Конструкция нагнетательной скважины для вытеснения высоковязкой нефти из низкотемпературного нефтяного пласта в условиях многолетнемерзлых пород
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности конструкции нагнетательной скважины для вытеснения высоковязкой нефти из низкотемпературного нефтяного пласта в условиях многолетнемерзлых пород. Конструкция нагнетательной скважины для вытеснения высоковязкой нефти из низкотемпературного нефтяного пласта в условиях многолетнемерзлых пород включает направление, кондуктор, эксплуатационную колонну с размещенной в ней колонной насосно-компрессорных труб, хвостовик-фильтр, подвешенный в нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства. Колонна насосно-компрессорных труб оборудована телескопическим соединением, циркуляционным клапаном, разъединителем колонны, пакером, подпакерным хвостовиком и центрирующей воронкой. 1 ил.
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям нефтяных нагнетательных скважин для вытеснения высоковязкой нефти из низкотемпературного нефтяного пласта, расположенных в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород в процессе ее добычи, в том числе к горизонтальным нагнетательным скважинам.
На севере Западной Сибири расположены нефтяные залежи высоковязкой нефти. Помимо того, что нефть в этих залежах по своему составу трудно извлекаема, она помимо прочего находится в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород, что накладывает на ее добычу дополнительные сложности, связанные с предотвращением растепления мерзлоты и смятием эксплуатационной колонны при замораживании и размораживании мерзлых пород, окружающих скважину. Обычно такие залежи имеют небольшую толщину пласта с подстилающей его подошвенной водой и находящейся выше него газовой шапкой. Поэтому такую вязкую нефть, чаще всего, вытесняют после снижения ее вязкости подогретой водой, закачиваемой в пласт через нагнетательные скважины, а добычу осуществляют через добывающие скважины [Антониади Д.Г. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими нефтями. - Краснодар: Советская Кубань, 2004. - 336 с].
Известна конструкция скважины для закачки в пласт теплоносителя, включающая обсадную колонну, нагнетательную колонну с пакером и якорем [SU 927984 A1, МПК5 E21B 43/24, опубл. 15.05.1982].
Недостатком известной конструкции является то, что нагнетательная колонна оборудована только пакером и якорем, без внутрискважинного оборудования, что осложняет процессы нагнетания вытесняющего агента.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для теплового вытеснения продукции из горизонтальных скважин, включающее эксплуатационную колонну с размещенной в ней колонной насосно-компрессорных труб, оборудованной пакером [RU 2445452 C1, E21B 43/24 (2006.01), опубл. 20.03.2012].
Недостатком известного устройства, является низкая надежность, так как устройство оснащено колонной насосно-компрессорных труб, оборудованных только
пакером, без внутрискважинного оборудования, что осложняет процессы нагнетания вытесняющего агента.
Задачей полезной модели является разработка надежной конструкции нагнетательной скважины для вытеснения высоковязкой нефти из низкотемпературного нефтяного пласта в условиях многолетнемерзлых пород, позволяющей обеспечить процесс нагнетания с соблюдением требований по охране недр.
Технический результат создания полезной модели состоит в повышении надежности конструкции нагнетательной скважины для вытеснения высоковязкой нефти из низкотемпературного нефтяного пласта в условиях многолетнемерзлых пород.
Технический результат достигается тем, что конструкция нагнетательной скважины для вытеснения высоковязкой нефти из низкотемпературного нефтяного пласта в условиях многолетнемерзлых пород включает направление, расположенное над зоной многолетнемерзлых пород в зоне склонных к обвалам поверхностных слоев земли, кондуктор из толстостенных обсадных труб, расположенный в зоне многолетнемерзлых пород, склонных к размораживанию и замораживанию, эксплуатационную колонну, сложенную из теплоизолированных обсадных труб, до кровли низкотемпературного нефтяного пласта, при этом, во внутренней полости эксплуатационной колонны, в нижней ее части, подвешен хвостовик-фильтр.
На фиг.схематично изображена конструкция нагнетательной скважины для вытеснения высоковязкой нефти из низкотемпературного нефтяного пласта в условиях многолетнемерзлых пород.
Конструкция нагнетательной скважины для вытеснения высоковязкой нефти из низкотемпературного нефтяного пласта в условиях многолетнемерзлых пород включает направление 1, кондуктор 2, эксплуатационную колонну 3 с размещенной в ней колонной насосно-компрессорных труб 4, хвостовик-фильтр 5, подвешенный в нижней части эксплуатационной колонны 3 с помощью подвесного устройства 6. Колонна насосно-компрессорных труб 4 оборудована телескопическим соединением 7, циркуляционным клапаном 8, разъединителем колонны 9, пакером 10, подпакерным хвостовиком 11 и центрирующей воронкой 12.
Направление 1 расположено над зоной многолетнемерзлых пород 13 в зоне, склонных к обвалам поверхностных слоев земли.
Кондуктор 2 расположен в зоне многолетнемерзлых пород 13, горные породы которых склонны к размораживанию в летний период и к замораживанию в зимний период.
Эксплуатационная колонна 3 сложена из теплоизолированных обсадных труб до кровли 14 низкотемпературного нефтяного пласта 15.
На устье 16 нагнетательной скважины размещена колонная головка 17 с установленной на ней фонтанной арматурой. Фонтанная арматура включает в себя трубную головку 18 и фонтанную елку 19.
Скважину заявляемой конструкции монтируют следующим образом. В пробуренную скважину спускают направление 1. Затем спускают кондуктор 2, соединяют его с наружной поверхностью колонной головки 17, установленной на устье 16 скважины. Во внутреннюю полость кондуктора 2 спускают эксплуатационную колонну 3, подвешивают ее на клиновой подвеске (на фиг. не показано), расположенной во внутренней полости колонной головки 17. Во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 3 спускают хвостовик-фильтр 5. Затем хвостовик-фильтр 5 подвешивают во внутренней полости эксплуатационной колонны 3 с помощью подвесного устройства 6. На колонную головку 17 устанавливают трубную головку 18 фонтанной арматуры. Во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 3 и хвостовика-фильтра 5 спускают колонну насосно-компрессорных труб 4, подвешивают ее в трубной головке 18 фонтанной арматуры. На трубную головку 18 устанавливают фонтанную елку 19.
Монтаж колонны насосно-компрессорных труб 4 проводят следующим образом. Во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 3 поочередно спускают внутрискважинное оборудование: центрирующую воронку 12, подпакерный хвостовик 11, пакер 10 в транспортном положении, разъединитель колонны 9, циркуляционный клапан 8, телескопическое соединение 7 и ряд насосно-компрессорных труб. Все это оборудование образует единую колонну насосно-компрессорных труб 4. Колонну насосно-компрессорных труб 4 подвешивают в трубной головке 18 фонтанной арматуры. После этого, созданием давления во внутренней полости колонны насосно-компрессорных труб 4, осуществляют запакеровку пакера 10, приводя его из транспортного положения в рабочее, который за счет своих шлипсов (на фиг. не показано), представляющих собой якорное устройство, выступающих за габаритные размеры корпуса пакера 10, зацепляется в хвостовике-фильтре 5, а за счет своих уплотнительных элементов (на фиг. не показано) герметизирует затрубное пространство между хвостовиком-фильтром 5 и колонной насосно-компрессорных труб 4.
Вытеснение высоковязкой нефти осуществляют следующим образом.
Через колонну насосно-компрессорных труб 4 на забой скважины, во внутреннюю полость хвостовика-фильтра 5 закачивают тепловой агент, например, подогретые до пластовой температуры полимера или воду. Закачиваемый тепловой агент продавливают через отверстия (на фиг. не показано) хвостовика-фильтра 5, размещенных на концевых участках, в низкотемпературный нефтяной пласт 15.
Далее через низкотемпературный нефтяной пласт 15 тепловой агент, своим фронтом, вытесняет высоковязкую нефть, придавая ей за счет своей температуры большую текучесть. Вытесненная из низкотемпературного нефтяного пласта 15 уже менее высоковязкая нефть поступает в добывающую скважину (на фиг. не показано), расположенную, например, параллельно на небольшом расстоянии от нагнетательной скважины в горизонтальной плоскости, в том же низкотемпературном нефтяном пласте 15.
Наличие в составе нагнетательной скважины направления 1 предотвращает повреждение скважины из-за обвалов грунта из поверхностного слоя земли. Наличие кондуктора 2, выполненного из толстостенных обсадных труб, предотвращает смятие эксплуатационной колонны 3 из-за размораживания и повторного замораживания зоны многолетнемерзлых пород 13, окружающих скважину.
Теплоизолированные обсадные трубы, из которых сложена эксплуатационная колонна 3, предотвращают растепление многолетнемерзлых пород 13, так как через них не передается температура теплового агента, вытесняющего высоковязкую нефть. При этом не происходит смятие эксплуатационной колонны 3 в процессе замораживания и последующего размораживания этих пород. Помимо этого они обеспечивают сохранность температуры закачиваемого теплового агента от многолетнемерзлых пород 13, имеющих низкую, а порою отрицательную температуру.
Хвостовик-фильтр 5 позволяет закачивать тепловой агент в необходимый интервал продуктивного пласта, предотвращает осыпание или обрушение слабых пород в ствол нагнетательной скважины, так как они могут неблагоприятно влиять на пропускную способность нагнетательной скважины.
Наличие в составе колонны насосно-компрессорных труб 4 внутрискважинного оборудования позволяет реализовать следующие преимущества: телескопическое соединение 7 обеспечивает компенсацию температурного изменения длины колонны насосно-компрессорных труб 4 под воздействием перепада температур транспортируемого по ней теплового агента и окружающих горных пород; циркуляционный клапан 8 обеспечивает, при необходимости, временное сообщение трубного и затрубного пространства выше пакера 10; разъединитель колонны 9 позволяет проводить, при необходимости, отсоединение и извлечение колонны насосно-компрессорных труб 4 без извлечения пакера 10; подпакерный хвостовик 11 обеспечивает возможность спуска центрирующей воронки 12 до фильтрующей части хвостовика-фильтра 5; центрирующая воронка 12 обеспечивает центрирование колонны насосно-компрессорных труб 4 в искривленном горизонтальном участке ствола скважины, в случае необходимости спуска или подъема через нее измерительного или ремонтного инструмента.
Заявляемая конструкция нагнетательной скважины, в совокупности с применяемым оборудованием, позволяет обеспечить надежную работу нагнетательной скважины направленную на выполнение функции вытеснения высоковязкой нефти из низкотемпературного нефтяного пласта в условиях многолетнемерзлых пород и позволяет обеспечить процесс нагнетания с соблюдением требований по охране недр.
Конструкция нагнетательной скважины для вытеснения высоковязкой нефти из низкотемпературного нефтяного пласта в условиях многолетнемерзлых пород, включающая направление, расположенное над зоной многолетнемерзлых пород в зоне склонных к обвалам поверхностных слоев земли, кондуктор из толстостенных обсадных труб, расположенный в зоне многолетнемерзлых пород, склонных к размораживанию и замораживанию, эксплуатационную колонну, сложенную из теплоизолированных обсадных труб, до кровли низкотемпературного нефтяного пласта, при этом во внутренней полости эксплуатационной колонны, в нижней ее части, подвешен хвостовик-фильтр.
