Насосная установка для добычи сверхвязкой нефти из горизонтальной скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам эксплуатации горизонтальных скважин сверхвязкой нефти (СВН) при разработке тепловыми методами.

Известно устройство для сепарации газа погружного электроцентробежного насоса в кожухе (патент на ПМ RU №184048, МПК Е21В 43/38, опубл. 12.10.2018 в Бюл. №29), в котором для скважин с большим газовым фактором погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметичным кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства, причем ниже герметичного кожуха погружного электродвигателя расположен газосепаратор с возможностью передачи крутящего момента от вала погружного электродвигателя через дополнительную гидрозащиту и входной модуль на вал газосепаратора и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика, а входной модуль установлен таким образом, что дегазированная жидкость с выхода газосепаратора поступает в центральный канал входного модуля и выходит в полость герметичного кожуха погружного электродвигателя, при этом хвостовик спущен от нижней части газосепаратора вниз вплоть до интервала перфорации скважины или ниже.

Недостатком данного устройства являются невозможность работы в горизонтальных стволах скважин из-за вертикального газосепаратора и невозможность работы в скважинах, предназначенных для добычи нагретой продукции пласта, из-за отсутствия отвода газа вдоль хвостовика.

Известна скважинная насосная установка (патент RU №2076952, МПК F04D 47/02, опубл. 10.04.1997 в Бюл. №10), где погружная насосная установка, размещенная в наклонной или прямой скважине, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, состоящую из соединенных последовательно между собой секций, на спускаемом конце которой крепится насосная установка, собранная из набора модульных секций; токоведущий кабель, причем модульные секции установлены с возможностью ограниченного углового перемещения относительно насосно-компрессорной трубы и друг друга с защитой от скручивания корпусов и кабеля за счет пружинных стержней, установленных параллельно продольной оси насосной установки; концы пружинных стержней зажаты в отверстиях ступицы корпуса и накидной гайки, свинчивающей стыкуемые корпуса, один из которых имеет внутреннюю расточку под сферу, наружную резьбу под гайку и присоединительный фланец под хомут, а другой наружную сферу, накидную гайку, ступицу с отверстиями под стержни и присоединительный фланец. Валы, проходящие внутри модульных секций погружной установки, соединены последовательно с возможностью самостоятельного углового перемещения, независимо от изгиба пружинных стержней. Крепление соединений с пружинными стержнями производится с помощью хомутов.

Недостатками указанной компоновки являются его дороговизна и добавление узлов, которые усложняют саму конструкцию, низкая надежность из-за незащищенности кабеля и невозможность работы в скважинах, предназначенных для добычи нагретой продукции пласта, из-за отсутствия отвода газа вдоль хвостовика.

Известен также погружной насос (патент на ПМ RU №44766, 04.02.2004, МПК F04D 13/10, опубл, 27.03.2005 в Бюл. №9), содержащий приводной электродвигатель, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, насосный узел с приемной сеткой, при этом приводной электродвигатель с приемной сеткой снабжены дополнительным корпусом вдоль всего приводного электродвигателя и сообщение с межтрубным пространством происходит под электродвигателем, причем дополнительный корпус снабжен центратором в нижней части дополнительного корпуса.

Недостатками указанного насоса являются то, что его использование предлагалось на вертикальных скважинах, а также отсутствие хвостовика для увеличения точки отбора и ряда другого оборудования для эффективной работы установки в горизонтальной части скважин, предназначенных для добычи сверхвязкой нефти (СВН). Указанная компоновка не защищает от повреждений погружного кабеля на горизонтальных участках скважин СВН, и не обеспечивает эффективную работу и подачу насосной установки.

Наиболее близким по технической сущности является установка для внутрискважинного разделения нефти от воды (патент RU №2531976, МПК Е21В 43/38, опубл. 27.10.2014 в Бюл. №30), включающая колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и промывочно-обратным клапаном, спущенным в эксплуатационную колонну скважины, межтрубное пространство над насосом для накопления и резервирования отделившейся нефти, разделительную камеру, расположенную в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, проходной канал, сообщающий межтрубное пространство над насосом с разделительной камерой, впускные отверстия для поступления добываемой воды, причем электроцентробежный насос снабжен наружным герметизирующим кожухом, выполненным с возможностью гидравлического сообщения приема электроцентробежного насоса с входным устройством, размещенным в разделительной камере, состоящим из заглушенного с нижнего конца хвостовика, поделенного на секции с впускными отверстиями, при этом на уровне каждого впускного отверстия хвостовик снабжен стаканом, выполняющим функции впуска разделившийся воды во входное устройство и гидрозатвора для нефтяных капель, причем впускные отверстия располагаются в один ряд вдоль хвостовика и выполнены с уменьшающимся диаметром в каждой последующей секции по направлению вверх, а в качестве проходного канала для нефтяных капель служит зазор между кожухом и эксплуатационной колонной скважины.

Недостатками данной установки являются узкая область применения из-за отсутствия возможности использования в горизонтальных скважинах, так как не обеспечивает эффективную работу для добычи СВН термическими методами с защитой от механических повреждений и выделенного газа и/или пара.

Техническими задачами предполагаемого изобретения является разработка надежной конструкции насосной установки для добычи СВН из горизонтальной скважины, позволяющей работать в горизонтальных скважинах и при добыче СВН термическими методами с защитой от механических повреждений и выделенного газа и/или пара.

Технические задачи решаются насосной установкой для добычи сверхвязкой нефти из горизонтальной скважины, включающей электроцентробежный насос, спускаемый на колонне труб, снабженный наружным герметизирующим кожухом, выполненным с возможностью гидравлического сообщения приема электроцентробежного насоса с хвостовиком, оснащенным расположенными равномерно по периметру в один ряд отверстиями.

Новым является то, что хвостовик собран длиной, достаточной для входа в фильтрующую часть горизонтального ствола скважины, с концом в требуемом интервале установки, конец хвостовика снабжен обтекаемой насадкой с наружным диаметром большим, чем наружный диаметр хвостовика, при этом в конце хвостовика расположены входные каналы с суммарной площадью не менее площади проходного сечения хвостовика, а исходя из перепадов температур вдоль горизонтального ствола и перепадов высот горизонтального ствола для выпуска газа и/или пара из хвостовика определяют места расположения рядов отверстий, изготавливаемых с суммарным поперечным сечением в ряду как минимум в 100 раз меньшим площади проходного сечения хвостовика, причем первый ряд отверстий расположен на расстоянии 0,5-15 м от кожуха.

На чертеже изображена схема насосной установки в скважине.

Насосная установка для добычи сверхвязкой нефти из горизонтальной скважины 1 включает электроцентробежный насос 2, спускаемый на колонне труб 3, снабженный наружным герметизирующим кожухом 4, выполненным с возможностью гидравлического сообщения приема электроцентробежного насоса 2 с хвостовиком 5, оснащенным расположенными равномерно по периметру в один ряд отверстиями 6. Хвостовик 5 собран длиной, достаточной для входа в фильтрующую часть 7 горизонтального ствола 8 скважины 1, с концом в требуемом интервале установки. Конец хвостовика 5 снабжен обтекаемой насадкой 9 с наружным диаметром большим, чем наружный диаметр хвостовика 5. В конце хвостовика 5 расположены входные каналы (не показаны) с суммарной площадью не менее площади проходного сечения хвостовика 5 для снижения сопротивления потоку добываемой продукции пласта 10, в котором располагается горизонтальный ствол 8 скважины 1. Исходя из перепадов температур вдоль горизонтального ствола 8 и перепадов высот (не показаны) горизонтального ствола 8 для выпуска газа и пара из хвостовика 5 определяют места расположения рядов отверстий 6, 6', 6'' … 6n, изготавливаемых с суммарным поперечным сечением в ряду как минимум в 100 раз меньшим площади проходного сечения хвостовика 5 для фильтрации через них только газа и пара (определено эмпирически). Минимальная площадь поперечных отверстий 6, 6', 6'' … 6n определяется минимальным диаметром сверла (обычно 1,5-2 мм) и одним отверстием 6, 6', 6'' … 6n в ряду, а максимальная - не менее чем 100 раз меньше площади проходного сечения хвостовика 5. При этом количество и диаметр отверстий 6, 6', 6'' … 6n в ряду может быть любой. Первый ряд отверстий 6 расположен на расстоянии 0,5-15 м от кожуха 4 (определено эмпирически) для исключения захвата газа и пара насосом 2.

Насосная установка работает следующим образом.

Скважину 1 бурят до проектной глубины (например, до горизонтального участка 8), оснащают обсадными колоннами и цементируют (не показано), далее меньшим диаметром бурят горизонтальный участок 8 в пласте 10 меньшим диаметром, чем ствол скважины 1 с обсадной колонной. В пробуренный открытый ствол устанавливают фильтр (показан условно), образуя фильтрующую часть 7. После чего проводят геофизические исследования для определения перепадов высот горизонтального ствола 8 и его фильтрующей части 7. После прогрева пласта 1 (например, нагревателями, паром, в том числе из расположенной(ых) рядом скважин(ы) или т.п.) проводят геофизические исследования для определения распределения температуры по стволу скважины и/или в скважину 1 спускают гибкую трубу 11, оснащенную оптико-волоконным кабелем с датчиками температуры (не показаны) на всю длину горизонтального участка 8. Исходя из показаний датчиков, определяют температуру вдоль горизонтального ствола 8. Исходя из определенных перепадов температур вдоль горизонтального ствола 8 и перепадов высот горизонтального ствола 8 для выпуска газа и пара из хвостовика 5, определяют места расположения рядов отверстий 6, 6', 6'' … 6n (обычно в верхних точках в непосредственной близости от максимальных температур). Первый ряд отверстий 6 располагают на расстоянии 0,5-15 м от кожуха 4, что, как показала практика, гарантированно исключает захват пара и газа насос 2 и значительно повышает его эффективность работы. Если делать ближе 0,5 м, то возможен захват насосом 2 пара и/или газа с потоком до выделения из отверстий 6, а если делать дальше 15 м, то насос 2 захватывает выделяющиеся снова пар и/или газ из жидкости. Снизу хвостовик 5 оснащают обтекаемой насадкой 9 с наружным диаметром большим, чем наружный диаметр хвостовика 5, для исключения повреждения хвостовика 5 при входе в фильтрующую часть 7. Насос 2 помещают в кожух 4, который сверху присоединяют к хвостовику 5, и на колонне труб 3 с прикрепленным к ее телу питающим насос 2 кабелем 12 спускают в скважину 1. При этом хвостовик 5, благодаря насадке 9, входит в фильтрующую часть 7 горизонтального ствола 8, располагая входные каналы на конце в требуемом интервале добычи продукции пласта 10. Насос 2 с кожухом 4 не входят в фильтрующую часть 7 горизонтального ствола 8, исключая возможность повреждения как насоса 2 с кожухом, так и кабеля 12. Для добычи СВН по кабелю 12 подают питание на насос 2, который поднимает по колонне труб 3 на дневную поверхность продукцию пласта 10, проходящую через входные каналы и хвостовик 5 к кожуху 4 на вход насоса 2. При этом выделяющийся пар и/или газ выводится из хвостовика 5 через отверстия 6, 6', 6'' … 6n по всей длине.

Предлагаемая насосная установка для добычи сверхвязкой нефти из горизонтальной скважины проста и надежна, так как позволяет работать в горизонтальных скважинах и при добыче сверхвязкой нефти термическими методами с защитой от механических повреждений и выделенного газа и/или пара.