СКВАЖИННАЯ ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Предполагаемая полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для скважинной добычи тяжелых высоковязких и парафинистых нефтей.
Известно, что 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.
Для уменьшения гидравлических сопротивлений в штанговом насосе путем снижения вязкости откачиваемой продукции подачей на прием насоса маловязкой нефти (растворителя) известна скважинная штанговая насосная установка 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 /SU1134788 A, 15.01.1985/.
Для добычи высоковязких нефтей известны установки с двумя последовательно соединенными плунжерами насосов разного диаметра /SU1231261A, 15.05.1986, RU2161268С2, 27.12.2000.
Такое соединение позволяет 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 их наработки на отказ.
Наиболее близкой к предполагаемой полезной модели является штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов. Установка включает два последовательно расположенных насосов разного диаметра, плунжеры которых соединены между собой патрубком (полым штоком). Верхний насос имеет боковой приемный клапан, а внутри его плунжера расположен вертикальный канал с нагнетательным клапаном и сквозные горизонтальные каналы для перетока продукции верхнего пласта в колонну насосно-компрессорных труб. Продукция нижнего пласта откачивается в колонну полых штанг нижним насосом через патрубок и концентрическую полость внутри плунжера верхнего насоса. /RU2430270С2,27.09.2011/.
Недостатком устройства является невозможность уменьшить вязкость откачиваемой продукции для снижения гидродинамических сопротивлений. Подача растворителя или теплоносителя на забой нижнего пласта невозможна, а подача на забой верхнего пласта приведет к снижению дебита нефти из-за дополнительной репрессии на пласт.
Кроме того, расположение вертикального канала с нагнетательным клапаном внутри плунжера не позволяет увеличить диаметр проходного сечения клапана при добыче высоковязкой нефти.
Техническими задачами полезной модели являются подача на забой продуктивного пласта теплоносителя для снижения вязкости продукции и увеличения ее притока в скважину в условиях сохранения депрессии на пласт, а также увеличения диаметра проходного сечения нагнетательного клапана верхнего насоса.
Новизна технического решения состоит в том, что в известном устройстве, включающем колонны насосно-компрессорных труб и полых штанг, два насоса разного диаметра, плунжеры которых соединены полым штоком, боковой приемный клапан верхнего насоса, вертикальный канал внутри плунжера верхнего насоса, хвостовик, спущенный до забоя скважины, согласно полезной модели, нагнетательный клапан верхнего насоса расположен над его плунжером и соединяет колонну полых штанг с приемом насоса через вертикальную трубу, верхний конец которого через соосный переводник входит в муфту с центральным каналом для продукции верхнего пласта и боковыми для продукции нижнего пласта, а нижний конец через эксцентричный переводник входит в муфту с вертикальным каналом для продукции нижнего пласта и боковым каналом для продукции верхнего пласта, причем плунжер и цилиндр нижнего насоса выполнены проходными без запорных клапанов.
На фиг.1, 2 и 3 представлена схема полезной модели. В скважину 1 с горизонтальным участком ствола на колоннах насосно-компрессорных труб 2 и полых штанг 3 спущены два последовательно соединенных трубой 4 цилиндра 5 и 6 верхнего и нижнего насосов. Плунжер 7 верхнего насоса содержит внутри вертикальную трубу 8 с соосным 9 и эксцентричным 10 переводниками, соединенными соответственно с верхней 11 и нижней 12 муфтами. Верхняя муфта имеет центральный канал 13 для перетока продукции верхнего пласта и боковые 14 для продукции нижнего пласта. Нижняя муфта имеет вертикальный канал 15 для перетока продукции нижнего пласта и боковой 16 для продукции верхнего пласта. Патрубок 17 соединяет между собой плунжеры 7 и 18, а цилиндр нижнего насоса соединен с хвостовиком 19, спущенным в горизонтальный участок ствола скважины. Верхний насос имеет боковой приемный клапан 20 и нагнетательный клапан 21 с клеткой 22, расположенной непосредственно над плунжером 7. Колонна полых штанг 3 на устье скважины переходит в гибкий рукав 23 высокого давления. Вход переводником 9 и 10 в трубу 8 герметизирован манжетами 24.
Работа насосной установки состоит в следующем. После спуска штанговой установки с хвостовиком 19 в скважину 1 с горизонтальным участком и запуска ее в работу производится подача теплоносителя (пара) в колонну насосно-компрессорных труб 2. Пар из колонны труб 2 через каналы 14 плунжера 7, концентрическую полость, образованную вертикальной трубой 8 и плунжером 7, канал 15 и полый шток 17 поступает в хвостовик 19. После выхода из хвостовика 19 частично или полностью конденсированный пар будет по кольцевому пространству перемещаться обратно и входить в приемный клапан 20 и далее через вертикальную трубу 8 и клапан 21 нагнетаться через полую колонну штанг 3 на поверхность. Гибкий рукав 23 позволяет откачивать скважинную жидкость к месту назначения при возвратно-поступательном движении колонны полых штанг 3.
По мере разогрева призабойной зоны пласта паром в горизонтальный ствол скважины будет поступать нефть, которая, смешиваясь с конденсатом пара, будет откачиваться насосом на поверхность.
Производительность штанговой установки определяется скоростью откачки, коэффициентом подачи верхнего насоса и разностью площадей плунжеров 7 и 18 верхнего и нижнего насосов.
Вынос клетки 22 за пределы плунжера 7 позволяет увеличить диаметр клапана 21 до необходимых размеров, обеспечивающих откачку жидкостей повышенной вязкости.
В период эксплуатации установки динамический уровень жидкости в скважине поддерживается с расчетом обеспечения депрессии на продуктивный пласт, путем изменения режима работы установки или расхода закачиваемого пара.
Технико-экономическими преимуществами предложенного решения являются снижение вязкости нефти и обеспечение работоспособности штанговой установки, снижение потерь тепла в околоскважинное пространство благодаря закачке теплоносителя в колонну насосно-компрессорных труб, а также обеспечение притока нефти в скважину разогревом призабойной зоны, созданием депрессии и предупреждением поступления конденсата пара в поровое пространство пласта.