СПОСОБ ИНЖЕКЦИИ СТИМУЛЯТОРА В СКВАЖИНУ И СКВАЖИННЫЙ ПЛУНЖЕРНЫЙ ИНЖЕКТОР ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/00 E21B43/12 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче высоковязкой нефти с использованием стимуляторов для снижения ее вязкости.

Известен способ инжекции стимулятора в скважину (патент UA № 14669 А, Е 21 В 43/12), содержащий подачу стимулятора, например маловязкой жидкости, к инжектирующим отверстиям вблизи штангового насоса, повышение давления стимулятора путем перемещения плунжера вверх вместе с подъемом нефти и повышение давления в гребне волны плотности. Величину дозы инжекции стимулятора устанавливают путем подбора соответствующих диаметров выходных отверстий для стимулятора, а также путем нагнетания от насосной системы. Инжекцию стимулятора в пространство, ограниченное обсадной колонной и заполненное подвижным потоком нефти, осуществляют радиальными синхронными потоками стимулятора. Перед инжекцией в затрубное пространство стимулятор перемешивают ниже уровня формирования радиального его потока.

Совпадают с существенными признаками способа, который заявляется, подача стимулятора к инжектирующим отверстиям, повышение давления стимулятора путем перемещения плунжера, дозированная инжекция стимулятора в пространство, ограниченное обсадной колонной.

При использовании известного способа инжекции стимулятора в скважину стимулятор недостаточно пересекает поток высоковязкой нефти, вследствие чего недостаточно снижается ее вязкость.

Известный способ инжекции стимулятора в скважину (патент RU № 2088749, Е 21 В 43/00), выбранный нами за прототип, включает подачу стимулятора, например маловязкой жидкости, к инжектирующим отверстиям, повышение давления стимулятора путем перемещения плунжера вверх вместе с подъемом нефти и повышение давления стимулятора в гребне волны плотности. Величину дозы инжекции стимулятора устанавливают путем подбора соответствующих диаметров выходных отверстий для стимулятора. Инжекцию стимулятора в пространство, ограниченное обсадной колонной и заполненное подвижным потоком нефти, осуществляют синхронно двумя потоками стимулятора, один из которых подают радиально на внутреннюю поверхность обсадной колонны, а другой - тангенциально на внешнюю поверхность насосно-компрессорних труб. Эти потоки стимулятора, как вариант, могут быть разнесенными по высоте скважины. Перед инжекцией в затрубное пространство стимулятор перемешивают ниже уровня формирования радиального его потока.

Совпадают с существенными признаками способа, который заявляется, подача стимулятора к инжектирующим отверстиям, повышение давления стимулятора путем перемещения плунжера, дозированная инжекция стимулятора в пространство, ограниченное обсадной колонной.

При использовании известного способа инжекции стимулятора в скважину стимулятор недостаточно пересекает поток высоковязкой нефти, вследствие чего недостаточно снижается ее вязкость.

Поставлена задача усовершенствования способа инжекции стимулятора в скважину, в котором путем изменения технологических параметров обеспечивается более интенсивное пересечение стимулятором столба высоковязкой нефти и тем самым в большей мере уменьшение ее вязкости.

Известен скважинный плунжерный инжектор (патент UA № 14669 А, Е 21 В 43/12), содержащий цилиндрический корпус с инжекционными отверстиями, выполненными в виде ряда радиальных отверстий. В середине цилиндрического корпуса расположены штанга, которая допускает соединение с штанговой колонной, и плунжер в виде гидроцилиндра-смесителя, расположенный под инжекционными отверстиями, который допускает перемещение вдоль корпуса и жестко связанный в средней части со штангой.

Совпадают с существенными признаками скважинного плунжерного инжектора, который заявляется, цилиндрический корпус с инжекционными отверстиями, внутри которого размещены штанга, которая допускает соединение со штанговой колонной, плунжер, который допускает перемещение вдоль корпуса и связанный в средней части со штангой.

При использовании известного скважинного плунжерного инжектора стимулятор недостаточно пересекает поток высоковязкой нефти, вследствие чего недостаточно снижается ее вязкость.

Известен скважинный плунжерный инжектор (патент RU № 2088749, Е 21 В 43/00), выбранный нами за прототип, который содержит цилиндрический корпус с инжекционными отверстиями, выполненными в виде, по крайней мере, одного ряда радиальных отверстий и, по крайней мере, одного ряда направленных вверх тангенциальных отверстий, расположенных выше ряда радиальных. Радиальные отверстия выполнены, как вариант, в ребрах установленного на цилиндрическом корпусе центратора. В середине цилиндрического корпуса расположены штанга, которая допускает соединение с штанговой колонной, и плунжер в виде смесителя, который допускает перемещение вдоль корпуса и жестко связанный в средней части со штангой. Ниже инжекционных отверстий корпус жестко связан с перегородкой, в середине которой выполнено круговое отверстие, в котором между перегородкой и штангой расположен уплотнитель.

Совпадают с существенными признаками скважинного плунжерного инжектора, который заявляется, цилиндрический корпус с инжекционными отверстиями, внутри которого размещены штанга, которая допускает соединение со штанговой колонной, плунжер, который допускает перемещение вдоль корпуса и связан в средней части со штангой, ниже инжекционных отверстий корпус связан с перегородкой, в середине которой выполнено круговое отверстие.

При использовании известного скважинного плунжерного инжектора стимулятор недостаточно пересекает поток высоковязкой нефти, вследствие чего недостаточно снижается ее вязкость.

Поставлена задача усовершенствования скважинного плунжерного инжектора, в котором путем изменения конструкции обеспечивается более интенсивное пересечение стимулятором столба высоковязкой нефти и тем самым в большей мере уменьшение ее вязкости.

В способе инжекции стимулятора в скважину, который включает подачу стимулятора к инжектирующим отверстиям, повышение давления стимулятора путем перемещения плунжера, дозированную инжекцию стимулятора в пространство, ограниченное обсадной колонной, согласно изобретению инжекцию осуществляют ниже глубины промерзания или периодических изменений температуры скважины вследствие изменений температуры на поверхности грунта для данной местности и выше глубины, на которой температура скважины составляет 90% от температуры на уровне расположения штангового насоса, причем стимулятор инжектируют по высоте скважины на одном или n уровнях неподвижного столба нефти и величину дозы стимулятора определяют по величине части диапазона перемещения штанги сверху вниз.

В скважинном плунжерном инжекторе, который включает цилиндрический корпус с инжекционными отверстиями, внутри которого размещены штанга, которая допускает соединение со штанговой колонной, плунжер, который допускает перемещение вдоль корпуса и связан в средней части со штангой, ниже инжекционных отверстий корпус связан с перегородкой, в середине которой выполнено круговое отверстие, согласно изобретению в середине плунжера выполнено круговое отверстие первого клапана, кольцевая крышка которого жестко связана с верхней частью цилиндрического штока, который допускает перемещение вдоль штанги, крышка первого клапана контактирует в открытом состоянии клапана с плунжером через элементы ограничения величины открытия клапана, в перегородке выполнено круговое отверстие второго клапана, кольцевая крышка которого допускает скользящее перемещение вдоль цилиндрического штока и контактирует в открытом состоянии второго клапана с первым фиксатором, жестко связанным с низом плунжера, связь перегородки с цилиндрическим корпусом выполнена через защелку, зафиксированную в круговой выточке цилиндрического корпуса, инжекционные отверстия которого содержат выпускные клапаны, штанга жестко связана с другим фиксатором, который допускает контакт с нижним торцом штока, связана с третьим фиксатором, который расположен ниже второго и содержит ключ, который допускает открытие защелки в перегородке, связана с четвертым фиксатором, расположенным выше второго фиксатора на расстоянии, которое равно

F=L(1-k)+H,

где L - диапазон перемещения штанги, м;

k - часть диапазона перемещения штанги с осуществлением инжекции, отн. ед.;

Н - длина плунжера, м.

Совокупность приведенных признаков способа, который заявляется, обеспечивает инжекцию стимулятора в критические для подъема нефти участки скважины, например, для возобновления приповерхностной смазки межтрубного пространства и для прохождения участков с пониженной температурой.

Совокупность приведенных признаков инжектора, который заявляется, обеспечивает возможность установления его в колонне насосно-компрессорных труб и штанговой колонне, осуществление дозированной инжекции, а также при необходимости возможность подъема штанговой колонны.

На фиг. 1 изображено схематично скважинный плунжерный инжектор, который реализует способ, который заявляется; на фиг. 2 - схематично зависимость температуры скважины от глубины скважины; на фиг. 3 - элемент защелки, вид с торца.

Скважинный плунжерный инжектор содержит цилиндрический корпус 1 с инжекционными отверстиями 2, каждое из которых содержит шаровой клапан 3 с фиксирующими пружинами 4 и стопорными элементами 5. Внутри корпуса 1 размещена штанга 6, которая соединена со штанговой колонной 7 штангового насоса, на рисунке не показанного. Плунжер 8 содержит круговое отверстие первого клапана 9 и связан с внутренней поверхностью корпуса 1 через сальники 10, со штангой 6 через скользящее соединение крышки первого клапана 11 и жестко связанного с ним цилиндрического штока 12, а также содержит элементы ограничения величины открывания клапана 11, которые выполнены в виде шпилек 13, приваренных к плунжеру 8, шайб 14 и гаек 15. Ниже инжекционных отверстий 2 корпус 1 связан с перегородкой 16, в середине которой выполнено кольцевое отверстие 17 второго клапана, кольцевая крышка 18 которого связана через сальники 19 с внешней поверхностью цилиндрического штока 12, в нижней части которого закреплен первый фиксатор 20 кольцевой крышки 18. Перегородка 16 зафиксирована в круговой выточке 21 цилиндрического корпуса 1 через засов 22 защелки, которая жестко связана с открывателем 23 и контактирует с пружиной 24. Крышка первого клапана 11 допускает контакт с уплотнительной прокладкой 25 на плунжере 8, крышка второго клапана 18 - с уплотнительной прокладкой 26 на перегородке 16.

Штанга 6 жестко связана с вторым фиксатором 27, который допускает контакт с нижним торцом штока 12 и расположен внизу штанги 6, связана с третьим фиксатором 28, расположенным ниже, как вариант, на штанге 7 штангового насоса, связана с четвертым фиксатором 29, который расположен в верхней части штанги 6 и допускает контакт с крышкой 11 первого клапана через прокладку 30. Третий фиксатор 28 содержит ключ 31, который допускает контакт с открывателем 23 защелки.

Схематическая зависимость температуры скважины от глубины скважины иллюстрирует неравномерность распределения температуры вдоль скважины и ее зависимость, в частности, от смены поры года - показана пунктиром. Линия рядом иллюстрирует участок геотермической кривой. Глубина 32 над штанговым насосом соответствует первой границе диапазона для выбора места осуществления инжекции стимулятора, глубина 33 - второй границе этого диапазона.

Предложенный способ и скважинный плунжерный инжектор реализуются таким образом.

С помощью глубинного термометра измеряют распределение температур в скважине в области ниже глубины промерзания или периодических изменений температуры скважины вследствие изменения температуры на поверхности грунту для данной местности и определяют глубину 33, учитывая максимально возможное охлаждение стальных элементов конструкции скважины. Измеряют распределение температур в скважине в области над штанговым насосом и определяют глубину 32, на которой температура скважины составляет 90% от температуры на уровне расположения штангового насоса. Выбирают вид стимулятора: для высоковязкой нефти - растворитель или маловязкую жидкость, например маловязкую нефть; для высокопарафинистой нефти - подогретую воду или газовый конденсат.

Осуществляют соответственно определенной задаче установку скважинного плунжерного инжектора на одном или n уровнях в скважине, при этом величину дозы стимулятора определяют из величины участка диапазона перемещения штанги сверху вниз, для чего увеличивают или уменьшают расстояние между фиксаторами 27, 29 и 20. Подают стимулятор в скважину на глубину заполнения всех уровней инжекции, повышают давление стимулятора путем перемещения плунжера и осуществляют инжекцию определенной дозы стимулятора в неподвижный цилиндрический столб нефти во время движения штанги сверху вниз.

Скважинный плунжерный инжектор действует в составе оборудования для добычи нефти штанговым насосом, связан с его штанговой колонной 7 насосно-компрессорными трубами и системой заполнения их полости стимулятором.

Движение штанги вверх вызывает подъем вместе со штангой 6 второго фиксатора 27, штока 12 с крышкой 11 первого и крышкой 18 второго клапанов, а также плунжера 8 - через передачу усилий от крышки 11 на шпильки 13, шайбы 14 и гайки 15. Стимулятор заполняет полости скважинного плунжерного инжектора через отверстия 9 и 17 под открытыми крышками 11 и 18 клапанов, а также заполняет ниже расположенные полости через отверстия в третьем фиксаторе 28.

Во время движения штанги 6 вниз второй фиксатор 27 выходит из контакта со штоком 12, первый фиксатор 20 удерживает крышку 18 второго клапана на штоке 12. Фиксатор 29 вступает в контакт с крышкой первого клапана 11 через уплотнительные прокладки 30. Крышка первого клапана 11 вступает в контакт с плунжером 8 через уплотнительные прокладки 25, вместе с тем крышка второго клапана 18 вступает в контакт с перегородкой 16 через уплотнительные прокладки 26, вследствие чего повышение давления в полости между первым и вторым клапанами вызывает перемещение шарового клапана 3, отклонение фиксирующих пружин 4 к стопорным элементам 5. Крышка второго клапана 18 занимает на штоке 12 свое верхнее положение, причем с этого момента штанга 6 осуществляет очередное движение вверх.

Стимулятор интенсивно рассекает цилиндрический столб нефти, который находится во время движения штанги 6 вниз в статическом состоянии, и образует кольцо из стимулятора, размер и устойчивость формы которого зависит от соотношения физических и химических свойств нефти и стимулятора. Последующее движение штанг 6 вверх вызывает новое наполнение полостей инжектора стимулятором, возвращение щарового клапана 3 в закрытое положение, а нефть своим передним фронтом движения вытесняет стимулятор в направлении стенок обсадной колонны и насосно-компрессорных труб. Таким образом осуществляется уменьшение вязкости жидкости в пристеночных областях полости, по которой движется нефть, облегчается ее подъем, могут быть уменьшены энергетические потери или увеличена интенсивность добычи нефти.

Пример. Скважина пробурена до продуктивного пласта, расположенного на глубине 1460 м в регионе, где нет вечной мерзлоты. Температура на поверхности грунта на время измерения составляла 18°С, согласно данным метеорологических наблюдений самая низкая температура составляла минус 34°C. Из измерений температуры скважины установлены в пределах погрешности измерений: глубина, на которой температура скважины вместе с металлическими элементами ее конструкций уменьшается сравнительно с температурой, которая определяется через геотермический коэффициент, составляет 13 м; температура скважины на глубине расположения штангового насоса равняется 45°С; глубина, на которой температура скважины равна 40,5°С, 90% предыдущей величины, составляет 1314 м. Нефть характеризуется высокой вязкостью, которая составляет на глубине расположения штангового насоса 60 МПа·с, что является вместе с тем достаточным для продуктивной работы насоса. Первый инжектор установлен для преодоления осложнений, связанных с подъемом столба нефти, на глубине 1200 м, второй - для возобновления действия стимулятора, инжектированного ниже, и для преодоления осложнений, связанных со снижением температуры согласно геотермы и сезонными снижениями температуры, на глубине 200 м. Инжекция растворителя в высоковязкую нефть на двух участках, в глубине скважины и вблизи ее устья позволяет осуществить эффективную стимуляцию подъема нефти и увеличить интенсивность добычи нефти на 20-30%.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для снижения вязкости нефти во время подъема с использованием стимуляторов в виде растворителя маловязкого раствора, например маловязкой нефти, подогретой воды или газового конденсата. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности устройства за счет интенсивного смешивания стимулятора снижения вязкости с нефтью. Сущность изобретения: способ включает подачу стимулятора к инжектирующим отверстиям, повышение давления стимулятора путем перемещения плунжера, дозированную инжекцию стимулятора ниже глубины промерзания или периодических изменений температуры скважины вследствие изменений температуры на поверхности грунта для данной местности и выше глубины, на которой температура скважины составляет 90% от температуры на уровне расположения штангового насоса. Стимулятор инжектируют но высоте скважины на одном или n уровнях неподвижного столба нефти и величину дозы стимулятора определяют по величине части диапазона перемещения штанги. Устройство включает штангу, которая допускает соединение с штанговой колонной, и цилиндрический корпус с инжекционными клапанами, который допускает соединение с НКТ и системой заполнения их стимулятором. Плунжер допускает перемещение вдоль корпуса и включает первый кольцевой клапан, крышка которого жестко связана с верхней частью цилиндрического штока. Он допускает скользящее перемещение вдоль штанги. В круговом отверстии в середине корпуса при помощи защелки зафиксирована перегородка. Она включает второй кольцевой клапан, крышка которого допускает скользящее перемещение вдоль цилиндрического штока и контактирует в открытом состоянии второго клапана с первым фиксатором, жестко связанным с низом плунжера. Штанга жестко связана с вторым фиксатором, который допускает контакт с нижним торцом штока, связана с третьим фиксатором, который расположен ниже второго и содержит ключ. Он допускает открытие защелки в перегородке. Штанга связана с четвертым фиксатором, расположенным выше второго фиксатора на расстоянии, которое определено аналитическим выражением. 2 с.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ инжекции стимулятора в скважину, который включает подачу стимулятора к инжектирующим отверстиям, повышение давления стимулятора путем перемещения плунжера, дозированную инжекцию стимулятора в пространство, ограниченное обсадной колонной, отличающийся тем, что инжекцию осуществляют ниже глубины промерзания или периодических изменений температуры скважины вследствие изменений температуры на поверхности грунта для данной местности и выше глубины, на которой температура скважины составляет 90% от температуры на уровне расположения штангового насоса, причем стимулятор инжектируют по высоте скважины на одном или n уровнях неподвижного столба нефти и величину дозы стимулятора определяют по величине части диапазона перемещения штанги сверху вниз.2. Скважинный плунжерный инжектор, который включает цилиндрический корпус с инжекционными отверстиями, внутри которого размещена штанга, которая допускает соединение со штанговой колонной, плунжер, который допускает перемещение вдоль корпуса и связан в средней части со штангой, ниже инжекционных отверстий корпус связан с перегородкой, в середине которой выполнено круговое отверстие, отличающийся тем, что в середине плунжера выполнено круговое отверстие первого клапана, кольцевая крышка которого жестко связана с верхней частью цилиндрического штока, который допускает перемещение вдоль штанги, крышка первого клапана контактирует в открытом состоянии клапана с плунжером через элементы ограничения величины открытия клапана, в перегородке выполнено круговое отверстие второго клапана, кольцевая крышка которого допускает скользящее перемещение вдоль цилиндрического штока и контактирует в открытом состоянии второго клапана с первым фиксатором, жестко связанным с низом плунжера, связь перегородки с цилиндрическим корпусом выполнена через защелку, зафиксированную в круговой выточке цилиндрического корпуса, инжекционные отверстия которого содержат выпускные клапаны, штанга жестко связана со вторым фиксатором, который допускает контакт с нижним торцом штока, связана с третьим фиксатором, который расположен ниже второго и содержит ключ, который допускает открытие защелки в перегородке, связана с четвертым фиксатором, расположенным выше второго фиксатора на расстоянии F, которое равно

F=L(1-k)+H,

где L - диапазон перемещения штанги, м;

k - часть диапазона перемещения штанги с осуществлением инжекции, отн. ед.;

Н - длина плунжера, м.