НАСОСНАЯ УСТАНОВКА С ТЕРМОИЗОЛИРОВАННОЙ КОЛОННОЙ ПОЛЫХ ШТАНГ

Предполагаемая полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для термических способов добычи тяжелых высоковязких нефтей периодической закачкой теплоносителя в призабойную зону пласта.
Насосная добыча тяжелых высоковязких нефтей связана с их низким притоком в ствол скважины из-за значительных сопротивлений при фильтрации жидкости в пористой среде. Высокая вязкость извлекаемой продукции является также причиной роста нагрузок на оборудование скважин, сопротивлений движению колонны штанг и возникновения аварий.
Для увеличения притока высоковязкой нефти в призабойную зону пласта периодически производят закачку теплоносителя (пара) /А.с. СССР 1272788 А1, 26.10.1984/. Прогрев призабойной зоны пласта закачкой пара с устья позволяет продолжительное время поддерживать увеличенный приток нефти к забою, снижать гидравлические сопротивления в подземном оборудовании за счет уменьшения вязкости подогретой нефти. Однако, для периодической закачки пара в призабойную зону пласта требуется подземный ремонт по извлечению насосного оборудования из скважины и последующий его спуск после тепловой обработки, что связано со значительными материальными издержками и потерями в добыче нефти. Кроме того, закачка пара малоэффективна из-за значительных потерь тепла в околоскважинное пространство.
Для снижения вязкости добываемой нефти известна скважинная штанговая насосная установка, позволяющая закачивать маловязкую жидкость на прием насоса через колонну насосно-компрессорных труб /SU 1134788 А, 15.01.1985/. Закачиваемая через колонну труб маловязкая жидкость попадает на прием насоса, смешивается с добываемой нефтью и откачивается по затрубному пространству на поверхность. Для этого выше насоса устанавливается пакер с эксцентричным сквозным каналом, в который маловязкая жидкость поступает из колонны насосно-компрессорных труб через отводящий патрубок. Выше пакера для поступления добываемой нефти в затрубное пространство колонна насосно-компрессорных груб перфорируется, а выше зоны перфорации устанавливается сальник.
Недостаток аналога состоит в невозможности подачи на забой скважины теплоносителя и прогрева призабойной зоны пласта для увеличения притока нефти.
Наиболее близкой к предполагаемой полезной модели является скважинная штанговая насосная установка для добычи тяжелых высоковязких нефтей /RU 132503 U1, 20.09.2013/. Установка включает два соединенных последовательно насоса разного диаметра, боковой приемный клапан верхнего насоса и вертикальный канал внутри его плунжера с нагнетательным клапаном, колонны полых штанг и труб, а также хвостовик, опущенный до забоя. Закачка теплоносителя на забой производится через колонну насосно-компрессорных труб, концентрическую полость плунжера верхнего насоса и хвостовик, а откачка продукции производится через боковой клапан верхнего насоса, нагнетательный клапан и полые штанги.
Недостатками штанговой насосной установки, выбранной в качестве прототипа, являются сложность конструкции плунжера верхнего насоса с размещенной внутри него вертикальной трубой с нагнетательным клапаном. Последнее приводит к повышенной аварийности оборудования.
Технической задачей полезной модели является снижение потерь тепла в стволе скважины при закачке теплоносителя в призабойную зону пласта через колонну полых штанг.
Поставленная техническая задача решается тем, что в известном устройстве, включающем спущенный в скважину штанговый насос невставного типа со всасывающим и нагнетательным клапанами, плунжером, соединенным с колонной полых штанг, пакер, установленный на колонне насосно-компрессорных труб выше насоса, согласно полезной модели, всасывающий клапан насоса расположен в сочлененном с цилиндром насоса дополнительном цилиндре, в котором размещен подпружиненный поршень со штоком и отверстиями в верхней торцевой части, перекрывающий боковой поверхностью отверстия в верхней части дополнительного цилиндра, а внутри полых штанг установлены трубы, образующие замкнутые полости и имеющие ниппели для откачки воздуха, причем внутри полостей по всей длине и окружности размещены сферические термостойкие центраторы, выполненные из материала низкой теплопроводности, соединенные между собой жесткими связями из того же материала, а в нижней части колонны штанг выполнены сквозные отверстия, сообщающие внутренние полости насосно-компрессорных труб и полых штанг.
На рис. 1, 2, 3 и 4 показаны принципиальные схемы насосной установки. В скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 спущен цилиндр 3 невставного штангового насоса с всасывающим узлом, состоящим из дополнительного цилиндра 4 с отверстиями 5 в верхней части и размещенным внутри поршнем 6 со штоком 7 в верхней части. В нижней части дополнительного цилиндра 4 расположен всасывающий клапан 8. Снизу поршень 6 поджат пружиной 9. В верхнем торце дополнительного цилиндра 4 выполнены отверстия 10 (рис. 3).
В цилиндр 3 насоса на колонне из полых штанг 11 спущен плунжер 12 с нагнетательным клапаном 13 в клетке 14. Выше насоса на колонне труб установлен пакер 15.
Колонна полых штанг 11 на устье скважины имеет задвижку 16 с гибким рукавом 17 высокого давления. Привод колонны штанг осуществляется станком-качалкой (на рис. не показан). Колонна насосно-компрессорных труб на устье соединена с задвижкой 18.
Внутри каждой полой штанги 11 концентрично размещена труба 19 с торцевыми заглушками 20 и 21, образующая со штангой замкнутую полость. В заглушку 20 входит ниппель 22 (показан условно) для откачки воздуха из образовавшейся полости.
Внутри этой полости по всей длине и окружности размещены термостойкие центраторы 23 сферической формы, выполненные из материала низкой теплопроводности, которые соединены между собой жесткими связями 24 из того же материала. Полые штанги соединены между собой муфтами 25. Центраторы 23 предупреждают контакт труб 19 с полыми штангами 11 и утечки тепла в искривленных участках ствола скважины. Сферическая форма центратора сводит к минимуму его контакт с поверхностью труб. В нижней части колонны штанг выполнены сквозные отверстия 26, сообщающие полости насосно-компрессорных труб и полых штанг.
-3
-4
Перед использованием полых штанг для добычи высоковязкой нефти тепловым методом производят откачку воздуха через ниппель 22 вакуумным насосом из полости между трубой 19 и полой штангой 11 до давления порядка 10…10 МПа. Полученные таким образом теплоизолированные полые штанги позволяют в значительной мере сохранить тепло закачиваемого теплоносителя до призабойной зоны скважины благодаря снижению теплопередачи от труб 19 к полым штангам 11.
На рис. 1 показана схема отбора нефти из пласта в период между тепловыми обработками скважины. Нефть поступает в цилиндр 3 через всасывающий клапан 8 и отверстия 10 в верхнем торце поршня 6. Далее она через клапан 13 в плунжере 12 нагнетается в полые штанги 11, далее через отверстия 26, колонну НКТ 2 и задвижку 18 поступает в коллектор. В крайнем нижнем положении головки балансира станка-качалки клапан 13 не достигает верхнего конца штока 7 поршня 6. Задвижка 16 остается в этот период закрытой.
В период между тепловыми обработками скважины происходят постепенное остывание призабойной зоны пласта, снижение притока нефти в скважину и рост ее вязкости.
Для закачки теплоносителя в призабойную зону пласта производят остановку скважины при крайнем нижнем положении головки балансира станка-качалки. Далее производят дополнительный допуск колонны полых штанг 11 вниз, при котором шток 7 поршня 6 приподнимает клапан 13 до упора в клетке 14. Дальнейшее движение плунжера 12 вниз приведет к тому, что клапан 13 через шток 7 переместит поршень 6 вниз, сжав пружину 9 и открыв отверстия 5 для перетока теплоносителя из цилиндра 3 в ствол скважины. После этого закрывают задвижку 18 и открывают задвижку 16.
Закачиваемый далее через гибкий рукав 17, задвижку 16 и полые штанги 11 теплоноситель будет поступать в призабойную зону пласта через открытый нагнетательный клапан 13 и отверстия 5 в дополнительном цилиндре 4 всасывающего узла. Закрытие задвижки 18 не позволит теплоносителю поступать через отверстия 26 в насосно-компрессорные трубы 2.
Наличие вакуумных камер в полых штангах 11 позволяет доставить тепло без существенных потерь в призабойную зону пласта. Установка пакера 15 позволяет осуществлять закачку теплоносителя непосредственно в продуктивный пласт.
В качестве закачиваемого теплоносителя могут быть использованы пар, горячая нефть или перегретая вода.
Технологические параметры закачки рассчитываются или определяются экспериментальным путем исходя из оптимизации периодов закачки теплоносителя и последующей добычи нефти.
Период закачки теплоносителя зависит от глубины скважины, толщины пласта, геолого-физических свойств нефтесодержащих горных пород и др.
После тепловой обработки скважины колонну полых штанг 11 возвращают в исходное положение, при котором плунжер 12 приподнимется, поршень 6 под действием пружины 9 вернется в крайнее верхнее положение, перекрыв своей боковой поверхностью отверстия 5, а шток 7 позволит нагнетательному клапану 13 опуститься в клетке и занять рабочее положение.
Штанговая насосная установка после этого запускается в работу и эксплуатируется по схеме, показанной на рис. 1, открытием задвижки 18 и закрытием задвижки 16.
Работа установки продолжается до тех пор, пока температура поступающей из пласта нефти и дебит скважины не примут первоначальные значения. После этого тепловую обработку скважины повторяют.
Технико-экономическим преимуществом насосной установки является обеспечение минимальных потерь тепла при закачке теплоносителя в пласт через колонну полых штанг.