СКВАЖИННАЯ ШТАНГОВАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для скважинной добычи тяжелых высоковязких нефтей.
Насосная добыча тяжелой высоковязкой нефти осложнена значительными гидравлическими сопротивлениями движению колонн штанг и слабым притоком продукции пласта в скважину. Такие факторы приводят к потере работоспособности скважинных насосов, авариям оборудования и низким дебитам скважин.
Для уменьшения гидравлических сопротивлений в штанговом насосе путем снижения вязкости откачиваемой продукции подачей на прием насоса маловязкой нефти (растворителя) известна скважинная штанговая насосная установка (А.с. СССР №1134788, F04B 47/02. Скважинная штанговая насосная установка. Заявл. 03.02.84. Опубл. 15.01.85. БИ №2). 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. В процессе движения теплоносителя в стволе скважины вниз потери тепла составляют существенную величину и снижают эффективность процесса.
Известна насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (патент RU №2291952 С1. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине. Е21В 41/14. Заявл. 20.05.2005. Опубл. 20.01.2007). Установка содержит колонну лифтовых труб, колонну штанг, пакер, хвостовик и дифференциальный насос с полым плунжером, при этом всасывающий и нагнетательный клапаны верхней секции дифференциального насоса, установлены сбоку. Колонна штанг выполнена полой и герметично соединена с плунжером насоса так, что полости колонны штанг и плунжера сообщены, а верхняя секция снабжена обводным каналом и имеет возможность соединения этим каналом, при ходе колонны полых штанг с плунжером вниз, с внутренним пространством лифтовых труб через нагнетательный клапан, который размещен в непосредственной близости от всасывающего клапана. При этом под плунжером установлен стержень с возможностью осевого перемещения и принудительного одновременного открытия всасывающего и нагнетательного клапанов нижней секции устройства для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине.
Для проведения исследований пластов установку временно останавливают. Колонну полых штанг опускают вниз до упора. При этом стержень, установленный под плунжером, нижним клинообразным концом смещает шарик всасывающего клапана с его седла вбок, тем самым принудительно открывая клапан. Одновременно упомянутый стержень верхним концом входит в проходной канал нагнетательного клапана и, упираясь в шарик нагнетательного клапана, приподнимает его с седла, принудительно открывая клапан. Принудительное открытие обоих клапанов насосов позволяет установить прямую гидравлическую связь полости колонны со скважиной.
Недостаток установки состоит в сложности и низкой надежности смещения шарика всасывающего клапана, клинообразным концом стержня. Вертикальная составляющая усилия воздействия клина на шарик из-за различных твердых отложений в клапане или всевозможных смещений может превысить горизонтальную составляющую усилия и шарик, напротив, будет прижат клином к седлу.
Известен скважинный электронагреватель (патент RU №2198284 С2, Е21В 36/04, заявл. 19.02.2001. Опубл. 10.02.2003), содержащий токоподвод с размещенным под ним трубчатым корпусом, на котором размещены нагревательные элементы, питающиеся переменным напряжением. Нагревательные элементы разделены на секции, количество которых зависит от интенсивности искривления ствола скважины. Нагреватель спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб в интервал перфорации скважины. После спуска производится подача напряжения и разогрев призабойной зоны пласта с последующим включением насоса в работу и откачку разогретой нефти.
Недостаток устройства и реализуемого способа состоит в малом радиусе разогрева пласта и, как следствие, небольшому увеличению притока нефти в скважину. Разогретый объем быстро откачивается глубинным насосом и необходим следующий сеанс разогрева призабойной зоны пласта.
Наиболее близким к предлагаемому является способ теплового воздействия на пласт с тяжелыми нефтями и устройство для его осуществления (патент RU №2378504 С1. Заявл. 11.11.2008. Опубл. 10.01.2010). При спуске колонны НКТ в скважину ее оснащают электронагревателями, а нагрев продукции скважин дополнительно производят в процессе ее подъема в скважине. При этом добычу продукции скважины ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в пласт, а объем и давление закачки с каждым периодом увеличивают до достижения максимально допустимого значения давления закачки продукции в пласт. Объем закачанной разогретой продукции в пласт в несколько раз меньше объема добытой нефти.
Недостаток аналога, выбранного в качестве прототипа, состоит в использовании насоса вставного исполнения. При равных отборах нефти из скважин вставные насосы требуют применения насосно-компрессорных труб большего диаметра в сравнении с насосами невставного (трубного) исполнения, что приводит к увеличенной металлоемкости подземного оборудования.
Технической задачей предложенного решения является снижение металлоемкости подземного оборудования применением насоса невставного (трубного) исполнения.
Техническая задача решается тем, что в известном устройстве, содержащем штанговый трубный насос с всасывающим и нагнетательным клапанами, заглушенный снизу приемный патрубок насоса с отверстием, спущенный до забоя, стержень для выталкивания нагнетательного клапана в опущенном вниз до упора положении штанговой колонны, согласно полезной модели, стержень выполнен в виде подпружиненного снизу проходного поршня, расположенного в дополнительном цилиндре над всасывающим клапаном, имеющего центральный шток в верхнем торце и перекрывающего своей боковой поверхностью отверстие в дополнительном цилиндре, сообщающее в нижнем положении проходного поршня цилиндр насоса с полостью приемного патрубка насоса.
На рис. 1 и 2 показаны схемы скважинной штанговой установки для добычи тяжелых высоковязких нефтей.
В скважину 1 на колоннах насосно-компрессорных труб 2 и штанг 3 спущен невставной (трубный) штанговый насос, состоящий из плунжера 4, цилиндра 5, нагнетательного 6 и всасывающего 7 клапанов. Всасывающий клапан 7 размещен внутри дополнительного цилиндра 8 с отверстиями 9 в верхней части, внутри которого размещен проходной поршень 10 со штоком 11 и отверстиями в верхнем торце. Снизу поршень 10 подпирается пружиной 12. К дополнительному цилиндру 8 подсоединен заглушенный снизу приемный патрубок 13 насоса, проходящий через пакер 14, расположенный непосредственно над кровлей продуктивного пласта 15. С наружной стороны насосно-компрессорных труб 2 в скважину спущен электрический кабель 16, который под насосом входит в приемный патрубок 13 и соединяется с нагревательным элементом 17, установленным снаружи приемного патрубка 13. Под пакером 14 в патрубке 13 выполнено отверстие 18. Привод насоса осуществляется станком-качалкой (на рис. 1 и 2 не показан).
Работа установки осуществляется следующим образом.
В скважину 1 вначале спускают колонну насосно-компрессорных труб 2 с приемным патрубком 13 и пакером 14. Одновременно в скважину на приемном патрубке 13 спускается нагревательный элемент 17 с кабелем 16 с наружной стороны колонны труб 2. Далее в колонну насосно-компрессорных труб спускают плунжер 4 на колонне штанг 3.
При нормальном режиме работы насоса плунжер 4 в крайнем нижнем положении головки балансира не касается своим нагнетательным клапаном 6 штока 11 поршня 10. Поршень 10 постоянно прижат пружиной 12 к крайнему верхнему упору и перекрывает своей боковой поверхностью отверстия 9 в дополнительном цилиндре 8.
Добываемая продукция скважины проходит через приемный патрубок 13, всасывающий клапан 7 и отверстия в верхнем торце поршня 10, далее поступает в полость цилиндра 5 насоса.
Для закачки горячей жидкости в призабойную зону пласта скважину останавливают в крайнем нижнем положении головки балансира. После этого колонну штанг 3 дополнительно спускают вниз до упора, при котором шток 11 вытолкнет нагнетательный клапан 6 плунжера 4 вверх, переместит поршень 10 вниз и сожмет до предела пружину 12 (рис. 2).
В таком положении жидкость из колонны насосно-компрессорных труб 2 через открытый нагнетательный клапан 6, отверстия 9 в дополнительном цилиндре 8 и приемный патрубок 13 насоса будет под давлением поступать в призабойную зону пласта 15. Закачка жидкости в призабойную зону пласта может производиться и с помощью насосного агрегата с устья скважины. В этот же период по кабелю 16 нагревательному элементу 17 подают напряжение для его разогрева и передачи тепла жидкости, закачиваемой в пласт 15. После достаточного прогрева призабойной зоны пласта и снижения вязкости продукции производят подъем колонны штанг на прежнюю величину и включение установки в обычную работу.
Технико-экономическими преимуществами предложенного устройства являются закачка нагреваемой жидкости в пласт без подъема насосного оборудования на поверхность, а также снижение металлоемкости оборудования.