С.

Выполненные на конструктивных элементах компенсатора рифленые участки повышают герметичность контактного соединения «рифленая поверхность конструктивного элемента компенсатора - поверхность контактирующего с ним уплотнительного элемента», а также обеспечивают удержание контактирующих с ними уплотнительных элементов в заданном положении при эксплуатации компенсатора.

В качестве фиксаторов используются стандартные пружинные фиксаторы.

Использование в конструкции компенсатора предварительно сжатых уплотнительных элементов 22 и 23, в комбинации с уплотнительными элементами 26 и 27 обеспечивает надежную герметичность компенсатора до начала осуществления подачи РАВ 40 по НКТ с ТИП 37, в процессе его подачи по НКТ с ТИП 37, а также в процессе отбора по НКТ с ТИП 37 водонефтяной эмульсии 41.

Сборку компенсатора осуществляют следующим образом (Фиг. 1).

1. К нижнему торцу внутренней трубы 28 крепят, например, посредством сварки, кольцо 21.

2. На внешнюю поверхность внутренней трубы 28 надевают до упора в кольцо 21 предварительно сжатый уплотнительный элемент 22.

3. На внешнюю поверхность внутренней трубы 28 посредством сварки крепят упор 24.

4. На внешнюю поверхность внутренней трубы 28 до контакта с упором 24 надевают уплотнительный элемент 26.

5. На внешнюю поверхность внутренней трубы 28 сверху уплотнительного элемента 26 надевают фиксирующее кольцо 32.1 и фиксируют его фиксатором 33.

6. На сборку (п. п. 1-5) надевают промежуточную трубу 34.

7. На внешнюю поверхность промежуточной трубы 34 надевают головной частью 17 вверх упор 16.

8. На внешнюю поверхность промежуточной трубы 34 до упора в головную часть 17 упора 16 надевают уплотнительный элемент 19.

9. На внутреннюю поверхности промежуточной трубы 34 над фиксирующим кольцом 32.1 посредством сварки крепят кольцо 36.

10. На внутреннюю поверхность наружной трубы 12 посредством сварки крепят упор 20.

11. В наружную трубу 12 вставляют до контакта нижним торцом с упором 20 предварительно сжатый уплотнительный элемент 23.

12. На внутреннюю поверхность наружной трубы 12, над уплотнительным элементом 23 посредством сварки крепят упор 25.

13. В наружную трубу 12 вставляют до контакта с упором 25 уплотнительный элемент 27.

14. В наружную трубу 12 над уплотнительным элементом 27 вставляют фиксирующее кольцо 32.2 и фиксируют его фиксатором 33.

15. Сборку (п.п. 10-14) надевают на промежуточную трубу 34, при этом уплотнительный элемент 19 расположен между наружной и промежуточной трубами.

16. На наружную поверхность промежуточной трубы 34 над фиксирующим кольцом 32.2 посредством сварки крепят кольцо 35.

17. К верхним торцам труб 28 и 12 посредством сварки крепят соединительный элемент 31, скрепляя их друг с другом.

18. На внутреннюю поверхность промежуточной трубы 34 посредством сварки крепят держатели 38 и 39.

19. На наружную трубу 12 надевают головной частью 8 вверх упор 7.

20. На наружную трубу 12 сверху упора 7 до контакта с его головной частью 8 надевают уплотнительный элемент 9.

21. На наружной поверхности трубы 12 посредством сварки крепят упор 10.

Компенсатор собран и готов к использованию. В собранном положении компенсатора уплотнительный элемент 9 контактирует с рифленой поверхностью 13, уплотнительный элемент 19 - с рифленой поверхностью 14, уплотнительный элемент 26 - с рифленой поверхностью 30, уплотнительный элемент 27 - с рифленой поверхностью 29.

Для использования компенсатор доставляют к скважине.

1. Держатели 38 и 39 скрепляют с колонной НКТ с ТИП 37.

2. Колонну НКТ с ТИП и компенсатором опускают в нижнюю часть обсадной трубы 1 до тех пор, пока упор 7 не войдет в кольцеобразный паз 4 опорной соединительной муфты 3 и уплотнит уплотнительный элемент 5 опорной соединительной муфты 3, а упор 16 не сядет на уступ 15 опорной соединительной муфты 3.

3. Далее колонну НКТ с ТИП 37 и компенсатором опускают в скважину до момента (Фиг. 2), когда упор 10 уплотнит (сожмет) уплотнительный элемент 9, а упор 20 уплотнит (сожмет) уплотнительный элемент 19, при этом фиксатор 11 фиксирует упор 10 в сжатом положении, а фиксатор 18 фиксирует упор 17.

4. Далее по НКТ с ТИП 37 нагнетают в продуктивный пласт высокотемпературный РАВ высокого давления 40 (Фиг. 3.), в результате чего НКТ с ТИП 37 линейно удлиняется, а фиксирующие кольца компенсатора 32.1. и 32.2., придавливаемые кольцами 35 и 36 сжимают уплотнительные элементы 26 и 27. При этом фиксаторы фиксирующих колец 33 фиксируют фиксирующие кольца компенсатора 32.1. и 32.2 над сжатыми уплотнительными элементами за счет контакта с рифлеными поверхностями 29 и 30. При закачивании в продуктивный пласт РАВ все уплотнительные элементы компенсатора находятся в предельно возможном уплотненном (сжатом) состоянии (плотность сжатого сверхтонкого базальтового волокна может достигать 2000-3000 кг/м³) и, таким образом, надежно изолируют скважинную зону, находящуюся выше компенсатора от попадания в нее высокотемпературного РАВ высокого давления 40 из скважинной зоны, находящейся ниже компенсатора.

5. При отборе из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии 41 (Фиг. 4), температура которой ниже, чем температура высокотемпературного РАВ 40, НКТ с ТИП 37 линейно укорачивается, но при этом все уплотнительные элементы компенсатора остаются в предельно возможном уплотненном (сжатом) состоянии за счет работы фиксаторов 11, 18 и 33 компенсатора. Так, в частности, например, при отборе водонефтяной эмульсии фиксирующие кольца 32.1. и 32.2. зафиксированы фиксаторами 33 и, поэтому уплотнительные элементы 26 и 27 не разжимаются и остаются в сжатом состоянии, что обеспечивает надежную изоляцию скважинной зоны, находящейся выше компенсатора от попадания в нее высокотемпературного РАВ высокого давления 40 из скважинной зоны, находящейся ниже компенсатора.

Для обеспечения надежной герметичности зазора между обсадной трубой 1 и внешней поверхностью наружной трубы 12 использован внешний термостойкий пакер высокого давления, уплотнительный элемент 9, которого при эксплуатации компенсатора находится в сжатом положении и надежно перекрывает зазор между обсадной трубой 1 и внешней поверхностью наружной трубы 12.

Для обеспечения надежной герметичности зазора между наружной трубой 12 и промежуточной трубой 34 использован внутренний термостойкий пакер высокого давления, уплотнительный элемент 19, которого при эксплуатации компенсатора находится в сжатом положении и надежно герметизирует зазор между наружной трубой 12 и промежуточной трубой 34 в нижней их части.

Для обеспечения надежной герметичности зазора между внутренней трубой 28 и промежуточной трубой 34. а также, дополнительно к уплотнительному элементу 19, зазора между наружной и промежуточной трубами 12 и 34, использованы предварительно сжатые уплотнительные элементы 22 и 23, а также сжимаемые уплотнительные элементы 26 и 27, что позволяет надежно герметизировать эти зазоры в процессе компенсации термобарических деформаций колонны НКТ, то есть, в процессе перемещения трубы 34 относительно труб 12 и 28.

Таким образом, конструкция компенсатора обеспечивает компенсацию значительных термобарических линейных деформаций колонны НКТ с ТИП в процессе закачки по ним в продуктивный пласт высокотемпературного РАВ под высоким давлением, а также в процессе отбора из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии с гарантированным сохранением герметичности разобщения подпакерной зоны скважины от надпакерной зоны скважины.

Объем прав, заявленных в настоящем изобретении, не ограничивается раскрытым в заявке описанием конкретной реализации компенсатора, а распространяется на его различные модификации, включая модификации выполнения конструктивных элементов, их связей, а также уплотнений и их материалов, в связи с чем, настоящее изобретение следует рассматривать как распространяющиеся на любые подобные модификации в пределах заявленных прав.

1. Компенсатор термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб, содержащий наружную трубу, имеющую возможность соединения с обсадной трубой потайной колонны скважины, внутреннюю трубу, расположенную коаксиально в наружной трубе, а также уплотнительные элементы, отличающийся тем, что наружная и внутренняя трубы установлены с образованием кольцевой полости между ними и скреплены друг с другом, причем компенсатор оснащен промежуточной трубой, имеющей возможность соединения с колонной насосно-компрессорных труб и установленной в упомянутой кольцевой полости с возможностью осевого возвратно-поступательного перемещения и с зазорами относительно внутренней поверхности наружной трубы и внешней поверхности внутренней трубы, на внешней и внутренней поверхностях наружной трубы установлены упоры, имеющие возможность контакта одним торцом с опорной соединительной муфтой, закрепленной на обсадной трубе хвостовика скважины, а другим торцом - с уплотнительными элементами, имеющими возможность сжатия, один из которых размещен на внешней поверхности наружной трубы, а другой - между наружной и промежуточной трубами, при этом в каждом упомянутом выше зазоре, соосно друг другу, размещены предварительно сжатые уплотнительные элементы и уплотнительные элементы, имеющие возможность сжатия.

2. Компенсатор по п. 1, отличающийся тем, что уплотнительные элементы выполнены из базальтового волокна, имеющего диаметр волокон от 0,5 до 3,5 мкм.

3. Компенсатор по п. 1, отличающийся тем, что на поверхностях труб, контактирующих с уплотнительными элементами, выполнены рифления.

4. Компенсатор по п. 1, отличающийся тем, что его металлические детали изготовлены из сплава INCONEL 740Н.