Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти



Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти
Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти
Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти
Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти

 


Владельцы патента RU 2595032:

Ахметзянов Руслан Маликович (RU)
Валеев Асгар Маратович (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при термическом способе добычи тяжелых высоковязких и битуминозных нефтей. Скважинная насосная установка содержит колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в нижней части и штанги, спущенные в наклонный участок ствола скважины, наземный привод для вращения колонны штанг, центробежный насос, спущенный в наклонный участок ствола скважины, колонну труб на приеме центробежного насоса. При этом колонна труб спущена в горизонтальный участок ствола скважины и снабжена на конце фильтром с центрирующим фиксатором положения. Насос содержит набор ступеней, собранных в цилиндрическом корпусе и состоящих из рабочих колес и неподвижных направляющих аппаратов. Кроме того, 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 НКТ. 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. Техническим результатом является повышение надежности работы центробежного насоса в наклонной части ствола скважины при термических методах воздействия на продуктивный пласт. 3 ил.

 

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.

Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти из горизонтальных скважин при термическом методе воздействия на пласт, содержащая 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, отличающаяся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к конструкции осевой опоры вала погружного электродвигателя насосного агрегата для добычи жидкости из скважин. Осевая опора включает пяту, закрепленную на валу, и подпятник с верхним, центральным и нижним элементами, подшипниковое кольцо подпятника и подшипниковое кольцо пяты, образующие подшипник.

Изобретение относится к насосостроению, в частности к бессепарационным предвключенным устройствам для многоступенчатых погружных насосов. Устройство содержит корпус, вал с радиальной опорой, на котором закреплен диспергатор в виде пакета ступеней, состоящих из статоров-втулок и роторов-винтов, имеющих на поверхностях сопряжения выступы и впадины, и напорный блок, выполненный из пакета осевых ступеней, каждая из которых содержит помещенное в корпус рабочее колесо и направляющий аппарат с закрепленными на центральной втулке лопатками.

Изобретение относится к погружным электродвигателям, приводящим во вращение насосы для подъема жидкости из скважин, преимущественно к электродвигателям, работающим на повышенных частотах вращения.

Группа изобретений относится к электрическим скважинным насосным установкам. Установка содержит приводимый двигателем насос, имеющий ряд ступеней.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу теплоизоляции скважин, в том числе для скважин, осуществляющих совместно раздельную добычу промышленных пластовых вод и углеводородов многопластового месторождения.

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано при изготовлении погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти. Способ изготовления рабочего колеса и направляющего аппарата ступени погружного многоступенчатого центробежного насоса включает ввод алюминия под поверхность расплава при температуре 1410-1480°С.

Изобретение относится к испытаниям газосепараторов, используемым при добыче нефти с высоким газосодержанием. Стенд для испытания газосепараторов содержит накопительную емкость с сопряженным с ней стендовым гравитационным газожидкостным сепаратором, подпорный насос, систему приготовления газожидкостной смеси с источником газа, блок моделирования внутрискважинных условий для размещения испытуемых машин и электродвигателей к ним.

Изобретение относится к нефтяному машиностроению и может быть использовано для откачки из скважин пластовой жидкости с высоким содержанием газа. Погружной лопастной мультифазный насос содержит n-число ступеней.

Изобретение относится к насосостроению и может быть использовано при освоениях нефтяных скважин. Устройство для освоения скважины центробежным насосом содержит корпус, имеющий первую и вторую камеры.

Группа изобретений относится к технике нагнетания газа и жидкости в продуктивный пласт насосом для поддержания пластового давления. Способ нагнетания газа и жидкости в скважину насосом, снабженным всасывающим и нагнетательным клапанами, заключается во вводе газожидкостной смеси с заданным избыточным давлением от постороннего источника.

Изобретение относится к области оптимизации добычи углеводородов и может быть использовано при моделировании разрабатываемого месторождения. Представлен способ решения задачи оптимизации.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой нефти. Технический результат - упрощение технологии работы и структуры подземного оборудования, повышение нефтеотдачи пласта, снижение стоимости бурения скважин.

Изобретение относится к горному делу. В частности, предложен способ выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта на месторождениях с участками с невыработанными - остаточными «целиками» нефти, включающий этапы, на которых: исследуют бурящиеся скважины наклонометром, выделяют с его помощью природные субвертикальные и вертикальные трещины на указанных участках, в том числе не пересекающих ствол скважины, строят на основе статистической обработки показаний наклонометра полярную диаграмму - «розы» распределения азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин в продуктивном пласте, далее производят совмещение полярной диаграммы - «розы» азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте с координатами их вертикальной и субвертикальной пространственной ориентации в околоскважинном пространстве в диапазоне 60-90 град, зарегистрированных для каждого продуктивного объекта в конкретном стволе скважины, с положением этой скважины на карте распределения текущих или остаточных запасов данного месторождения и выбирают для ГРП ту скважину, в раствор с угловой характеристикой в пределах 15-20 град азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин которой попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного «целика» нефти.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Заявлен способ управления системой добычи углеводородов, который состоит в том, что собирают данные системы добычи и выполняют моделирование на основе собранных данных, модели жидкости и полностью связанного набора уравнений.

Изобретение относится к области информационных систем и может быть использовано для оптимизации процессов учета и контроля использования попутного нефтяного газа.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для оптимизации работ, связанных с разработкой месторождений углеводородов. Предложены методы для моделирования напряжения вокруг ствола скважины, состоящие в том, что калибруют геомеханическую модель, которая содержит геологические данные, связанные с подземной зоной, на основе способа многоугольника напряжений.

Изобретение относится к подземному хранению природного газа в водоносных геологических структурах и, в частности, к физико-химическим методам регулирования формирования и последующего газодинамического состояния подземного хранилища газа в таких структурах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройству физико-химической обработки скважины. Заявленное устройство состоит из корпуса нагревателя-реактора, который соединен с эжектором посредством соединительного элемента.

Изобретение относится к области исследований газоконденсатных эксплуатационных скважин и может быть использовано при определении содержания углеводородов (далее - УВ) С5+в в пластовом газе непосредственно при проведении исследовательских работ газоконденсатных эксплуатационных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации глубинно-насосных скважин с газопроявлениями. Технический результат - повышение сепарационной способности, ускорение процесса освоения скважин и вывода их на технологический режим работы, упрощение конструкции.
Наверх