СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ДОБЫЧИ БИТУМИНОЗНОЙ НЕФТИ

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при термическом способе добычи тяжелых высоковязких и битуминозных нефтей.

Для разработки залежи с битуминозной нефтью известен способ, включающий бурение в пласте двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно друг другу (патент RU №2287677, Е21В 43/24, опубл. Бюлл. №32 от 20.11.2006 г.). В верхнюю скважину осуществляют закачку пара, а из нижней производят отбор продукции.

Недостатки такого парогравитационного метода состоят в существенных потерях тепла в тонких продуктивных пластах и сложности проводки двух параллельно расположенных горизонтальных скважин.

Известен способ добычи тяжелой высоковязкой нефти периодической закачкой пара в добывающую скважину (например, А.с. СССР №1272788, Е21В 43/24. Способ добычи тяжелой высоковязкой нефти, заявл. 26.10.84 г., опубл. 22.07.86 г.). На период закачки пара, осуществляемой через затрубное пространство скважины, насосное оборудование останавливают. После прогрева призабойной зоны пласта глубинный насос запускают в работу и откачивают нефть до существенного охлаждения призабойной зоны пласта.

Недостаток способа состоит в значительных потерях тепла в околоскважинное пространство.

Известен способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, основанный на закачке пара, создании паровой камеры, совместной закачке пара и углеводородного растворителя и отборе продукции (Патент РФ №2342955, Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002 г.). Недостатком способа является значительная потеря тепла в околоскважинное пространство при подаче теплоносителя на забой по затрубному пространству.

Известно устройство для осуществления способа добычи тяжелой и битуминозной нефти (Патент РФ №2399754, Е21В 43/24, опубл. 20.09.2010 г.), позволяющее производить закачку пара в продуктивный пласт и отбор продукции. В скважину спускают колонну труб, оборудованную снизу эжектором-смесителем с камерой низкого давления. В колонне труб в подпакерное пространство производят закачку воды, нагретой до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении, и под давлением, превышающим давление парообразования. Переход воды в парообразное состояние и перемешивание ее с нефтью позволяют закачивать смесь в продуктивный пласт с повышением давления в пласте на 10…30%. После прекращения закачки пара переходят к отбору продукции пласта с помощью штангового насоса, который позволяет, благодаря наличию дополнительного концентрического канала, закачивать перегретую воду в скважину или отбирать из скважины продукцию.

Недостаток устройства для осуществления способа состоит в необходимости строительства дополнительной вертикальной скважины, в которую спускается штанговый насос, поскольку работа такого насоса в горизонтальной или наклонной скважине с большим зенитным углом наклона невозможна.

Известно устройство для осуществления способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума (Патент РФ №2339805, Е21В 43/24, заявл. 22.03.2007 г., опубл. 27.11.2008 г. ). В горизонтальный ствол двухустьевой скважины проводят дополнительный наклонный ствол для отбора продукции скважины. В этот ствол спускают винтовой насос с приводом от вращающейся колонны штанг с расположением привода на устье. Закачку водяного пара с температурой 200°С производят попеременно с двух крайних устьев. Отбор жидкости из дополнительного среднего ствола производят постоянно.

Недостаток устройства для осуществления способа состоит в низкой надежности работы винтового насоса при высоких температурах. Эластомер статора винтового насоса при этом теряет эластичность и разрушается при контакте со стальным ротором.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для реализации способа добычи высоковязкой нефти из наклонно-направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт (Патент РФ №2436943 C1, Е21В 43/24, заявл. 03.06.2010 г., опубл. 20.12.2011 г.). В наклонную часть ствола скважины спускаются теплоизолированные насосно-компрессорные трубы для подачи пара, а также электроцентробежный насос. После закачки пара в ствол меньшего диаметра с восходящей траекторией производят откачку разогретой продукции пласта электроцентробежным насосом. Восходящая траектория ствола с меньшим диаметром и углом подъема не менее 5-8° необходима для стока разогретой массы нефти к зоне спуска насоса.

Недостаток устройства для осуществления такого способа состоит в низкой работоспособности электроцентробежного насоса при высоких температурах. Наиболее подверженными отказам узлами насоса являются погружной электродвигатель с неметаллическими элементами и его гидрозащита.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности работы центробежного насоса в наклонной части ствола скважины при термических методах воздействия на продуктивный пласт.

Решение технической задачи достигается тем, что в известном устройстве, включающем колонны насосно-компрессорных труб с пакером в нижней части и штанг, спущенных в наклонный участок ствола скважины, наземный привод для вращения колонны штанг, центробежный насос, спущенный в наклонный участок ствола скважины и содержащий набор ступеней, собранных в цилиндрическом корпусе и состоящих из рабочих колес и неподвижных направляющих аппаратов, колонну труб на приеме центробежного насоса, спущенную в горизонтальный участок ствола скважины и снабженную на конце фильтром с центрирующим фиксатором положения, согласно изобретению центробежный насос соосно соединен с выходным валом маслозаполненного мультипликатора повышения оборотов штанговой колонны, содержащего также входной и промежуточный валы с шестернями и периферийные сквозные каналы для перетока добываемой жидкости, сообщающие полости центробежного насоса и насосно-компрессорных труб, причем шлицевый входной вал мультипликатора выполнен удлиненным, а на нижнем конце колонны штанг установлен колокол с внутренними шлицами, образующий с входным валом мультипликатора телескопическую пару.

На рисунках 1, 2 и 3 представлены схемы скважинной насосной установки для добычи битуминозной нефти из горизонтальных скважин при термическом воздействии на пласт.

В наклонный участок ствола скважины 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущен центробежный насос 3, вал которого соединен с выходным валом маслозаполненного мультипликатора 4 повышения оборотов. В частном случае, насосно-компрессорные трубы могут быть теплоизолированы. Мультипликатор 4 имеет удлиненный шлицевый входной вал 5. В колонну насосно-компрессорных труб 2 спущена колонна штанг 6 с центраторами 7. На нижнем конце колонны штанг 6 установлен колокол 8 с внутренними шлицами, образующий со шлицевым входным валом 5 телескопическую пару. На конце колокола 8 выполнено коническое расширение. Прием центробежного насоса соединен с колонной труб 9, меньшего в сравнении с трубами 2 диаметра и пропущенной в горизонтальный участок ствола скважины 1 на необходимое расстояние.

На устье скважины установлен привод 10 для вращения колонны штанг, задвижки 11 колонны труб 2 и 12 затрубного пространства скважины. Выходной вал 13 мультипликатора 4 также со шлицами на конце (рис. 2) соединен с помощью муфты 14 с валом 15 центробежного насоса 3.

Эксцентрично корпусу 4 в мультипликаторе расположен промежуточный вал 16, имеющий две шестерни 17 и 18, сочлененные с шестернями 19 и 20 валов 5 и 13 (рис. 3). Геометрические параметры шестерен 17, 18, 19 и 20 обеспечивают кратное увеличение оборотов входного вала 5 и, соответственно, колонны штанг 6. Корпус мультипликатора 4 с обеих сторон имеет торцевые крышки 21 и 22 для опорных подшипников валов (на рис. не обозначены), закрытые фланцами 23 и 24.

На периферии мультипликатора 4 выполнены сквозные каналы 25 и 26, соединяющие полости центробежного насоса 3 и насосно-компрессорных труб 2. Для герметизации полости мультипликатора валы 5 и 13 проходят через сальниковые устройства 27 и 28. Масло, заполняющее мультипликатор, выбирается из условий отсутствия объемного расширения при высоких температурах в скважине. На конце колонны труб 9 установлены фильтр 29 и центрирующий фиксатор положения 30. Пространство между скважиной 1 и колонной труб 2 в нижней ее части перекрыто пакером 31. В горизонтальной части ствола скважины выполнены перфорационные отверстия 32.

Работа скважинной насосной установки состоит в следующем. Вначале в наклонную часть скважины 1 спускается подземное оборудование, включающее колонну насосно-компрессорных труб 2 с пакером 31, центробежный насос 3 с мультипликатором 4, колонну труб 9 с фильтром 29 и центрирующим фиксатором 30. Диаметр труб 9 подбирается таким образом, чтобы они свободно проходили через искривленный участок, соединяющий наклонный и горизонтальный участки ствола скважины 1. Длина колонны труб 9 подбирается с учетом достижения необходимой зоны дренирования битуминозной нефти в горизонтальной части скважины 1. Центрирующий фиксатор 30 позволяет, во-первых, удерживать фильтр 29 в центре поперечного сечения скважины 1, во-вторых, снижать вибрацию и колебания насосной установки при вращении колонны штанг 6. Конструкция центрирующего фиксатора 30 может быть различной и в описании не приводится.

После пакеровки оборудования в колонну насосно-компрессорных труб 2 спускается колонна штанг 6 с центраторами 7 и колоколом 8 на нижнем конце. После спуска штанг и зацепления колокола 8 с входным валом 5 мультипликатора на устье скважины устанавливается в наклонном положении привод 10 для вращения колонны штанг 6, а также задвижки 11 на колонне труб и 12 затрубного пространства скважины.

После этого через задвижку 11 производят закачку пара или перегретой воды в колонну насосно-компрессорных труб 2. Теплоноситель из колонны труб 2 поступает в периферийные каналы 25 и 26 мультипликатора 4, далее через внутреннюю полость насоса 3, трубы 9 и фильтр 29 поступает в горизонтальный ствол скважины, прогревая околоскважинное пространство. Установка пакера 31 и применение теплоизолированных труб колонны 2 позволяют без существенных путевых потерь тепла прогревать продуктивный пласт. При прогреве пласта реализуется парогравитационный режим дренирования битуминозной нефти. Разогретая ее масса стекает в ствол скважины через перфорационные отверстия 32, смешиваясь с конденсатом пара. Образуется так называемая «прямая» эмульсия нефти в воде. Вязкость такой эмульсии невелика, что позволяет откачивать ее центробежным насосом на поверхность.

После достаточного прогрева пласта насосная установка запускается в работу включением привода 10 вращения колонны штанг 6. Запуск установки производят постепенным увеличением оборотов колонны штанг от нулевого до рабочего значения. Постепенное увеличение оборотов производится во избежание поломки штанг при использовании мультипликатора 4 повышения числа оборотов штанг. Увеличенное число оборотов передается выходным валом 13 валу 15 центробежного насоса. Установка мультипликатора необходима в связи с небольшим числом оборотов привода 10 штанг 6. Для вращения колонны штанг 6 используется стандартный привод скважинного винтового насоса с максимальной частотой вращения порядка 400 мин^-1. Такая частота вращения еще недостаточна для развития напора и подачи центробежного насоса. Кратное увеличение оборотов вала 15 насоса 3 позволяет получить напор, достаточный для подъема жидкости на дневную поверхность. К примеру, увеличение частоты вращения вала 15 с 400 до 1600 мин^-1 позволяет достичь роста напора до 30% от номинального для данного центробежного насоса. К примеру, при соответствующем подборе рабочих ступеней насоса применение мультипликатора позволяет развить около 500 м напора. Этого напора вполне достаточно, чтобы поднять жидкость на поверхность и перекачать до пункта сбора.

Достигается это также благодаря небольшой глубине залегания пластов с битуминозной нефтью (150-250 м).

Число оборотов штанговой колонны, передаточное отношение мультипликатора, а также типоразмер и количество рабочих ступеней центробежного насоса подбираются из учета обеспечения необходимых параметров откачки жидкости - напора и подачи.

Установка центраторов 7 предупреждает износ колонны труб 2 и штанг 6 при их вращении.

Выполнение шлицевого конца вала 5 удлиненным позволяет сохранить его зацепление с колоколом 8 при упругих растяжениях и сжатиях штанг в процессе вращения.

В процессе отбора продукции из скважины (конденсат пара с каплями размягченного битума) при пароциклическом воздействии из-за охлаждения пласта количество отбираемого битума будет снижаться.

Повторное нагнетание пара в скважину производится после остановки насоса без подъема насосного оборудования на поверхность. При этом пар также будет закачиваться в колонну НКТ 2, проходить через каналы 25 и 26 мультипликатора, каналы рабочих колес насоса 3 и трубы 9, доставляясь до необходимой зоны нагрева пласта. После прогрева пласта установка вновь запускается на откачку жидкости из скважины и т.д.

Применение фильтра 29 позволяет снизить поступление песка в насос 3 и его износ. Промывка фильтра производится при термической обработке скважины скоростным напором пара или перегретой воды изнутри.

Технико-экономическим преимуществом предлагаемого изобретения является возможность эксплуатации подземного оборудования при высоких температурах добываемой среды.