СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ДОБЫЧИ БИТУМИНОЗНОЙ НЕФТИ
BOREHOLE PUMPING UNIT FOR THE EXTRACTION OF BITUMINOUS OIL

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной отрасли промышленности и может быть использовано при парогравитационном способе добычи битуминозных нефтей.
Для добычи битуминозной нефти известен способ, включающий бурение в пласте двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно друг другу (патент RU № 2287677, Е21В 43/24, опубл. Бюл. № 32 от 20.11.2006 г.). В верхнюю скважину осуществляют закачку пара, а из нижней производят отбор продукции.
Известный способ обладает недостатками из-за потерь тепла в продуктивных пластах и добывающей скважине, а также сложности проводки двух параллельно расположенных горизонтальных скважин с двумя устьями.
Известен способ добычи тяжелой высоковязкой нефти периодической закачкой пара в добывающую скважину (например, а.с. СССР № 1272788, Е21В 43/24. Способ добычи тяжелой высоковязкой нефти, заявл. 26.10.84 г., опубл. 22.07.86 г.). На период закачки пара, осуществляемой через затрубное пространство скважины, насосное оборудование останавливают. После прогрева призабойной зоны пласта глубинный насос запускают в работу и откачивают нефть до существенного охлаждения призабойной зоны пласта. Недостаток способа состоит в значительных потерях тепла в околоскважинное пространство.
Кроме того, известен способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, основанный на закачке пара, создании паровой камеры, совместной закачке пара и углеводородного растворителя и отборе продукции (Патент РФ № 2342955, Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002 г.). Недостатком способа является значительная потеря тепла в околоскважинное пространство при подаче теплоносителя на забой по затрубному пространству.
Также известно устройство для осуществления способа добычи тяжелой и битуминозной нефти (Патент РФ № 2399754, Е21В 43/24, опубл. 20.09.2010 г.), позволяющее производить закачку пара в продуктивный пласт и отбор продукции. В скважину спускают колонну труб, оборудованную снизу эжектором-смесителем с камерой низкого давления. В колонну труб в подпакерное пространство производят закачку воды, нагретой до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении, и под давлением, превышающем давление парообразования. Переход воды в парообразное состояние и перемешивание ее с нефтью позволяют закачивать смесь в продуктивный пласт с повышением давления в пласте на 10…30%. После прекращения закачки пара переходят к отбору продукции пласта с помощью штангового насоса, который позволяет, благодаря наличию дополнительного концентрического канала, закачивать перегретую воду в скважину или отбирать из скважины продукцию.
Недостаток устройства для осуществления способа состоит в необходимости строительства дополнительной вертикальной скважины, в которую спускается штанговый насос, поскольку работа такого насоса в горизонтальной или наклонной скважине с большим зенитным углом наклона невозможна.
Известно устройство для осуществления способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума (Патент РФ № 2339805, Е21В 43/24, заявл. 22.03.2007 г., опубл. 27.11.2008 г.). В горизонтальный ствол двухустьевой скважины проводят дополнительный наклонный ствол для отбора продукции скважины. В этот ствол спускают винтовой насос с приводом от вращающейся колонны штанг с расположением привода на устье. Закачку водяного пара с температурой 200°С производят попеременно с двух крайних устьев. Отбор жидкости из дополнительного среднего ствола производят постоянно.
Недостаток устройства для осуществления способа состоит в низкой надежности работы винтового насоса при высоких температурах. Эластомер статора винтового насоса при этом теряет эластичность и разрушается при контакте со стальным ротором.
Также известно устройство для реализации способа добычи высоковязкой нефти из наклонно-направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт (Патент РФ № 2436943 C1, Е21В 43/24, заявл. 03.06.2010 г., опубл. 20.12.2011 г.). В наклонную часть ствола скважины спускаются теплоизолированные насосно-компрессорные трубы для подачи пара, а также электроцентробежный насос. После закачки пара в ствол меньшего диаметра с восходящей траекторией производят откачку разогретой продукции пласта электроцентробежным насосом. Восходящая траектория ствола с меньшим диаметром и углом подъема не менее 5-8° необходима для стока разогретой массы нефти к зоне спуска насоса.
Недостаток устройства для осуществления такого способа состоит в низкой работоспособности электроцентробежного насоса при высоких температурах. Наиболее подверженными отказам узлами насоса являются погружной электродвигатель с неметаллическими элементами и его гидрозащита.
Наиболее близкой по технической сущности является скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти (Патент РФ № 2595032 C1, Е21В 43/00, заявл. 29.04.2015 г., опубл. 20.08.2016 г., БИ № 23). Установка включает центробежный насос, мультипликатор оборотов, колонны насосно-компрессорных труб и штанг, колокол на нижнем торце колонны штанг, пакер, устьевой привод для вращения колонны штанг с насосом, хвостовик, спущенный в горизонтальную часть скважины, центраторы для штанг.
После спуска оборудования в скважину в колонну труб с устья закачивают пар, который попадает в хвостовик через мультипликатор и рабочие колеса центробежного насоса. Пар прогревает околоскважинную область продуктивного пласта и разогретая масса нефти через перфорационные отверстия попадает в полость хвостовика и далее на прием насоса. После прогрева пласта насосную установку запускают в работу.
Наиболее существенным недостатком насосной установки является невозможность реализации парогравитационного режима эксплуатации скважины. Отбор нефти из прогретой нижней зоны околоскважинного пространства скважины в условиях одного ствола скважины является невозможным.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности выработки запасов битуминозной нефти при парогравитационном способе ее добычи.
Решение технической задачи достигается тем, что в скважинной насосной установке для добычи битуминозной нефти, включающей центробежный насос, спущенный на колонне насосно-компрессорных труб в наклонный участок скважины, вал которого сочленен с колонной штанг с помощью колокола, установленного на ее нижнем конце, колонну труб на приеме насоса, спущенную в горизонтальный участок скважины, пакер, установленный на насосно-компрессорных трубах выше насоса, верхний привод для вращения колонны штанг, согласно изобретению колонна труб-хвостовик с приема насоса расположена в верхнем дополнительном горизонтальном стволе скважины с наклонной частью, основным и дополнительным горизонтальными стволами и перекрыта снаружи пакером в начальном участке горизонтального ствола, а на участке между пакером и приемом насоса внутри трубы-хвостовика расположены подпружиненные обратные клапаны, верхний из которых сообщен со скважинным пространством в зоне установки клина-отклонителя.
На фиг. 1, 2 и 3 показана схема скважинной насосной установки. В залежи с битуминозной нефтью пробурен основной ствол 1 скважины с наклонной и горизонтальной частями. Выше горизонтального основного ствола 1 в наклонную ее часть выполнена врезка дополнительного горизонтального ствола 2 с помощью клина-отклонителя 3 со сквозным проходным каналом 4. В наклонную часть ствола скважины на колонне насосно-компрессорных труб 5 (НКТ) спущен центробежный насос 6 со шлицевым верхним концом вала, соединенного с помощью колокола 7 с внутренними шлицами с колонной штанг 8. На устье скважины установлены технологические задвижки 9 и 10. Выходной верхний конец штанговой колонны 8 соединен с приводом для ее вращения (на фиг. 1 не показан). Выше насоса 6 на колонне труб 5 установлен пакер 11.
Приемная часть насоса 6 соединена с хвостовиком 12, проходящим в горизонтальный ствол 2. В горизонтальном стволе 2 на хвостовике 12 установлены пакер 13 и центратор 14. В горизонтальной части хвостовика 12 за пакером 13 выполнены отверстия 15. Непосредственно перед пакером в хвостовике 12 установлен подпружиненный обратный клапан 16, а непосредственно под насосом 6 в хвостовике установлен также подпружиненный обратный клапан 17, сообщенный с внешней стороной хвостовика 12.
Работа скважинной насосной установки состоит в следующем. После бурения основного ствола 1 в наклонный участок спускают клин-отклонитель 3 с проходным каналом 4. Далее производят зарезку ствола 2, который располагается в продуктивном пласте выше и параллельно горизонтальному стволу 1. В процессе зарезки ствола 2 проходной канал 4 в клине-отклонителе 3 временно перекрывают. После крепления ствола 2 проходной канал 4 открывают, и в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 5 спускают насос 6 вместе с хвостовиком 12 и пакерами 11 и 13. Благодаря присутствию клина-отклонителя 3 хвостовик 12 войдет в горизонтальный ствол 2 скважины. Далее в колонну труб 5 спускают колонну штанг 8 таким образом, что колокол 7 своими внутренними шлицами входит в зацепления со шлицами вала насоса 6.
Далее производят закачку пара через задвижку 9 в колонну НКТ. Пар под давлением проходит через рабочие органы насоса 6, наружную сторону клапана 17 и, отжимая клапан 16, входит в горизонтальную часть хвостовика 12. Через отверстие 15 пар нагнетается в горизонтальный ствол 2 и нагревает околоскважинное пространство. Нагретая нефть малой вязкости будет стекать вниз в открытый ствол 1 и накапливаться в нем.
После этого закачку пара прекращают и включают насос 6 в работу вращением его вала колонной штанг 8 с помощью колокола 7. Напор центробежного насоса 6 при этом создается только от вращения его вала колонной штанг 8. В этой связи для привода насоса наличие погружного электродвигателя не требуется. С момента прекращения закачки пара и включения насоса 6 обратный поток пара и его конденсата из ствола 2 через хвостовик 12 становится невозможным благодаря присутствию обратного клапана 16.
В этот же период скапливающаяся разогретая нефть из ствола 1 под воздействием горного давления будет поступать на прием насоса 6 через канал 4 клина-отклонителя 3 и обратный клапан 17, отжимая его пружину.
Нефть насосом 6 будет откачиваться к устью скважины по колонне НКТ 5. Пакер 11 позволяет сохранять тепло нагретой жидкости из-за отсутствия ее контакта со стенкой скважины выше расположения пакера.
В целях облегчения входа хвостовика 12 в ствол 2 устанавливаются центраторы 14, препятствующие столкновению муфтовых соединений труб.
После достаточного охлаждения извлекаемой нефти и повышения ее вязкости, отбор ее прекращают и в горизонтальный ствол 2 производят повторную закачку пара.
На фиг. 1, 2 и 3 циклы отбора нефти и закачки пара пояснены соответственно сплошными и пунктирными линиями.
Технико-экономическими преимуществами скважинной насосной установки являются сокращение объемов строительства скважины для парогравитационного способа добычи битуминозной нефти, уменьшение потерь тепла при закачке пара, отсутствие спуско-подъемных операций при циклической закачке пара и отбора разогретой нефти.