Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для добычи высокопарафинистой нефти.

Известно устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину (патент RU №2231628, МПК Е21В 37/06, опубл. в бюл. №18 от 2004 г.), содержащее дозатор, гидравлически связанный с емкостью для химического реагента и линией нагнетания химического реагента в скважину, сообщенной со скважиной, выпускной клапан и привод дозатора, кинематически связанный с дозатором, отличающееся тем, что дозатор выполнен в виде плунжерного насоса с камерами нагнетания и всасывания, при этом камера всасывания трубопроводом сообщена с емкостью для химического реагента, а камера нагнетания - с линией нагнетания химического реагента в скважину, привод дозатора выполнен в виде шарнирно закрепленного на стойке гидротолкателя с электрическим приводом и блоком управления, а кинематическая связь привода и дозатора осуществлена через систему двуплечий рычаг - подпружиненный упор, закрепленные на стойке, при этом шток гидротолкателя шарнирно связан с одним плечом рычага, конец второго плеча которого посредством закрепленного на нем ролика находится во взаимодействии с размещенным в стакане подпружиненным упором, а двуплечий рычаг размещен на стойке с возможностью поворота, при этом корпус плунжерного насоса и стакан, в котором размещен подпружиненный упор, жестко закреплены на стойке таким образом, что их продольные оси расположены на одной прямой, при этом линия нагнетания химического реагента в скважину выполнена в виде гибкой капиллярной бронированной трубки и закреплена на внешней поверхности насосно-компрессорных труб, а выпускной клапан размещен на указанной трубке в зоне приема скважинного насоса.

Также известно устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину (патент RU №2171364, МПК Е21В 37/06, опубл. 27.07.2001 г., бюл. №21), содержащее дозатор, гидравлически связанный с емкостью для химического реагента и линией нагнетания, сообщенной с помощью устройства ввода со скважинным трубопроводом, выполненным в виде колонны полых штанг, обратный клапан, редуктор и привод погружного насоса, при этом дозатор расположен в пазах, выполненных на боковой поверхности корпуса редуктора с возможностью перемещения вдоль него, а кинематическая связь привода погружного насоса с валом дозатора выполнена независимой в виде клиноременной передачи, причем гидравлическая связь колонны полых штанг и дозатора осуществлена посредством преобразователя движения, при этом дозатор выполнен в виде пластинчатого насоса, причем нагнетательная линия выполнена в виде жесткого шланга.

Недостатки данного устройства:

- во-первых, низкая эффективность работы устройства, так как подача реагента осуществляется в колонну труб, в которой отложение парафина уже произошло;

- во-вторых, высокая вероятность прихвата установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) при срыве планшайбы по причине отложения парафина на теле погружного электродвигателя (ПЭД);

- в-третьих, большой расход реагента, связанный с тем, что реагент подается в колонну труб для растворения уже образовавшихся отложений парафина;

- в-четвертых, большая металлоемкость конструкции, связанная с применением полых штанг в качестве скважинного трубопровода.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для дозированной подачи химических реагентов в скважину (патент RU №65117, МПК Е21В 37/06, 27.07.2007 г., бюл. №21), включающее спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб со скважинным насосом и силовым кабелем, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом для подачи химического реагента, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, а также размещенные на устье скважины емкость для химического реагента и насос-дозатор, соединенный с капиллярным трубопроводом линией нагнетания, введенной в скважину через устройство ввода, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, силовой кабель, также введенный в скважину через устройство ввода и соединенный со станцией управления скважинного насоса, протекторы, размещенные на колонне насосно-компрессорных труб, причем в нижней части капиллярный трубопровод оснащен распылителем, при этом на нижнем конце насосного агрегата размещено подвесное устройство, к которому подвешен трос, а к тросу жестко крепится капиллярный трубопровод, а на нижнем конце троса размещен груз с центрирующими ребрами.

Недостатки данной конструкции:

- во-первых, низкая надежность работы устройства, что связано с высокой вероятностью обрыва силового кабеля и/или капиллярного трубопровода вследствие контакта наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб с внутренними стенками скважины в процессе проведения спуско-подъемных операций и/или в процессе добычи высокопарафинистой нефти, а также высокой вероятностью прихвата груза, подвешенного на гибком тросе, и/или повреждением капиллярного трубопровода ниже подвесного устройства, и как следствие, обрыв троса и/или капиллярного трубопровода;

- во-вторых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что химический реагент по капиллярной трубке подается только в призабойную зону пласта, где взаимодействует с «холодной» высокопарафинистой нефтью, а это снижает скорость реакции химического реагента с высокопарафинистой нефтью, поэтому в процессе подъема высоковязкой нефти из скважины происходит отложение парафина на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб и выкидном трубопроводе;

- в-третьих, груз на тросе и клапан-распылитель на капиллярном трубопроводе спущены в скважину раздельно, что увеличивает металлоемкость конструкции;

- в-четвертых, ограниченные функциональные возможности, так как устройство имеет только один кабельный ввод, выполненный совмещенным для силового кабеля и капиллярной трубки, и не позволяет герметизировать на устье скважины их по отдельности.

Технической задачей предложения является повышение надежности и эффективности работы устройства, снижение металлоемкости, а также расширение функциональных возможностей устройства.

Поставленная техническая задача решается устройством для добычи высокопарафинистой нефти, включающим спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб со скважинным насосом и силовым кабелем, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом для подачи химического реагента, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, а также размещенные на устье скважины емкость для химического реагента и насос-дозатор, соединенный с капиллярным трубопроводом линией нагнетания, силовой кабель, введенный в скважину через устройство ввода, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, и соединенный со станцией управления скважинного насоса.

Новым является то, что на колонне насосно-компрессорных труб размещены протекторы, а снизу колонна насосно-компрессорных труб оснащена стационарным электронагревателем с регулируемой мощностью, подсоединенным с помощью удлинителя к силовому кабелю скважинного насоса, причем линия нагнетания введена в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры, а на устье скважины силовой кабель дополнительно соединен со станцией управления нагревателем, при этом колонна насосно-компрессорных труб выше скважинного насоса снабжена муфтой с радиальным отверстием, к которому подсоединен нижний конец капиллярного трубопровода.

На фигуре схематично изображено предлагаемое устройство для добычи высокопарафинистой нефти.

Устройство для добычи высокопарафинистой нефти включает спущенную в скважину 1 (см. фигуру) колонну насосно-компрессорных труб 2 со скважинным насосом 3 и силовым кабелем 4, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом 5 для подачи химического реагента в скважину 1, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб 2.

Также устройство включает в себя размещенные на устье скважины емкость 6 для химического реагента и насос-дозатор 7, соединенный с капиллярным трубопроводом 5 линией нагнетания 8. Силовой кабель 4, введенный в скважину через устройство ввода 9, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, соединен со станцией управления 10 скважинного насоса 3. Протекторы 11 размещены на колонне насосно-компрессорных труб 2 и защищают силовой кабель 4 и капиллярную трубопровод 5 от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины 1, что позволяет исключить обрыв силового кабеля и/или капиллярного трубопровода вследствие контакта наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб с внутренними стенками скважины в процессе проведения спуско-подъемных операций и/или в процессе добычи высокопарафинистой нефти, что повышает надежность работы устройства.

Колонна насосно-компрессорных труб 2 снизу оснащена стационарным электронагревателем 12 с регулируемой мощностью, подсоединенным с помощью удлинителя 13 к силовому кабелю 4.

Линия нагнетания 8 введена в скважину 1 через герметичный боковой отвод 14 фонтанной арматуры скважины 1.

Герметичный боковой отвод 14 фонтанной арматуры скважины 1 позволяет герметизировать капиллярный трубопровод 5 раздельно от силового кабеля 4, что расширяет функциональные возможности устройства.

На устье скважины 1 силовой кабель 4 дополнительно соединен со станцией управления 15 стационарным электронагревателем 12. Колонна насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 4 снабжена муфтой 16 с радиальным отверстием 17, к которому подсоединен нижний конец капиллярного трубопровода 5.

Отсутствие груза на тросе и клапана-распылителя на капиллярном трубопроводе, спущенных раздельно, снижают металлоемкость конструкции устройства. Также отсутствие груза на тросе и клапана-распылителя на капиллярном трубопроводе исключает вероятность прихвата груза, подвешенного на гибком тросе, и/или повреждение капиллярного трубопровода ниже подвесного устройства, и как следствие, обрыв троса и/или капиллярного трубопровода, что повышает надежность работы устройства.

Устройство работает следующим образом.

Предлагаемое устройство монтируют в скважине 1 как показано на фигуре. Запускают в работу электронагреватель 3 и производят технологическую выдержку в течение 6 ч с целью прогревания призабойной зоны пласта 18 напротив интервала перфорации 19.

В процессе работы электронагревателя 12 при повышении температуры нефти или содержащей ее пластовой жидкости в призабойной зоне пласта 18 напротив интервала перфорации 19, например, до 70°С, т.е. выше номинальной, например 65°С, электронагреватель изменяет свое сопротивление, что приводит к уменьшению отдаваемой мощности стационарным электронагревателем 3.

При охлаждении мощность стационарного электронагревателя 3 возрастает, т.е. при снижении температуры нефти или содержащей ее пластовой жидкости в призабойной зоне пласта 18 напротив интервала перфорации 19, например до 60°С, т.е. ниже номинальной, как указано выше 65°С, электронагреватель изменяет свое сопротивление, что приводит к увеличению отдаваемой мощности стационарным электронагревателем 12.

По истечении технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос 3 и насос-дозатор 7, который подает химический регент, в качестве которого используют, например, углеводородный растворитель «МИА-пром» из емкости 7 через линию нагнетания 8 в капиллярный трубопровод 5, например, с расходом 0,4 кг на 1 тонну добываемого продукта под давлением, например, 3,0 МПа.

Скважинный насос 3 перекачивает разогретую в призабойной зоне высокопарафинистую нефть по колонне насосно-компрессорных труб 2 и выкидной трубопровод на сборный пункт (на фигуре не показано), а по капиллярному трубопроводу 5 через радиальное отверстие 17 муфты 16 в колонну насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 3, например, на расстоянии 5 м от скважинного насоса 3 подают углеводородный растворитель «МИА-пром», растворяющий парафин в нефти в процессе подъема высокопарафинистой нефти по колонне насосно-компрессорных труб 2.

Благодаря наличию в конструкции устройства стационарного электронагревателя с регулируемой мощностью обеспечивается подогревание высокопарафинистой нефти в призабойной зоне пласта, в связи с чем повышается скорость реакции химического реагента, дозируемого в скважину по капиллярному трубопроводу, с высокопарафинистой нефтью, при этом на всем протяжении течения высокопарафинистой нефти (колонны насосно-компрессорных труб и выкидного трубопровода) химический реагент воздействует на высокопарафинистую нефть, поэтому в процессе подъема высоковязкой нефти из скважины исключается отложение парафина на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб, что повышает эффективность работы устройства.

Предлагаемое устройство для добычи высокопарафинистой нефти позволяет повысить надежность и эффективность работы, а также снизить металлоемкость конструкции и расширить функциональные возможности устройства.