СКВАЖИННАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ДОБЫЧИ И ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при разработке месторождений высоковязкой и высокопарафинистой нефти, добыча которой сопряжена с необходимостью обработок призабойной зоны пласта (ПЗП) с целью обеспечения нормальных условий фильтрации нефти, в частности циклических паротепловых обработок или обработок ПЗП растворителями.
Известна штанговая скважинная насосная установка [1], состоящая из штангового глубинного насоса, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), колонны насосных штанг, соединенной с устьевым полированным штоком, герметизированным устьевым сальником.
Недостатком установки, в случае обработки паром, является необходимость осуществления при каждой обработке трудоемких операций по спуску и подъему колонны насосных штанг, глубинно-насосного оборудования (ГНО), а также колонны НКТ. К недостаткам следует также отнести большой расход рабочего агента и низкую эффективность обработки ПЗП вследствие отсутствия локального воздействия на ПЗП, а в случае обработки паром - значительные потери тепловой энергии из-за контакта пара с колонной НКТ.
Известен комплект оборудования для промывки и прогрева скважин через полые штанги [2], состоящий из полого устьевого штока, соединенного с колонной полых штанг (ПШ), установленной на них промывочной муфты, тройника, предназначенного для подвода теплоносителя и соединения с траверсой канатной подвески станка-качалки, обратного клапана, навернутого на полый устьевой шток.
Недостатком комплекта является невозможность проведения обработки ПЗП по полым штангам.
Наиболее близкой к заявляемой скважинной установке для добычи и обработки ПЗП является глубинно-насосная установка [3], включающая устьевую арматуру с разгрузочным каналом, колонну ПШ и НКТ с установленным на них двухступенчатым корпусом насоса, выполненным с прямым сквозным проходным каналом, соосным ПШ. В разных ступенях корпуса насоса соосно размещены две плунжерные пары разного диаметра, между которыми установлен всасывающий клапан, забирающий продукцию с затрубного пространства скважины. Нижний плунжер, ограничитель движения верхнего плунжера и нагнетательный клапан соединены с полым штоком, выполненным в виде проходного цилиндра, присоединенного к ПШ, а верхний плунжер установлен на нагнетательном клапане с возможностью осевого перемещения между нагнетательным клапаном и ограничителем движения плунжера.
Недостатком прототипа является невысокая эффективность обработки ПЗП вследствие отсутствия локального воздействия на ПЗП, а в случае обработки паром - значительные потери тепловой энергии вследствие контакта пара с эксплутационной колонной и колонной НКТ. К недостаткам прототипа следует также отнести большой расход рабочего агента и возможность зависания шарика всасывающего клапана при добыче высоковязкой нефти.
Решаемая предлагаемой полезной моделью задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности обработки ПЗП, снижение расхода рабочего агента, а также повышение надежности работы всасывающего клапана, в случае обработки паром - исключение операций по спуску и подъему колонны насосных штанг, ГНО и колонны НКТ.
Поставленная задача решается тем, что в скважинной установке для добычи и обработки ПЗП, на колонне НКТ установлен пакер, всасывающий клапан расположен внутри корпуса специального плунжерного насоса, а полый шток проходит через всасывающий клапан, причем полый шток и всасывающий клапан сопряжены таким образом, что при перемещении полого штока приводится в действие всасывающий клапан.
Известен ряд технических решений [4], элементы которых подобны использованным в заявляемой скважинной установке для добычи и обработки ПЗП. Однако следует отметить, что авторами впервые предложено совокупное использование сочетания конструктивных элементов, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемой скважинной установки для добычи и обработки ПЗП критерию патентоспособности «новизна».
На фиг.1-4 схематично приведена заявляемая скважинная установка для добычи и обработки ПЗП.
Скважинная установка для добычи и обработки ПЗП включает в себя устьевую арматуру 1, колонну ПШ 2 и специальный плунжерный насос 3, установленный на колонне НКТ 4 и состоящий из цилиндра 5, всасывающего клапана 6, полого штока 7, соединенного с колонной ПШ 2 и нагнетательным штоком 8, совмещенного с полым штоком 7 нагнетательного клапана 9 и установленного на нем плунжера 10, с возможностью осевого перемещения плунжера 10 по полому штоку 7 между нагнетательным клапаном 9 и ограничителем движения 11. Полый шток 7 и всасывающий клапан 6 сопряжены таким образом, что при перемещении полого штока 7 приводится в действие всасывающий клапан 6 до момента его стопорения ограничителем хода 12. Для разобщения пространства между колонной НКТ 4 и эксплуатационной колонной 13 используют пакер 14 совместно с гидравлическим якорем 15, предотвращающим перемещение колонны НКТ 4 вверх в результате перепада давления при обработке ПЗП. На хвостовике 16 с направляющими 17 для нагнетательного штока 8 установлен фильтр сетчатый 18. Для промывки специального плунжерного насоса 3, колонны НКТ 4 и ПШ 2, нагнетательного штока 8 и полого штока 7, а также глушения пласта, выше гидравлического якоря 15 установлен клапан циркуляционный 19. На колонне ПШ 2 установлен узел ввода рабочего агента с обратным клапаном 20, который посредством устьевого штока 21 крепится к траверсе канатной подвески 22.
Скважинная установка для добычи и обработки ПЗП работает следующим образом.
Специальный плунжерный насос 3 устанавливают на колонне НКТ 4 в скважине выше интервала перфорации, который изолируется посредством пакера 14. Специальный плунжерный насос 3 приводится в действие через устьевой шток 21, соединенный с колонной ПШ 2 и полым штоком 7, станком-качалкой.
При начале движения колонны ПШ 2 вверх из крайнего нижнего положения происходит перемещение полого штока 7 совместно, за счет сил трения, с всасывающим клапаном 6 до момента его стопорения ограничителем хода 12, при этом происходит открытие всасывающего клапана 6. Одновременно плунжер 10 перемещается по полому штоку 7 вниз до момента закрытия нагнетательного клапана 9. После открытия всасывающего клапана 6 и закрытия нагнетательного клапана 9 полый шток 7, преодолевая силу трения, продолжает движение через всасывающий клапан 6, а плунжер 10 перемещается в цилиндре специального плунжерного насоса 5, происходит всас продукции через фильтр сетчатый 18 по пространству между нагнетательным штоком 8 и хвостовиком 16. В результате продукция через всасывающий клапан поступает в полость корпуса специального плунжерного насоса 3 между плунжером 10 и всасывающим клапаном 6.
При начале движения колонны ПШ 2 вниз из крайнего верхнего положения всасывающий клапан 6 вновь перемещается совместно с полым штоком 7 до момента закрытия всасывающего клапана 6. Одновременно плунжер 10 перемещается по полому штоку 7 вверх до момента его стопорения ограничителем движения 11, при этом происходит открытие нагнетательного клапана 9. После открытия нагнетательного клапана 9 и закрытия всасывающего клапана 6 полый шток 7, преодолевая силу трения, продолжает движение через всасывающий клапан 6, а плунжер 10 перемещается в цилиндре специального плунжерного насоса 5, происходит нагнетание продукции посредством ее вытеснения через нагнетательный клапан 9 в пространство между колонной ПШ 2 и НКТ 4, по которому продукция поднимается на поверхность.
Возможность принудительного открывания всасывающего клапана 6 за счет сил трения способствует повышению надежности работы заявляемой скважинной установки при добыче высоковязкой нефти.
Перед началом обработки ПЗП производится остановка станка-качалки, перекрывается задвижка на линии сбора скважинной продукции 23. Рабочий агент при заданных температуре и давлении через узел ввода с обратным клапаном 20, колонну ПШ 2, полый шток 6 и нагнетательный шток 7 подается в ПЗП. После закачки расчетного объема рабочего агента его подача прекращается, выдерживается заданный периода времени, задвижка на линии сбора продукции 23 открывается, производится пуск станка-качалки и скважина запускается в эксплуатацию.
3
3
3
Описанная скважинная установка для добычи и обработки ПЗП позволяет закачивать пар в ПЗП без подъема колонны ПШ 2, колонны НКТ 4, специального плунжерного насоса 3, что существенно упрощает и удешевляет технологический процесс добычи и обработки ПЗП. Кроме этого скважинная установка для добычи и обработки ПЗП позволяет повысить эффективность обработки ПЗП вследствие локального воздействия на ПЗП из-за использования пакера, а также сократить расход рабочего агента при его закачке по колонне ПШ диаметром 29 мм (0,66 м/1000 м) по сравнению с подачей через НКТ диаметром 60 мм (2,8 м/1000 м) или межтрубнбое пространство эксплуатационной колонны диаметром 152 мм/73,0 мм (14 м/1000 м) в 4-21 раз соответственно.
При необходимости через колонну ПШ 2, полый шток 7 и нагнетательный шток 8 можно спускать в зону интервала перфорации малогабаритные глубинные приборы, например датчики температуры и давления. В этом случае повышается точность исследований, так как измерения параметров ведутся без нарушения работы системы «продуктивный пласт - скважина».
Таблица 1
До внедрения
После внедрения
Прирост, т/сутки
Режим работы
Среднесуточный дебит нефти, т/сутки
Режим работы
Среднесуточный дебит нефти, т/сутки
Скважина №43 Бахметьевского месторождения
3 часа/сутки
0,4
постоянный
1,88
1,48
Скважина №940 Бахметьевского месторождения
6 часов/сутки
0,6
постоянный
3,00
2,40
Применение заявляемой скважинной установки для добычи и обработки ПЗП на скважинах №43 и 940 Бахметьевского месторождения ОАО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз» в результате обработки ПЗП растворителем позволило перевести указанные скважины из периодического режима работы на постоянный режим, а среднее увеличение добычи продукции составило 1,94 т/сутки (см. таблицу 1).
Таким образом, заявляемая скважинная установка эффективна и промышленно применима для добычи и обработки призабойной зоны пласта.
Источники информации
1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для ВУЗов. - М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003. - 816 с.
2.Семенов В.Н., Наговицын Э.А. Специальные скважинные штанговые насосы для малодебитного фонда и осложненных условий эксплуатации // Инженерная практика. - 2010. - №7. - С.99-107.
3. Авторское свидетельство СССР №1709082 A1, E21В 47/00, 1992.
4.Семенов В.Н. Опыт разработки и освоения технологии ОРРНЭО механизированным способом // Инженерная практика. - 2010. - №1. - С.85-89.