RU2117752C1 - Установка для добычи нефти - Google Patents

Abstract

Использование: в нефтяной и газовой промышленности, в частности в установках механизированной добычи газонефтяной смеси из скважин в условиях холодного климата. Обеспечивает извлечение нефти на поверхность для дальнейшей переработки. Сущность изобретения: установка включает станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с всасывающим патрубком и нагнетательным газопроводом. Установка имеет также емкость для ингибитора гидратообразования и клапан. Емкость и клапан расположены на газопроводе. Он соединяет нагнетательный газопровод с затрубным пространством скважины. Клапан функционально связан с всасывающим патрубком компрессора. 1 ил., 2 табл.

Description

Предложение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к установкам механизированной добычи газонефтяной смеси из скважин в условиях холодного климата.

Известна установка для добычи нефти, включающая скважину, глубинный насос с приводом от станка-качалки, нефтепровод, газопровод, соединяющий нефтепровод с затрубным пространством скважины. ( А.П.Силаш "Добыча и транспорт нефти и газа". Часть 1. Пер. с англ. - М.: Недра, 1980, 375 с. Пер. изд. ВНР. 1975. С. 251 - 252).

Данная установка обеспечивает извлечение нефти на поверхность для дальнейшей переработки.

Недостатком установки является снижение добычи нефти в процессе ее функционирования, вызванное следующим. В процессе работы установки из газоводонефтяной эмульсии, поступающей на забой, выделяется углеводородный газ и влага в капельном или парообразном виде. В условиях высокого давления (определяемого давлением в нефтепроводе, обычно равным 0,8 - 2,0 МПа) и пониженной температуры на устье (близкой к температуре окружающего воздуха) углеводородный газ с влагой образует на устье скважины гидраты, которые забивают отводящий газопровод, препятствуя отводу газа из затрубного пространства в нефтепровод. В результате этого давление в затрубном пространстве и, соответственно, забойное давление растут, что приводит к снижению притока нефти из пласта, к снижению дебита скважины и уменьшению добычи нефти.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является установка добычи нефти, включающая глубиннонасосную установку, скважину, вспомогательный компрессор, подводящие и отводящие трубопроводы нефти и газа ( А.П.Силаш "Добыча и транспорт нефти и газа", Часть 1. Пер. с англ. - М.: Недра. 1980. 375 с. Пер. изд. ВНР. 1975. С. 282 - 284).

Данная установка позволяет в еще большей степени снизить давление в затрубном пространстве, что приводит к увеличению дебита нефти и, кроме того, к уменьшению риска гидратообразования на устье скважины в условиях холодного климата.

Однако недостатком известной установки остается гидратообразование.

В табл. 1 приведены условия гидратообразования для газа из затрубного пространства (состав в объемных процентах: сероводород - 6, азот - 10, метан - 40, этан - 27, бутаны 17), откуда видно, что даже при достаточно низком давлении в затрубном пространстве 0,2 - 0,3 МПа гидраты образуются при температуре -8. ..-18^oC, которая в условиях холодного климата наблюдается в течение продолжительного периода. Из табл. 1 также видно, что при давлении в затрубном пространстве 0,4 МПа (которое поддерживают в нем, когда давление в нефтепроводе достигает 2,0 МПа и выше) гидраты образуются при температуре 0^oC, наблюдаемой также в весенний и осенний периоды. Это обусловлено большим - до 40% - содержанием в газе гидратообразующего компонента метана; а также высокой влажностью газа из-за значительной обводненности нефти на большинстве месторождений (в частности, на нефтяных месторождениях Поволжья обводненность достигает 80...95%).

Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такую установку для добычи нефти, которая бы при минимальных затратах на реконструкцию имеющихся в промышленности технологических схем обеспечивала бы надежное и эффективное извлечение нефти и газа с забоя скважины на поверхность в условиях холодного климата.

Целью предлагаемой установки является увеличение добычи нефти за счет надежности ее работы в условиях холодного климата.

Поставленная цель достигается описываемой установкой для добычи нефти из скважины, включающей станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор, трубопроводы.

Новым является то, что установка дополнительно снабжена емкостью для ингибитора гидратообразования и клапаном, причем нагнетательный газопровод соединен с затрубным пространством скважины через емкость для ингибитора гидратообразования и клапан, при этом клапан функционально связан с всасывающим патрубком компрессора.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам известна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемая установка отвечает критерию "существенные отличия".

На чертеже изображена принципиальная технологическая схема установки для добычи нефти из скважины.

Установка содержит: скважину 1, включающую затрубное пространство 2, насосно-компрессорные трубы 3, глубинный насос 4 с приводом от станка-качалки 5, компрессор 6 с всасывающим патрубком 7, подводящий газопровод 8, соединяющий всасывающий патрубок 7 с затрубным пространством 2, нагнетательный газопровод 9, нефтепровод 10, газопровод 11, соединяющий нагнетательный газопровод 9 с затрубным пространством 2 через емкость для ингибитора гидратообразования 12 и клапан 13, датчик давления 14, установленный на всасывающем патрубке 7.

Установка работает следующим образом. В процессе образования гидратной пробки в затрубном пространстве 2 на устье скважины 1 или в подводящем газопроводе 8 давление во всасывающем патрубке 7 компрессора 6 снижается. Сигнал о снижении давления от датчика давления 14 по импульсной трубке передается на клапан 13, который открывается и пропускает газ из нагнетательного газопровода 9 в емкость для ингибитора гидратообразования 12. Газ, проходя через слой жидкости, увлекает за собой пары и капли (брызги) метанола и поступает в затрубное пространство 2, где создается его высокая концентрация, достаточная для разрушения кристаллогидратов. Подача ингибитора будет продолжаться до тех пор, пока давление в патрубке 7 остается ниже заданного, т. е. пока откачка газа из патрубка 7 компрессором 6 превышает поступление газа из затрубного пространства 2. По мере разрушения пробки газ устремляется из затрубного пространства 2 по подводящему газопроводу 8 к патрубку 7, давление в патрубке 7 восстанавливается, в результате чего по сигналу датчика 14 клапан 13 закрывается, т. е. восстанавливается процесс откачки газа из затрубного пространства, достигается заданное давление, при котором обеспечивается максимальная добыча нефти.

Таким образом, в процессе работы установки давление в затрубном пространстве скважины 1 и, следовательно, забойное давление не растут выше заданного (установившегося в процессе стабильной работы), в результате объем добычи нефти не снижается.

Пример конкретного выполнения. Нефть добывалась из скважины 1, оборудованный станком-качалкой типа СК-8. Добыча жидкости из скважин 1 составляла 19,1 м³/сут, обводненность 40%, т. е. добыча нефти плотностью 0,86 т/м³ составляла 9,87 т/сут. Газовый фактор нефти равен 35 м³/т, таким образом максимальное количество газа, поступающего в затрубное пространство скважины, 1 достигало значения 345,5 м³/сут. Температура окружающего воздуха -24^oC, температура газа на устье скважины при выходе из затрубного пространства в подводящий газопровод -16^oC. Подвесной (к балансиру станка-качалки) компрессор с производительностью 0,24 нм³/мин откачивал газ из затрубного пространства скважины 1, при этом давление в затрубном пространстве скважин 1 равнялось 0,22 МПа. Нефть от глубинного насоса и газ от компрессора поступали в нефтепровод, давление в котором было равно 0,8 МПа. В условиях пониженной температуры газа (-16^oC) при давлении 0,22 МПа на устье скважины и в подводящем газопроводе образовывались гидраты, которые препятствовали поступлению газа из скважины на всасывающий патрубок компрессора, в результате чего давление на всасывающем патрубке возрастало. При давлении выше 0,22 МПа (0,225 - 0,23 МПа) датчик давления 14 подал сигнал на открытие клапана 13 и газ из нагнетательного газопровода поступал в емкость 12, заполненную метанолом, под уровень жидкости. Газ, проходя через слой жидкости, увлекал за собой в затрубное пространство скважины пары и капли метанола в количестве 5 - 10 мл, которые разрушали гидратную пробку в течение 4 мин, в результате чего восстанавливалось исходное давление 0,22 МПа. После восстановления исходного давления клапан 13 закрывался и подача метанола прекращалась.

Таким образом, при применении предлагаемой установки добычи в условиях низких температур окружающего воздуха накопления газа и роста давления выше исходного в затрубном пространстве скважины не происходит, в результате приток и дебит нефти не уменьшаются, т.е. в условиях холодного климата предлагаемая установка для добычи нефти является надежной, сохраняющей заданные параметры добычи.

Результаты, полученные при испытании известного и предлагаемого устройства, приведены в табл. 2, откуда видно, что в результате при использовании предлагаемой установки добыча нефти осталась на прежнем уровне (9,87 м³/сут. ) в отличие от известной установки (добыча уменьшилась до 6,2 т/сут, то есть на 37,2%).

Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки для добычи нефти складывается за счет повышения добычи нефти в условиях холодного климата.

Claims (1)

1. Установка для добычи нефти из скважины, включающая станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с всасывающим патрубком и нагнетательным газопроводом, отличающаяся тем, что установка снабжена емкостью для ингибитора гидратообразования и клапаном, расположенными на газопроводе, соединяющем нагнетательный газопровод с затрубным пространством скважины, причем клапан функционально связан с всасывающим патрубком компрессора.

Images