RU2501976C1

RU2501976C1 - Device for product lifting at thermal influence on formation

Info

Publication number: RU2501976C1
Application number: RU2012119697/06A
Authority: RU
Inventors: Владимир Александрович Климов; Владимир Михайлович Валовский; Константин Владимирович Валовский; Алексей Александрович Темнорусов; Роман Михайлович Полежаев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина; Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп"
Priority date: 2012-05-12
Filing date: 2012-05-12
Publication date: 2013-12-20
Also published as: RU2012119697A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: device for oil lifting at thermal influence on a formation includes a displacement chamber, pipe strings for passage of liquid to be lifted and supply of working agent, a receiving valve interconnected with borehole space and a delivery valve interconnected with the pipe string for passage of liquid to be lifted. The displacement chamber is equipped with an additional valve interconnected with borehole space and having the possibility of being opened at the pressure exceeding the pressure of the delivery valve opening.

EFFECT: invention allows improving use efficiency of wells and equipment at development of deposits of high-viscosity oil and natural bitumens with thermal methods and enhancing operating safety.

1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей сверхвязкой нефти и природных битумов тепловыми методами с использованием пара, нефтяных растворителей и различных добавок, а также к техническим средствам для подъема продукции из скважин со сверхвязкой нефтью и природными битумами при тепловом воздействии на призабойную зону пласта паром в произвольном порядке чередования.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing deposits of extra-viscous oil and natural bitumen by thermal methods using steam, oil solvents and various additives, as well as to technical means for lifting products from wells with extra-viscous oil and natural bitumen when exposed to thermal bottomhole formation zone with steam in an arbitrary alternation order.

Известен пневматический водоподъемник замещения (а.с. №1242648, МПК F04F 1/08, опубл. 07.07.86, Бюл. №25), включающий камеру замещения, водоподъемные и воздухоподводящие трубы, нагнетательный и всасывающий клапаны.Known pneumatic replacement water lift (AS No. 1242648, IPC F04F 1/08, publ. 07/07/86, Bull. No. 25), including a replacement chamber, water and air pipes, discharge and suction valves.

Недостатками этого устройства являются необходимость периодического перемещения устройства в забое для чередования воздействия на пласт и вытеснения жидкости из забоя, для чего необходимо проведение дополнительных спуско-подъемных операций и разгерметизация устья скважины, что дополнительно может приводить к выходу воздуха высокого давления из камеры высокого давления, образовавшейся в пласте скважины при предыдущей его обработке, на дневную поверхность, и создавать угрозу безопасности персонала и сохранности наземного оборудования, или к непланируемым простоям скважины и оборудования с целью ожидания падения давления в скважине, а также неспособность работы устройства в горизонтальном положении.The disadvantages of this device are the need for periodic movement of the device in the face to alternate the impact on the formation and displace fluid from the face, which requires additional tripping and depressurization of the wellhead, which can additionally lead to the release of high-pressure air from the high-pressure chamber formed in the well formation during its previous treatment, on the surface, and pose a threat to the safety of personnel and the safety of ground equipment tions, or unplanned downtime of the well and equipment to the standby pressure drop in the well, as well as the inability of the device in a horizontal position.

Наиболее близким по достигаемому результату является установка для подъема высоковязких жидкостей (а.с. №800418, МПК F04B 47/00, F04F 1/00, опубл. 30.01.81 г. Бюл. №4) преимущественно из скважины, содержащая камеру вытеснения, колонны труб для прохода поднимаемой жидкости и подачи рабочего агента, а также приемный и нагнетательный клапаны, установленные в соответствующих полостях, при этом установка снабжена корпусом, установленными по его концам верхним и нижним седлами, в последнем из которых расположен приемный клапан, и муфта перекрестного течения с проходными каналами, установленная в верхнем седле, причем один канал муфты гидравлически сообщен с камерой, а другой - с нагнетательной полостью и колонной труб для прохода поднимаемой жидкости.The closest to the achieved result is the installation for lifting highly viscous fluids (AS No. 800418, IPC F04B 47/00, F04F 1/00, publ. 01/30/81 Bul. No. 4) mainly from a well containing a displacement chamber, pipe columns for the passage of the fluid to be lifted and the working agent to be supplied, as well as a suction and discharge valves installed in the respective cavities, the installation being provided with a housing installed at its ends by upper and lower seats, in the last of which is a receiving valve, and a cross-flow coupling with p passage channels installed in the upper saddle, with one channel of the coupling hydraulically in communication with the chamber, and the other with the discharge cavity and the pipe string for the passage of the lifted fluid.

Существенным недостатком этого наиболее близкого по достигаемому результату устройства является то, что для переключения режимов работы установки (чередования тепловой обработки призабойной зоны пласта паром и откачки продукции) с помощью приемного клапана насоса приходится проводить дополнительные спускоподъемные операции, чтобы приподнимать или опускать колонну пароподвода, что дополнительно приводит к разгерметизации устья скважины, выходу пара высокого давления из паровой камеры, образовавшейся в пласте скважины при предыдущей тепловой обработке, на дневную поверхность, охлаждению призабойной зоны пласта и, как показывает современный опыт, к созданию реальной угрозы безопасности персонала и сохранности наземного оборудования, и в результате, часто приводит к невозможности использования установки по назначению или к непланируемым простоям скважины и оборудования с целью ожидания падения давления в скважине, а также к необходимости лишних затрат тепловой энергии для последующего подогрева призабойной зоны пласта до ранее достигнутой температуры.A significant drawback of this device, which is the closest to the achieved result, is that to switch the operating modes of the installation (alternating heat treatment of the bottom-hole formation zone with steam and pumping out the product) with the help of the pump intake valve, additional tripping operations are necessary to raise or lower the steam supply column, which additionally leads to depressurization of the wellhead, the release of high-pressure steam from the steam chamber formed in the wellbore at the previous heat treatment, on the day surface, cooling the bottom-hole zone of the formation and, as modern experience shows, to create a real threat to the safety of personnel and the safety of ground equipment, and as a result, often leads to the inability to use the unit for its intended purpose or to unplanned downtime of the well and equipment with the purpose of waiting for the pressure drop in the well, as well as the need for unnecessary expenditure of thermal energy for the subsequent heating of the bottom-hole formation zone to the previously reached temperature.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности использования скважин и оборудования при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов тепловыми методами на основе сокращения эксплуатационных затрат и улучшение условий безопасной работы путем исключения необходимости разгерметизации устья скважины при переключении режимов работы.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency of the use of wells and equipment when developing deposits of high-viscosity oil and natural bitumen by thermal methods based on reduced operating costs and improved safe working conditions by eliminating the need for depressurization of the wellhead when switching operating modes.

Техническая задача решается устройством для подъема нефти или теплового воздействия на пласт, содержащим камеру вытеснения, колонны труб для прохода поднимаемой жидкости и подачи рабочего агента, а также приемный клапан, сообщенный с внутрискважинным пространством, и нагнетательный клапан, сообщенный с колонной труб для прохода поднимаемой жидкости.The technical problem is solved by a device for lifting oil or thermal effects on the formation, containing a displacement chamber, pipe string for the passage of the fluid to be lifted and supply of the working agent, as well as a receiving valve in communication with the downhole space and a discharge valve in communication with the pipe string for the passage of the fluid to be lifted .

Новым является то, что камера вытеснения снабжена дополнительным клапаном, сообщенным с внутрискважинным пространством, и выполненным с возможностью его открытия при давлении, превосходящем давление открытия нагнетательного клапана.What is new is that the displacement chamber is equipped with an additional valve in communication with the downhole space and made with the possibility of opening it at a pressure exceeding the opening pressure of the discharge valve.

На чертеже изображена схема.The drawing shows a diagram.

Устройство 1 включает дополнительный клапан 2 с разъемным соединением (на черт. не показано) к внешним устройствам, приемный клапан 3, конденсационную вытеснительную камеру 4, нагнетательный клапан 5 и замковую опору 6.The device 1 includes an additional valve 2 with a detachable connection (not shown in the drawing) to external devices, a receiving valve 3, a condensation displacement chamber 4, a discharge valve 5 and a lock support 6.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Устройство опускается в скважину (на черт. не показано) на колонне труб для прохода поднимаемой жидкости - подъемном трубопроводе 7, присоединяемым к устройству через разъемное соединение и клапан 5, и снабженным на устье запорным устройством 8. После чего в скважину спускают колонну труб для подачи рабочего агента - нагнетательный трубопровод 9 до герметичного соединения с камерой 4 через замковую опору 6.The device is lowered into the well (not shown in the drawing) on the pipe string for the passage of the liquid to be lifted — a lifting pipe 7 connected to the device through a detachable connection and valve 5 and equipped with a shut-off device 8. The pipe string is then lowered into the well for supply working agent - discharge pipe 9 to a tight connection with the chamber 4 through the lock support 6.

После герметизации скважины на устье перекрывают запорное устройство 8 подъемного трубопровода 7. Пар по нагнетательному трубопроводу 9 подают в устройство 1, при этом дополнительный клапан 2, настроенный на давление закачки, открывается для доступа пара в пласт (на черт. не показан) через внутрискважинное пространство (на черт. не показано). Для доставки пара в назначенный по длине скважины интервал к клапану 2 через разъемное соединение может подсоединяться хвостовик (на черт. не показан) необходимой конструкции и длины. Для повышения эффективности нефтеизвлечения из пласта могут применяться различные добавки к подаваемому в пласт пару поверхностно-активных веществ и растворителей. Продолжительность теплового воздействия определяется технологическим режимом разработки месторождения.After sealing the well at the wellhead, the shut-off device 8 of the lifting pipeline 7 is closed. Steam is supplied to the device 1 through the injection pipe 9, and an additional valve 2, tuned to the injection pressure, is opened for steam to enter the formation (not shown in the drawing) through the downhole space (not shown in the devil). To deliver steam to the interval specified along the length of the well, a shank (not shown) of the required design and length can be connected to valve 2 through a detachable connection. To increase the efficiency of oil recovery from the reservoir, various additives to the pair of surfactants and solvents fed into the reservoir can be used. The duration of heat exposure is determined by the technological regime of field development.

Способ подъема нефти исполняют следующим образом. После проведения теплового воздействия на пласт подачу пара прекращают, а запорное устройство 8 открывают. Клапан 2 закрывается, ввиду прекращения подачи пара и снижения давления при технологической выдержке для частичной конденсации пара в конденсационной камере 4. В результате частичной конденсации пара давление в конденсационной камере 4 снижается, при этом срабатывает приемный клапан 3, сообщающий камеру с внутрискважинным пространством, жидкая фаза продукции поступает из скважины под воздействием гравитационных сил и пластового давления через приемный клапан 3 в конденсационную камеру 4 до выравнивания давления в конденсационной камере 4 с давлением на забое скважины (на черт. не показан). После этого подают пар по нагнетательному трубопроводу 9 в устройство 1, при этом приемный клапан 3 под действием давления закрывается, нагнетательный клапан 5, настроенный на открытие при давлении, меньшем давления закачки пара в пласт, открывает доступ жидкости из конденсационной камеры 4 в подъемный трубопровод 7 и далее через запорное устройство 8 на устье скважины в систему нефтесбора (на черт. не показана) при закрытом клапане 2, настроенном на давление закачки большее давления открытия нагнетательного клапана 5. После вытеснения жидкости из конденсационной камеры 4 через нагнетательный клапан 5 подачу пара прекращают, производят технологическую выдержку для частичной конденсации рабочего агента в конденсационной камере 4 и выравнивания давления в конденсационной камере 4 с давлением на забое скважины и всасывания в конденсационную камеру 4 жидкости из забоя через приемный клапан 3. Для продолжения откачки рабочие циклы устройства повторяют. При необходимости возобновления подачи пара для теплового воздействия в пласт запорное устройство 8 на устье скважины закрывают. Причем для перехода в режим закачки пара в пласт не требуется разгерметизации устья скважины для механического открытия предохранительного клапана 2.The method of lifting oil is as follows. After conducting thermal effects on the formation, the steam supply is stopped, and the shut-off device 8 is opened. Valve 2 closes due to the interruption of steam supply and pressure reduction during technological shutdown for partial condensation of steam in the condensation chamber 4. As a result of partial condensation of steam, the pressure in the condensation chamber 4 decreases, and the check valve 3 is activated, which communicates the chamber with the downhole space, the liquid phase the product comes from the well under the influence of gravitational forces and reservoir pressure through the inlet valve 3 into the condensation chamber 4 until the pressure in the condensation chambers is equalized e 4 with pressure at the bottom of the well (on the devil. not shown). After that, steam is supplied through the discharge pipe 9 to the device 1, while the receiving valve 3 closes under pressure, the discharge valve 5, which is configured to open at a pressure lower than the pressure of steam injection into the formation, allows liquid from the condensation chamber 4 to enter the lift pipe 7 and then through the shut-off device 8 at the wellhead into the oil gathering system (not shown in the diagram) with the valve 2 set to the injection pressure higher than the opening pressure of the discharge valve 5. After the fluid is displaced from the condensation chamber 4 through the discharge valve 5, the steam supply is stopped, technological exposure is made to partially condense the working agent in the condensation chamber 4 and equalize the pressure in the condensation chamber 4 with the pressure at the bottom of the well and to suck the liquid from the bottom through the intake valve 3 into the condensation chamber 4 To continue pumping, the device cycles are repeated. If it is necessary to resume steam supply for thermal exposure to the formation, the shut-off device 8 at the wellhead is closed. Moreover, to switch to the mode of steam injection into the formation, depressurization of the wellhead is not required for the mechanical opening of the safety valve 2.

Таким образом, предлагаемое устройство для подъема нефти или теплового воздействия на пласт позволяют решить поставленную техническую задачу повышения эффективности использования скважин и оборудования при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов тепловыми методами.Thus, the proposed device for lifting oil or thermal stimulation of the formation allows us to solve the technical problem of increasing the efficiency of the use of wells and equipment when developing deposits of high viscosity oil and natural bitumen by thermal methods.

Сокращение эксплуатационных затрат достигается возможностью выполнения одним устройством в произвольном порядке чередования двух выполняемых функций - закачки пара в пласт и откачки продукции на дневную поверхность, в результате чего исключается необходимость проведения спускоподъемных операций для смены режимов работы и технологических операций. При этом из стоимости эксплуатации исключаются трудозатраты на многократное производство подземных ремонтов, потери от недобора нефти при вынужденном простое на ремонт и сопутствующие траты на транспортировку и перемещение оборудования для проведения спускоподъемных операций, в результате повышается полезная отдача скважин и оборудования, а также улучшаются условия безопасного труда из-за отсутствия возможности неконтролируемого выброса пара.Reducing operating costs is achieved by the ability to perform one function in an alternating order of two functions: steam injection into the reservoir and pumping products to the surface, which eliminates the need for tripping operations to change operating modes and technological operations. At the same time, labor costs for the repeated production of underground repairs, losses due to oil shortages caused by downtime for repairs and associated expenses for transportation and relocation of equipment for hoisting operations are excluded from the cost of operation, as a result, the useful yield of wells and equipment is improved, and safe working conditions are improved due to the lack of the possibility of uncontrolled release of steam.

Сокращение эксплуатационных затрат достигается также за счет рационального использования энергии рабочего агента, а именно за счет исключения случаев вынужденного проветривания скважины в отсутствие спускоподъемных операций.Reducing operating costs is also achieved due to the rational use of energy of the working agent, namely by eliminating cases of forced ventilation of the well in the absence of tripping.

Предлагаемое устройство для подъема продукции при тепловом воздействии на пласт позволяет повысить эффективности использования скважин и оборудования при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов тепловыми методами, сократить эксплуатационные затраты и повысить безопасность работы благодаря отсутствию необходимости разгерметизации устья скважины при переключении режимов работы.The proposed device for raising products with thermal effects on the formation allows to increase the efficiency of the use of wells and equipment when developing deposits of high viscosity oil and natural bitumen by thermal methods, reduce operating costs and increase operational safety due to the absence of the need to depressurize the wellhead when switching operating modes.

Claims

A device for lifting products during thermal exposure to a formation containing a displacement chamber, pipe columns for passage of the liquid to be lifted and supply of a working agent, as well as a receiving valve in communication with the downhole space and a discharge valve in communication with the pipe string for passage of the liquid to be lifted, characterized in that the displacement chamber is equipped with an additional valve in communication with the downhole space and configured to open at a pressure higher than the opening pressure of the pump ceiling elements of the valve.