RU164020U1

RU164020U1 - PUMP UNIT WITH THERMAL INSULATED COLUMN HOLLOW BAR

Info

Publication number: RU164020U1
Application number: RU2015149650/03U
Authority: RU
Inventors: Мурад Давлетович Валеев; Руслан Маликович Ахметзянов; Габибян Салихьянович Рамазанов; Шамиль Григорьевич Мингулов; Денис Валерьевич Шаменин
Original assignee: Мурад Давлетович Валеев
Priority date: 2015-11-18
Filing date: 2015-11-18
Publication date: 2016-08-20

Abstract

Насосная установка с термоизолированной колонной полых штанг, включающая спущенный в скважину штанговый насос невставного типа со всасывающим и нагнетательным клапанами, плунжером, соединенным с колонной полых штанг, пакер, установленный на колонне насосно-компрессорных труб выше насоса, отличающаяся тем, что всасывающий клапан насоса расположен в сочлененном с цилиндром насоса дополнительном цилиндре, в котором размещен подпружиненный поршень со штоком и отверстиями в верхней торцевой части, перекрывающий боковой поверхностью отверстия в верхней части дополнительного цилиндра, а внутри полых штанг установлены трубы, образующие замкнутые полости и имеющие ниппели для откачки воздуха, причем внутри полостей по всей длине и окружности размещены сферические термостойкие центраторы, выполненные из материала низкой теплопроводности, соединенные между собой жесткими связями из того же материала, а в нижней части колонны штанг выполнены сквозные отверстия, сообщающие внутренние полости насосно-компрессорных труб и полых штанг.A pump installation with a thermally insulated column of hollow rods, including a non-standard type sucker rod pump with suction and discharge valves, a plunger connected to a hollow rod string, a packer installed on the tubing string above the pump, characterized in that the pump suction valve is located in an additional cylinder articulated with the pump cylinder, in which a spring-loaded piston with a rod and holes in the upper end part is placed, overlapping the lateral surface of the hole There are holes in the upper part of the additional cylinder, and inside the hollow rods pipes are installed that form closed cavities and have nipples for pumping air, and inside the cavities along the entire length and circumference there are spherical heat-resistant centralizers made of material of low thermal conductivity, interconnected by rigid bonds from the same material, and through holes are made in the lower part of the rod string, communicating the internal cavities of the tubing and hollow rods.

Description

Предполагаемая полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для термических способов добычи тяжелых высоковязких нефтей периодической закачкой теплоносителя в призабойную зону пласта.The proposed utility model relates to the oil industry and can be used for thermal methods of producing heavy high-viscosity oils by periodically pumping coolant into the bottomhole formation zone.

Насосная добыча тяжелых высоковязких нефтей связана с их низким притоком в ствол скважины из-за значительных сопротивлений при фильтрации жидкости в пористой среде. Высокая вязкость извлекаемой продукции является также причиной роста нагрузок на оборудование скважин, сопротивлений движению колонны штанг и возникновения аварий.Pump production of heavy, highly viscous oils is associated with their low inflow into the wellbore due to significant resistances during fluid filtration in a porous medium. The high viscosity of recoverable products is also the cause of increased stress on well equipment, resistance to the movement of the rod string and the occurrence of accidents.

Для увеличения притока высоковязкой нефти в призабойную зону пласта периодически производят закачку теплоносителя (пара) /А.с. СССР 1272788 А1, 26.10.1984/. Прогрев призабойной зоны пласта закачкой пара с устья позволяет продолжительное время поддерживать увеличенный приток нефти к забою, снижать гидравлические сопротивления в подземном оборудовании за счет уменьшения вязкости подогретой нефти. Однако, для периодической закачки пара в призабойную зону пласта требуется подземный ремонт по извлечению насосного оборудования из скважины и последующий его спуск после тепловой обработки, что связано со значительными материальными издержками и потерями в добыче нефти. Кроме того, закачка пара малоэффективна из-за значительных потерь тепла в околоскважинное пространство.To increase the influx of highly viscous oil into the bottom-hole zone of the formation, the coolant (steam) / A.s. is periodically injected. USSR 1272788 A1, 10.26.1984 /. Heating the bottom-hole zone of the formation by injecting steam from the wellhead allows for a long time to maintain an increased oil flow to the bottom, to reduce hydraulic resistance in underground equipment by reducing the viscosity of the heated oil. However, for periodic injection of steam into the bottomhole formation zone, underground repair is required to remove pumping equipment from the well and its subsequent descent after heat treatment, which is associated with significant material costs and losses in oil production. In addition, steam injection is ineffective due to significant heat loss in the near-wellbore space.

Для снижения вязкости добываемой нефти известна скважинная штанговая насосная установка, позволяющая закачивать маловязкую жидкость на прием насоса через колонну насосно-компрессорных труб /SU 1134788 А, 15.01.1985/. Закачиваемая через колонну труб маловязкая жидкость попадает на прием насоса, смешивается с добываемой нефтью и откачивается по затрубному пространству на поверхность. Для этого выше насоса устанавливается пакер с эксцентричным сквозным каналом, в который маловязкая жидкость поступает из колонны насосно-компрессорных труб через отводящий патрубок. Выше пакера для поступления добываемой нефти в затрубное пространство колонна насосно-компрессорных груб перфорируется, а выше зоны перфорации устанавливается сальник.To reduce the viscosity of the produced oil, a well sucker-rod pumping unit is known, which allows low-viscosity fluid to be pumped to the pump through the tubing string / SU 1134788 A, 01/15/1985 /. The low-viscosity fluid pumped through the pipe string enters the pump intake, mixes with the produced oil, and is pumped to the surface through the annulus. To do this, a packer with an eccentric through channel is installed above the pump, into which a low-viscosity fluid enters from the tubing string through the outlet pipe. Above the packer for oil to be extracted into the annulus, the tubing string is roughly perforated, and an oil seal is installed above the perforation zone.

Недостаток аналога состоит в невозможности подачи на забой скважины теплоносителя и прогрева призабойной зоны пласта для увеличения притока нефти.A disadvantage of the analogue is the impossibility of supplying coolant to the bottom of the well and heating the bottom-hole zone of the formation to increase the flow of oil.

Наиболее близкой к предполагаемой полезной модели является скважинная штанговая насосная установка для добычи тяжелых высоковязких нефтей /RU 132503 U1, 20.09.2013/. Установка включает два соединенных последовательно насоса разного диаметра, боковой приемный клапан верхнего насоса и вертикальный канал внутри его плунжера с нагнетательным клапаном, колонны полых штанг и труб, а также хвостовик, опущенный до забоя. Закачка теплоносителя на забой производится через колонну насосно-компрессорных труб, концентрическую полость плунжера верхнего насоса и хвостовик, а откачка продукции производится через боковой клапан верхнего насоса, нагнетательный клапан и полые штанги.Closest to the proposed utility model is a well sucker-rod pumping unit for the production of heavy high-viscosity oils / RU 132503 U1, 09/20/2013 /. The installation includes two pumps of different diameters connected in series, a lateral inlet valve of the upper pump and a vertical channel inside its plunger with a discharge valve, columns of hollow rods and pipes, and also a shank lowered to the bottom. The coolant is pumped to the bottom through the tubing string, the concentric cavity of the upper pump plunger and liner, and the products are pumped through the side valve of the upper pump, discharge valve and hollow rods.

Недостатками штанговой насосной установки, выбранной в качестве прототипа, являются сложность конструкции плунжера верхнего насоса с размещенной внутри него вертикальной трубой с нагнетательным клапаном. Последнее приводит к повышенной аварийности оборудования.The disadvantages of the sucker rod pump installation, selected as a prototype, are the complexity of the design of the plunger of the upper pump with a vertical pipe located inside it with a discharge valve. The latter leads to increased equipment failure.

Технической задачей полезной модели является снижение потерь тепла в стволе скважины при закачке теплоносителя в призабойную зону пласта через колонну полых штанг.The technical task of the utility model is to reduce heat loss in the wellbore when the coolant is pumped into the bottomhole formation zone through the hollow rod string.

Поставленная техническая задача решается тем, что в известном устройстве, включающем спущенный в скважину штанговый насос невставного типа со всасывающим и нагнетательным клапанами, плунжером, соединенным с колонной полых штанг, пакер, установленный на колонне насосно-компрессорных труб выше насоса, согласно полезной модели, всасывающий клапан насоса расположен в сочлененном с цилиндром насоса дополнительном цилиндре, в котором размещен подпружиненный поршень со штоком и отверстиями в верхней торцевой части, перекрывающий боковой поверхностью отверстия в верхней части дополнительного цилиндра, а внутри полых штанг установлены трубы, образующие замкнутые полости и имеющие ниппели для откачки воздуха, причем внутри полостей по всей длине и окружности размещены сферические термостойкие центраторы, выполненные из материала низкой теплопроводности, соединенные между собой жесткими связями из того же материала, а в нижней части колонны штанг выполнены сквозные отверстия, сообщающие внутренние полости насосно-компрессорных труб и полых штанг.The stated technical problem is solved in that in the known device, which includes a non-standard type sucker-rod pump with suction and discharge valves, a plunger connected to a hollow rod string, a packer installed on the tubing string above the pump, according to a utility model, the pump valve is located in an additional cylinder articulated with the pump cylinder, in which a spring-loaded piston with a rod and holes in the upper end part is located, overlapping the lateral the surface of the hole in the upper part of the additional cylinder, and inside the hollow rods installed pipes that form closed cavities and have nipples for pumping air, and inside the cavities along the entire length and circumference are spherical heat-resistant centralizers made of material of low thermal conductivity, interconnected by rigid bonds of the same material, and through holes are made in the lower part of the rod string, communicating the internal cavities of the tubing and hollow rods.

На рис. 1, 2, 3 и 4 показаны принципиальные схемы насосной установки. В скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 спущен цилиндр 3 невставного штангового насоса с всасывающим узлом, состоящим из дополнительного цилиндра 4 с отверстиями 5 в верхней части и размещенным внутри поршнем 6 со штоком 7 в верхней части. В нижней части дополнительного цилиндра 4 расположен всасывающий клапан 8. Снизу поршень 6 поджат пружиной 9. В верхнем торце дополнительного цилиндра 4 выполнены отверстия 10 (рис. 3).In fig. 1, 2, 3 and 4 are schematic diagrams of a pumping unit. A cylinder 3 of a non-integral sucker-rod pump with a suction unit consisting of an additional cylinder 4 with holes 5 in the upper part and placed inside the piston 6 with the rod 7 in the upper part is lowered into the well 1 on the tubing string (2). A suction valve 8 is located in the lower part of the additional cylinder 4. Bottom of the piston 6 is spring-loaded 9. Openings 10 are made in the upper end of the additional cylinder 4 (Fig. 3).

В цилиндр 3 насоса на колонне из полых штанг 11 спущен плунжер 12 с нагнетательным клапаном 13 в клетке 14. Выше насоса на колонне труб установлен пакер 15.A plunger 12 with a discharge valve 13 in a cage 14 is lowered into the cylinder 3 of the pump on a column of hollow rods 11. Packer 15 is installed on the pipe string above the pump.

Колонна полых штанг 11 на устье скважины имеет задвижку 16 с гибким рукавом 17 высокого давления. Привод колонны штанг осуществляется станком-качалкой (на рис. не показан). Колонна насосно-компрессорных труб на устье соединена с задвижкой 18.The column of hollow rods 11 at the wellhead has a valve 16 with a flexible sleeve 17 high pressure. The rod string is driven by a rocking machine (not shown in the figure). The column of tubing at the mouth is connected to the valve 18.

Внутри каждой полой штанги 11 концентрично размещена труба 19 с торцевыми заглушками 20 и 21, образующая со штангой замкнутую полость. В заглушку 20 входит ниппель 22 (показан условно) для откачки воздуха из образовавшейся полости.Inside each hollow rod 11, a pipe 19 with end caps 20 and 21 is concentrically placed, forming a closed cavity with the rod. The plug 20 includes a nipple 22 (shown conditionally) for pumping air from the resulting cavity.

Внутри этой полости по всей длине и окружности размещены термостойкие центраторы 23 сферической формы, выполненные из материала низкой теплопроводности, которые соединены между собой жесткими связями 24 из того же материала. Полые штанги соединены между собой муфтами 25. Центраторы 23 предупреждают контакт труб 19 с полыми штангами 11 и утечки тепла в искривленных участках ствола скважины. Сферическая форма центратора сводит к минимуму его контакт с поверхностью труб. В нижней части колонны штанг выполнены сквозные отверстия 26, сообщающие полости насосно-компрессорных труб и полых штанг.Inside this cavity along the entire length and circumference are placed heat-resistant centralizers 23 of a spherical shape made of a material of low thermal conductivity, which are interconnected by rigid bonds 24 of the same material. Hollow rods are interconnected by couplings 25. Centralizers 23 prevent the contact of pipes 19 with hollow rods 11 and heat leakage in curved sections of the wellbore. The spherical shape of the centralizer minimizes its contact with the surface of the pipes. Through holes 26 are made in the lower part of the rod string, communicating cavities of tubing and hollow rods.

Перед использованием полых штанг для добычи высоковязкой нефти тепловым методом производят откачку воздуха через ниппель 22 вакуумным насосом из полости между трубой 19 и полой штангой 11 до давления порядка 10^-3…10^-4 МПа. Полученные таким образом теплоизолированные полые штанги позволяют в значительной мере сохранить тепло закачиваемого теплоносителя до призабойной зоны скважины благодаря снижению теплопередачи от труб 19 к полым штангам 11.Before using hollow rods for the production of high-viscosity oil by the thermal method, air is pumped out through nipple 22 with a vacuum pump from the cavity between pipe 19 and hollow rod 11 to a pressure of about 10 ^-3 ... 10 ^-4 MPa. The thermally insulated hollow rods obtained in this way make it possible to significantly preserve the heat of the injected coolant to the bottomhole zone of the well due to a decrease in heat transfer from the pipes 19 to the hollow rods 11.

На рис. 1 показана схема отбора нефти из пласта в период между тепловыми обработками скважины. Нефть поступает в цилиндр 3 через всасывающий клапан 8 и отверстия 10 в верхнем торце поршня 6. Далее она через клапан 13 в плунжере 12 нагнетается в полые штанги 11, далее через отверстия 26, колонну НКТ 2 и задвижку 18 поступает в коллектор. В крайнем нижнем положении головки балансира станка-качалки клапан 13 не достигает верхнего конца штока 7 поршня 6. Задвижка 16 остается в этот период закрытой.In fig. 1 shows a diagram of the selection of oil from the reservoir between the heat treatments of the well. Oil enters the cylinder 3 through the suction valve 8 and the holes 10 in the upper end of the piston 6. Then it is pumped through the valve 13 in the plunger 12 into the hollow rods 11, then through the openings 26, the tubing string 2 and the valve 18 enters the manifold. In the extreme lower position of the rocker head of the rocking machine, the valve 13 does not reach the upper end of the piston rod 7. The valve 16 remains closed during this period.

В период между тепловыми обработками скважины происходят постепенное остывание призабойной зоны пласта, снижение притока нефти в скважину и рост ее вязкости.In the period between heat treatments of the well, the bottom-hole zone of the formation gradually cools, the oil inflow into the well decreases and its viscosity increases.

Для закачки теплоносителя в призабойную зону пласта производят остановку скважины при крайнем нижнем положении головки балансира станка-качалки. Далее производят дополнительный допуск колонны полых штанг 11 вниз, при котором шток 7 поршня 6 приподнимает клапан 13 до упора в клетке 14. Дальнейшее движение плунжера 12 вниз приведет к тому, что клапан 13 через шток 7 переместит поршень 6 вниз, сжав пружину 9 и открыв отверстия 5 для перетока теплоносителя из цилиндра 3 в ствол скважины. После этого закрывают задвижку 18 и открывают задвижку 16.To pump the coolant into the bottom-hole zone of the formation, the well is stopped at the lowermost position of the rocker head of the rocking machine. Next, an additional tolerance is made for the column of hollow rods 11 downwards, in which the piston rod 7 lifts the valve 13 to the stop in the cage 14. Further downward movement of the plunger 12 will cause the valve 13 to move the piston 6 down through the rod 7, compressing the spring 9 and opening holes 5 for the transfer of coolant from the cylinder 3 into the wellbore. After that, close the valve 18 and open the valve 16.

Закачиваемый далее через гибкий рукав 17, задвижку 16 и полые штанги 11 теплоноситель будет поступать в призабойную зону пласта через открытый нагнетательный клапан 13 и отверстия 5 в дополнительном цилиндре 4 всасывающего узла. Закрытие задвижки 18 не позволит теплоносителю поступать через отверстия 26 в насосно-компрессорные трубы 2.The coolant pumped further through the flexible sleeve 17, the valve 16 and the hollow rods 11 will enter the bottomhole formation zone through the open discharge valve 13 and the openings 5 in the additional cylinder 4 of the suction unit. Closing the valve 18 will not allow the coolant to enter through the openings 26 in the tubing 2.

Наличие вакуумных камер в полых штангах 11 позволяет доставить тепло без существенных потерь в призабойную зону пласта. Установка пакера 15 позволяет осуществлять закачку теплоносителя непосредственно в продуктивный пласт.The presence of vacuum chambers in the hollow rods 11 allows you to deliver heat without significant losses to the bottomhole formation zone. The installation of the packer 15 allows the injection of coolant directly into the reservoir.

В качестве закачиваемого теплоносителя могут быть использованы пар, горячая нефть или перегретая вода.Steam, hot oil or superheated water can be used as the injected coolant.

Технологические параметры закачки рассчитываются или определяются экспериментальным путем исходя из оптимизации периодов закачки теплоносителя и последующей добычи нефти.The technological parameters of the injection are calculated or determined experimentally based on the optimization of the periods of injection of the coolant and subsequent oil production.

Период закачки теплоносителя зависит от глубины скважины, толщины пласта, геолого-физических свойств нефтесодержащих горных пород и др.The coolant injection period depends on the depth of the well, the thickness of the reservoir, the geological and physical properties of oil-containing rocks, etc.

После тепловой обработки скважины колонну полых штанг 11 возвращают в исходное положение, при котором плунжер 12 приподнимется, поршень 6 под действием пружины 9 вернется в крайнее верхнее положение, перекрыв своей боковой поверхностью отверстия 5, а шток 7 позволит нагнетательному клапану 13 опуститься в клетке и занять рабочее положение.After heat treatment of the well, the column of hollow rods 11 is returned to its original position, at which the plunger 12 will rise, the piston 6 will return to its highest position by the action of the spring 9, blocking the holes 5 with its lateral surface, and the rod 7 will allow the discharge valve 13 to lower in the cage and take working position.

Штанговая насосная установка после этого запускается в работу и эксплуатируется по схеме, показанной на рис. 1, открытием задвижки 18 и закрытием задвижки 16.The sucker rod pump unit is then put into operation and operated according to the circuit shown in Fig. 1, by opening the valve 18 and closing the valve 16.

Работа установки продолжается до тех пор, пока температура поступающей из пласта нефти и дебит скважины не примут первоначальные значения. После этого тепловую обработку скважины повторяют.The operation of the installation continues until the temperature of the oil coming from the reservoir and the flow rate of the well take their initial values. After that, the heat treatment of the well is repeated.

Технико-экономическим преимуществом насосной установки является обеспечение минимальных потерь тепла при закачке теплоносителя в пласт через колонну полых штанг.The technical and economic advantage of the pumping unit is to ensure minimal heat loss when pumping coolant into the formation through a column of hollow rods.

Claims

A pump installation with a thermally insulated column of hollow rods, including a non-standard type sucker rod pump with suction and discharge valves, a plunger connected to the hollow rod string, a packer mounted on the tubing string above the pump, characterized in that the pump suction valve is located in an additional cylinder articulated with the pump cylinder, in which a spring-loaded piston with a rod and holes in the upper end part is placed, overlapping the lateral surface of the hole holes in the upper part of the additional cylinder, and inside the hollow rods pipes are installed that form closed cavities and have nipples for pumping air, and inside the cavities along the entire length and circumference are spherical heat-resistant centralizers made of material of low thermal conductivity, interconnected by rigid bonds from the same material, and through holes are made in the lower part of the rod string, communicating the internal cavities of the tubing and hollow rods.