ШТАНГОВАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ТЕРМИЧЕСКИХ СПОСОБОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для добычи тяжелых высоковязких нефтей при одновременной закачке теплоносителя в пласт с предварительной его обработкой химреагентом, а также увеличения притока нефти в скважину путем прогрева призабойной зоны пласта теплом экзотермической реакции жидких компонентов, подаваемых на забой.
Штанговонасосная добыча тяжелой высоковязкой нефти осложнена значительными гидравлическими сопротивлениями движению колонн штанг, отложениями парафина в подъемнике и слабым притоком продукции пласта в скважину. Эти факторы приводят к потере работоспособности скважинных насосов, авариям оборудования и низким дебитам скважин.
С целью уменьшения гидравлических сопротивлений в штанговом насосе путем снижения вязкости откачиваемой продукции подачей на прием насоса маловязкой нефти (растворителя) известна скважинная штанговая насосная установка /SU 1134788 A, 15.01.1985/. Маловязкая нефть закачивается на прием насоса через колонну насосно-компрессорных труб, где происходит ее смешение с добываемой высоковязкой нефтью и дальнейший подъем по затрубному пространству. Недостатком установки является повышение репрессии на продуктивный пласт при закачке маловязкой нефти и снижение дебита добываемой нефти. В случае использования перегретой воды или пара для подачи в скважину и обеспечения притока высоковязкой нефти в скважину в поровое пространство поступает вода и ухудшает проницаемость пласта для нефти.
Для добычи высоковязких нефтей известны установки с двумя последовательно соединенными плунжерами насосов разного диаметра / SU 1231261 A, 15/05/1986, RU 2161268 C2, 27.12.2000. Установки позволяют получить дополнительную силу, направленную вниз и позволяющую частично преодолевать гидродинамическое трение штанг о жидкость при ходе колонны вниз. Эта сила пропорциональна разности площадей поперечного сечения плунжеров. Общим недостатком указанных конструкций является увеличение максимальных нагрузок в точке подвеса штанг на ту же величину при ходе колонны штанг вверх. Несмотря на то, что вероятность потери работоспособности оборудования уменьшается, рост максимальных нагрузок и напряжений в металле штанг приводит к снижению наработки на отказ.
Наиболее близкой по технической сущности к предполагаемой полезной модели является скважинная штанговая насосная установка для добычи высоковязкой нефти /RU 141835 U1, 20.06.2014/. Установка включает колонны насосно-компрессорных труб и полых штанг, два насоса разного диаметра, цилиндры которых соединены трубой, боковой приемный клапан верхнего насоса, вертикальный канал внутри плунжера верхнего насоса.
Плунжеры насосов соединены патрубком, а цилиндр нижнего насоса соединен с хвостовиком, спущенным до забоя скважины. Нижний насос выполнен без клапанов, всасывающий клапан верхнего насоса размещен в нижней части его цилиндра, а нагнетательный клапан расположен в вертикальном канале его плунжера. Верхний и нижний концы вертикального канала внутри плунжера переходят в горизонтальные каналы, сообщающие полость вертикального канала с внешней зоной плунжера и полостью насосно-компрессорных труб.
Горячий агент закачивается в полые штанги, проходит через плунжер верхнего насоса с наружной стороны вертикального канала, поступает в хвостовик и далее на забой скважины, разогревая призабойную зону пласта. Смешиваясь с пластовой жидкостью закачиваемый агент поступает во всасывающий клапан верхнего насоса и через вертикальный канал откачивается на поверхность по пространству между насосно-компрессорными трубами и полыми штангами.
Недостатком установки, выбранной в качестве прототипа, является сложность проведения дополнительных операций, повышающих эффективность термического способа добычи нефти. К примеру, проведение предварительной кислотной обработки призабойной зоны пласта закачкой реагента с поверхности приведет к его большим расходам из за смешения с продавочной жидкостью, а уже на забое - с добываемой. То же самое будет иметь место в случае применения экзотермической реакции двух компонентов, закачиваемых на забой с поверхности. Одним из таких видов подъема температуры на забое является, например, реакция разложения аммиачной селитры инициатором разложения - нитритом натрия.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является повышение эффективности термического способа добычи нефти с применением химических реагентов.
Новизна технического решения состоит в том, что в известном устройстве, включающем колонны насосно-компрессорных труб и полых штанг, два последовательно соединенных насоса разного диаметра, плунжеры которых соединены полым штоком, боковой приемный клапан верхнего насоса, вертикальный канал с нагнетательным клапаном внутри верхнего плунжера, соединенного с внешней стороной плунжера горизонтальными каналами, хвостовик, соединенный с нижним бесклапанным насосом и спущенной до забоя скважины, согласно полезной модели, к нижнему концу хвостовика присоединена камера, выполненная из концентрически расположенных труб разного диаметра, наружная из которых на выходе из емкости оснащена подпружиненным снаружи камеры клапаном, а заглушенная в конце внутренняя - подпружиненным со стороны полости камеры клапаном, причем внутренняя труба по длине камеры снабжена двумя рядами коротких выходных патрубков, установленных под острым углом к осевой линии камеры агента в направлении, противоположном движению закачиваемого агента.
На рис. 1 изображен общий вид установки, на рис. 2 - разрез камеры. В скважину 1 с горизонтальным участком ствола на колоннах насосно-компрессорных труб 2 и полых штанг 3 спущены два последовательно соединенных цилиндра 4 и 5 насосов разного диаметра. Плунжеры 6 и 7 насосов соединены полым штоком 8. Внутри плунжера 6 размещен вертикальный канал 9 с нагнетательным клапаном 10, верхняя и нижняя части которого переходят в горизонтальные каналы 11 и 12, сообщающие вертикальный канал 9 с внешней стороны плунжера 6 и колонной насосно-компрессорных труб 2. В нижней части цилиндра 4 размещен приемный клапан 13.
К цилиндру 5 нижнего насоса закреплен хвостовик 14, спущенный до забоя (интервала перфорации пласта 15) скважины 1 Нижний конец хвостовика 14 соединен с камерой, состоящей из концентрично расположенных наружной 16 и внутренней 17 труб. Наружная труба 16 камеры с обоих торцов закрыта ступенчатыми муфтами 18 и 19. На выходе из камеры установлен обратный клапан 20, подпружиненный снаружи камеры. На входе во внутреннюю трубу камеры установлен также обратный клапан 21, подпружиненный со стороны внутренней полости камеры.
Конец внутренней трубы 17 заглушен. В трубу по всей длине входят два ряда коротких выходных патрубков 22, расположенных под острым углом к осевой линии камеры, в направлении, противоположном движению закачиваемого агента.
На дневной поверхности колонна полых штанг соединена с гибким рукавом 23 высокого давления для подачи горячего агента или реагирующих жидкостей.
Работа установки состоит в следующем. В скважину 1 спускаются на колонне насосно-компрессорных труб 2 цилиндры 4 и 5 насосов, хвостовик 14 с камерой, предварительно заполненной реагентом. В период спуска обратный клапан 20 не позволяет поступать скважинной жидкости в полость камеры. В период спуска колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком 14 скважина обычно полностью заполнена жидкостью, которая гидростатическим давлением действует на закрытый элемент клапана 20 с внешней стороны и предупреждает излив реагента из камеры в скважину. Одновременно, обратный клапан 21 не позволяет вытечь реагенту из полости камеры в хвостовик 14. Далее в скважину спускаются соединенные между собой плунжеры 6 и 7 насосов.
В качестве реагентов, заполняющих камеру могут быть различные составы кислот для предварительной обработки призабойной зоны пласта 15, растворители для удаления различных отложений или другие химические вещества.
Для обработки призабойной зоны пласта реагентом производят закачку в полые штанги расчетного объема жидкости (нефти), которая вытеснит реагент в интервал перфорации пласта. При этом оба клапана 20 и 21 камеры под напором откроются для пропуска вытесняемой жидкости. После вытеснения агента производится выдержка во времени с целью реакции кислот с породой или растворителя с отложениями.
В зависимости от вида реакции вытеснение агента из камеры может производиться нагретой или холодной жидкостью. Наличие коротких патрубков 22 в камере позволяет более эффективно вытеснять агент в скважину.
После этого насосная установка включается в работу. В полые штанги нагнетают горячий агент (пар или подогретая нефть), который пройдя через клапаны 20 и 21 камеры поступает в интервал перфорации скважины, подогревает забой и, смешиваясь с пластовой жидкостью, поступает к приемному клапану 13 верхнего насоса и с помощью нагнетательного клапана 10 через горизонтальный канал 11 откачивается в насосно-компрессорные трубы 2.
Закачка горячего агента в полые штанги 3 может производиться, как правило, в периодическом режиме в целях снижения себестоимости добычи нефти.
В случае использования тепла от экзотермической реакции при смешении жидкостей (бинарных систем) камеру предварительно заполняют одной из реагирующих жидкостей, например аммиачной селитрой. Далее производят закачку в полые штанги определенного объема инициатора реакции - нитрита натрия.
При вытеснении одной жидкости другой в камере происходит их интенсивное перемешивание за счет противотоков, создаваемых короткими патрубками 22 камеры, и реакция разложения.
После реакции и прогрева призабойной зоны насосная установка включается в работу для откачки пластовой жидкости. При этом прогрев пласта обеспечивает определенное время поступления высоковязкой нефти в скважину. После охлаждения призабойной зоны производят подъем оборудования для заполнения камеры новой порцией реагирующей жидкости.
Технико-экономическим преимуществом насосной установки является сокращение непроизводительных расходов реагирующих веществ и обеспечение возможности предварительной обработки призабойной зоны пласта реагентом.