RU132503U1

RU132503U1 - Borehole PUMP PUMP UNIT FOR PRODUCING HEAVY HIGH-VISCOUS OILS

Info

Publication number: RU132503U1
Application number: RU2013118280/06U
Authority: RU
Inventors: Асгар Маратович Валеев; Шамиль Григорьевич Мингулов; Габибян Салихьянович Рамазанов; Владимир Николаевич Семенов; Виталий Алексеевич Краснов
Original assignee: Асгар Маратович Валеев
Priority date: 2013-04-19
Filing date: 2013-04-19
Publication date: 2013-09-20

Abstract

Скважинная штанговая насосная установка для добычи тяжелых высоковязких нефтей, включающая колонны насосно-компрессорных труб и полых штанг, два насоса разного диаметра, плунжеры которых соединены полым штоком, боковой приемный клапан верхнего насоса, вертикальный канал внутри плунжера верхнего насоса, хвостовик, спущенный до забоя скважины, отличающаяся тем, что нагнетательный клапан верхнего насоса расположен над его плунжером и соединяет колонну полых штанг с приемом насоса через вертикальную трубу, верхний конец которого через соосный переводник входит в муфту с центральным каналом для продукции верхнего пласта и боковыми для продукции нижнего пласта, а нижний конец через эксцентричный переводник входит в муфту с вертикальным каналом для продукции нижнего пласта и боковым каналом для продукции верхнего пласта, причем плунжер и цилиндр нижнего насоса выполнены проходными без запорных клапанов.A borehole pumping unit for the production of heavy high-viscosity oils, including tubing strings and hollow rods, two pumps of different diameters, the plungers of which are connected by a hollow stem, the side intake valve of the upper pump, the vertical channel inside the plunger of the upper pump, the liner lowered to the bottom of the well characterized in that the discharge valve of the upper pump is located above its plunger and connects the column of hollow rods to the intake of the pump through a vertical pipe, the upper end of which through the axial sub enters the coupling with the central channel for the production of the upper layer and the side channels for the production of the lower layer, and the lower end through the eccentric sub enters the coupling with the vertical channel for the production of the lower layer and the side channel for the production of the upper layer, the plunger and cylinder of the lower pump checkpoints without shutoff valves.

Description

Предполагаемая полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для скважинной добычи тяжелых высоковязких и парафинистых нефтей.The proposed utility model relates to the oil industry and can be used for downhole production of heavy, highly viscous and paraffinic oils.

Известно, что штанговонасосная добыча тяжелой высоковязкой нефти осложнена значительными гидравлическими сопротивлениями движению колонн штанг, отложениями парафина в подъемнике и слабым притоком продукции пласта в скважину. Эти факторы приводят к потере работоспособности скважинных насосов, авариям оборудования и низким дебитам скважин.It is known that sucker-rod production of heavy, highly viscous oil is complicated by significant hydraulic resistances to the movement of the rod columns, paraffin deposits in the elevator, and a weak influx of formation production into the well. These factors lead to loss of well pump performance, equipment accidents and low well flow rates.

Для уменьшения гидравлических сопротивлений в штанговом насосе путем снижения вязкости откачиваемой продукции подачей на прием насоса маловязкой нефти (растворителя) известна скважинная штанговая насосная установка Маловязкая нефть закачивается на прием насоса через колонну насосно-компрессорных труб, где происходит ее смешение с добываемой высоковязкой нефтью и дальнейший подъем по затрубному пространству. Недостатком установки является повышение репрессии на продуктивный пласт при закачке маловязкой нефти и снижение дебита добываемой нефти. В случае использования перегретой воды или пара для подачи в скважину и обеспечения притока высоковязкой нефти в скважину в поровое пространство поступает вода и ухудшает проницаемость пласта для нефти /SU1134788 A, 15.01.1985/.To reduce hydraulic resistance in a sucker rod pump by lowering the viscosity of the pumped product by applying a low-viscosity oil (solvent) to the pump intake, a well sucker rod pumping unit is known. Low-viscosity oil is pumped to the pump intake through a tubing string, where it is mixed with the produced high-viscosity oil and further raised in the annulus. The disadvantage of this installation is the increase in repression on the reservoir during the injection of low-viscosity oil and a decrease in the rate of oil produced. In the case of using superheated water or steam for supplying to the well and ensuring the inflow of highly viscous oil into the well, water enters the pore space and impairs the permeability of the formation for oil / SU1134788 A, 01/15/1985 /.

Для добычи высоковязких нефтей известны установки с двумя последовательно соединенными плунжерами насосов разного диаметра /SU1231261A, 15.05.1986, RU2161268С2, 27.12.2000.For the extraction of highly viscous oils, plants with two series-connected plungers of pumps of different diameters / SU1231261A, 05/15/1986, RU2161268С2, 12/27/2000 are known.

Такое соединение позволяет получить дополнительную силу, направленную вниз и позволяющую частично преодолевать гидродинамическое трение штанг о жидкость при ходе колонны вниз. Эта сила пропорциональна разности площадей поперечного сечения плунжеров. Общим недостатком указанных конструкций является увеличение максимальных нагрузок в точке подвеса штанг на ту же величину при ходе колонны штанг вверх. Несмотря на то, что вероятность потери работоспособности оборудования уменьшается, рост максимальных нагрузок и напряжений в металле штанг приводит к снижению их наработки на отказ.This connection allows you to get additional force directed downward and allowing you to partially overcome the hydrodynamic friction of the rods on the liquid during the column down. This force is proportional to the difference in cross-sectional area of the plungers. A common drawback of these designs is the increase in maximum loads at the point of suspension of the rods by the same amount during the course of the column of rods up. Despite the fact that the likelihood of loss of equipment operability decreases, an increase in maximum loads and stresses in the metal of the rods leads to a decrease in their MTBF.

Наиболее близкой к предполагаемой полезной модели является штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов. Установка включает два последовательно расположенных насосов разного диаметра, плунжеры которых соединены между собой патрубком (полым штоком). Верхний насос имеет боковой приемный клапан, а внутри его плунжера расположен вертикальный канал с нагнетательным клапаном и сквозные горизонтальные каналы для перетока продукции верхнего пласта в колонну насосно-компрессорных труб. Продукция нижнего пласта откачивается в колонну полых штанг нижним насосом через патрубок и концентрическую полость внутри плунжера верхнего насоса. /RU2430270С2,27.09.2011/.Closest to the proposed utility model is a sucker rod pump unit for simultaneous and separate oil production from two layers. The installation includes two pumps in series of different diameters, the plungers of which are interconnected by a pipe (hollow rod). The upper pump has a lateral inlet valve, and inside its plunger there is a vertical channel with a discharge valve and through horizontal channels for the overflow of the products of the upper layer into the tubing string. The products of the lower layer are pumped into the column of hollow rods by the lower pump through the pipe and the concentric cavity inside the plunger of the upper pump. /RU2430270С2.27.09.2011/.

Недостатком устройства является невозможность уменьшить вязкость откачиваемой продукции для снижения гидродинамических сопротивлений. Подача растворителя или теплоносителя на забой нижнего пласта невозможна, а подача на забой верхнего пласта приведет к снижению дебита нефти из-за дополнительной репрессии на пласт.The disadvantage of this device is the inability to reduce the viscosity of the pumped product to reduce hydrodynamic drag. The supply of solvent or coolant to the bottom of the bottom formation is not possible, and the supply of bottom to the bottom of the formation will reduce oil production due to additional repression to the formation.

Кроме того, расположение вертикального канала с нагнетательным клапаном внутри плунжера не позволяет увеличить диаметр проходного сечения клапана при добыче высоковязкой нефти.In addition, the location of the vertical channel with the discharge valve inside the plunger does not allow to increase the diameter of the valve orifice in the production of highly viscous oil.

Техническими задачами полезной модели являются подача на забой продуктивного пласта теплоносителя для снижения вязкости продукции и увеличения ее притока в скважину в условиях сохранения депрессии на пласт, а также увеличения диаметра проходного сечения нагнетательного клапана верхнего насоса.The technical tasks of the utility model are to supply coolant to the bottom of the productive formation to reduce the viscosity of the product and increase its inflow into the well while maintaining depression on the formation, as well as increasing the diameter of the passage section of the discharge valve of the upper pump.

Новизна технического решения состоит в том, что в известном устройстве, включающем колонны насосно-компрессорных труб и полых штанг, два насоса разного диаметра, плунжеры которых соединены полым штоком, боковой приемный клапан верхнего насоса, вертикальный канал внутри плунжера верхнего насоса, хвостовик, спущенный до забоя скважины, согласно полезной модели, нагнетательный клапан верхнего насоса расположен над его плунжером и соединяет колонну полых штанг с приемом насоса через вертикальную трубу, верхний конец которого через соосный переводник входит в муфту с центральным каналом для продукции верхнего пласта и боковыми для продукции нижнего пласта, а нижний конец через эксцентричный переводник входит в муфту с вертикальным каналом для продукции нижнего пласта и боковым каналом для продукции верхнего пласта, причем плунжер и цилиндр нижнего насоса выполнены проходными без запорных клапанов.The novelty of the technical solution lies in the fact that in the known device, including tubing strings and hollow rods, two pumps of different diameters, the plungers of which are connected by a hollow rod, a side intake valve of the upper pump, a vertical channel inside the upper pump plunger, a shank lowered to according to the utility model, the discharge valve of the upper pump is located above its plunger and connects the string of hollow rods to the pump intake through a vertical pipe, the upper end of which is through a coaxial the sub enters the coupling with the central channel for the production of the upper layer and the side channels for the production of the lower layer, and the lower end through the eccentric sub enters the coupling with the vertical channel for the production of the lower layer and the side channel for the production of the upper layer, with the plunger and cylinder of the lower pump without shutoff valves.

На фиг.1, 2 и 3 представлена схема полезной модели. В скважину 1 с горизонтальным участком ствола на колоннах насосно-компрессорных труб 2 и полых штанг 3 спущены два последовательно соединенных трубой 4 цилиндра 5 и 6 верхнего и нижнего насосов. Плунжер 7 верхнего насоса содержит внутри вертикальную трубу 8 с соосным 9 и эксцентричным 10 переводниками, соединенными соответственно с верхней 11 и нижней 12 муфтами. Верхняя муфта имеет центральный канал 13 для перетока продукции верхнего пласта и боковые 14 для продукции нижнего пласта. Нижняя муфта имеет вертикальный канал 15 для перетока продукции нижнего пласта и боковой 16 для продукции верхнего пласта. Патрубок 17 соединяет между собой плунжеры 7 и 18, а цилиндр нижнего насоса соединен с хвостовиком 19, спущенным в горизонтальный участок ствола скважины. Верхний насос имеет боковой приемный клапан 20 и нагнетательный клапан 21 с клеткой 22, расположенной непосредственно над плунжером 7. Колонна полых штанг 3 на устье скважины переходит в гибкий рукав 23 высокого давления. Вход переводником 9 и 10 в трубу 8 герметизирован манжетами 24.Figure 1, 2 and 3 presents a diagram of a utility model. Two cylinders 5 and 6 of the upper and lower pumps are connected in series with a pipe 4 to a well 1 with a horizontal section of the barrel on the columns of tubing 2 and hollow rods 3. The plunger 7 of the upper pump contains inside a vertical pipe 8 with a coaxial 9 and an eccentric 10 sub, connected respectively to the upper 11 and lower 12 couplings. The upper coupling has a central channel 13 for the overflow of production of the upper layer and side 14 for the production of the lower layer. The lower sleeve has a vertical channel 15 for the overflow of production of the lower layer and side 16 for the production of the upper layer. The pipe 17 connects the plungers 7 and 18, and the cylinder of the lower pump is connected to the shank 19, lowered into a horizontal section of the wellbore. The upper pump has a lateral inlet valve 20 and a discharge valve 21 with a cage 22 located directly above the plunger 7. The column of hollow rods 3 at the wellhead passes into a flexible high-pressure hose 23. The sub input 9 and 10 into the pipe 8 is sealed with cuffs 24.

Работа насосной установки состоит в следующем. После спуска штанговой установки с хвостовиком 19 в скважину 1 с горизонтальным участком и запуска ее в работу производится подача теплоносителя (пара) в колонну насосно-компрессорных труб 2. Пар из колонны труб 2 через каналы 14 плунжера 7, концентрическую полость, образованную вертикальной трубой 8 и плунжером 7, канал 15 и полый шток 17 поступает в хвостовик 19. После выхода из хвостовика 19 частично или полностью конденсированный пар будет по кольцевому пространству перемещаться обратно и входить в приемный клапан 20 и далее через вертикальную трубу 8 и клапан 21 нагнетаться через полую колонну штанг 3 на поверхность. Гибкий рукав 23 позволяет откачивать скважинную жидкость к месту назначения при возвратно-поступательном движении колонны полых штанг 3.The operation of the pump installation is as follows. After lowering the rod installation with the shank 19 into the well 1 with a horizontal section and putting it into operation, the coolant (steam) is supplied to the tubing string 2. Steam from the tubing string 2 through channels 14 of the plunger 7, a concentric cavity formed by a vertical pipe 8 and a plunger 7, the channel 15 and the hollow rod 17 enters the shank 19. After exiting the shank 19, partially or fully condensed steam will move back through the annular space and enter the inlet valve 20 and then through the vertical cutting 8 and valve 21 to be pumped through the hollow column of rods 3 to the surface. The flexible sleeve 23 allows you to pump down the wellbore fluid to the destination when the reciprocating movement of the column of hollow rods 3.

По мере разогрева призабойной зоны пласта паром в горизонтальный ствол скважины будет поступать нефть, которая, смешиваясь с конденсатом пара, будет откачиваться насосом на поверхность.As the bottom-hole zone of the formation is heated by steam, oil will enter the horizontal wellbore, which, mixed with steam condensate, will be pumped to the surface by the pump.

Производительность штанговой установки определяется скоростью откачки, коэффициентом подачи верхнего насоса и разностью площадей плунжеров 7 и 18 верхнего и нижнего насосов.The performance of the rod installation is determined by the pumping speed, the feed coefficient of the upper pump and the difference in the area of the plungers 7 and 18 of the upper and lower pumps.

Вынос клетки 22 за пределы плунжера 7 позволяет увеличить диаметр клапана 21 до необходимых размеров, обеспечивающих откачку жидкостей повышенной вязкости.The removal of the cell 22 beyond the plunger 7 allows you to increase the diameter of the valve 21 to the required size, providing pumping liquids of high viscosity.

В период эксплуатации установки динамический уровень жидкости в скважине поддерживается с расчетом обеспечения депрессии на продуктивный пласт, путем изменения режима работы установки или расхода закачиваемого пара.During the operation of the installation, the dynamic liquid level in the well is maintained with the expectation of ensuring depression on the reservoir by changing the operating mode of the installation or the flow rate of injected steam.

Технико-экономическими преимуществами предложенного решения являются снижение вязкости нефти и обеспечение работоспособности штанговой установки, снижение потерь тепла в околоскважинное пространство благодаря закачке теплоносителя в колонну насосно-компрессорных труб, а также обеспечение притока нефти в скважину разогревом призабойной зоны, созданием депрессии и предупреждением поступления конденсата пара в поровое пространство пласта.The technical and economic advantages of the proposed solution are to reduce the viscosity of oil and ensure the operability of the rod installation, reduce heat loss in the near-wellbore space by pumping coolant into the tubing string, and also ensure oil flow into the well by heating the bottom-hole zone, creating depression and preventing steam condensate from entering into the pore space of the reservoir.

Claims

A borehole pumping unit for the production of heavy high-viscosity oils, including tubing strings and hollow rods, two pumps of different diameters, the plungers of which are connected by a hollow stem, the side intake valve of the upper pump, the vertical channel inside the plunger of the upper pump, the liner lowered to the bottom of the well characterized in that the discharge valve of the upper pump is located above its plunger and connects the column of hollow rods to the intake of the pump through a vertical pipe, the upper end of which through the axial sub enters the coupling with the central channel for the production of the upper layer and the side channels for the production of the lower layer, and the lower end through the eccentric sub enters the coupling with the vertical channel for the production of the lower layer and the side channel for the production of the upper layer, the plunger and cylinder of the lower pump checkpoints without shutoff valves.