RU2553689C1

RU2553689C1 - Способ эксплуатации нефтяной скважины

Info

Publication number: RU2553689C1
Application number: RU2014104402/03A
Authority: RU
Inventors: Асгар Маратович Валеев; Салават Миргасимович Фаткуллин; Александр Владимирович Севастьянов; Альберт Загитович Рабартдинов; Юрий Валентинович Нигай
Original assignee: Асгар Маратович Валеев
Priority date: 2014-02-07
Filing date: 2014-02-07
Publication date: 2015-06-20

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта. Техническая задача - обеспечение возможности откачки газа из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб скважины для различных способов механизированной добычи нефти. Способ включает циклическую принудительную откачку газа из затрубного пространства и снижение в нем давления. Периодически частично перекрывают выкидной коллектор скважины. Повышают давление перед запорным органом коллектора для обеспечения поступления добываемой жидкости в расширительную камеру емкости с упругим элементом и накопления механической энергии в расширительной камере. После этого производят полное открытие запорного органа коллектора. Осуществляют снижению давления перед запорным органом и вытеснение жидкости из расширительной камеры в коллектор за счет накопленной в ней механической энергии. Каждым циклическим увеличением объема части емкости над расширительной камерой обеспечивают всасывание в нее газа затрубного пространства, а уменьшением этого объема - вытеснение из нее поступившего газа в коллектор. 1 ил.

Description

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта.

Известно, что накопление сепарированного на приеме глубинных насосов газа в затрубном пространстве приводит к «отжатию» динамического уровня жидкости, снижению притока нефти и срыву работы насосов из-за попадания в них газа. В целях предупреждения срыва работы насосов затрубное пространство скважины сообщают с выкидным коллектором на устье скважины через обратный клапан.

К примеру, известно устройство (Патент РФ №2309240 C1. Устьевое оборудование насосов нефтедобывающих скважин. Заявл. 09.03.2006. Опубл. 27.10.2007). Оно включает установленную на фланце эксплуатационной колонны планшайбу с эксцентричной муфтой для подключения тройника и нагнетательной линии скважины. Во фланцевой части планшайбы выполнены вертикальный и горизонтальный каналы для установки перепускного устройства. Повышение давления в затрубном пространстве приводит к открытию подпружиненного перепускного клапана и пропуску газа из затрубного пространства в напорную линию скважины.

Известен также обратный устьевой клапан (Патент РФ №2367775 C1. Обратный устьевой клапан нефтяной, нефтегазовой скважины. Заявл. 18.06.2008. Опубл. 20.09.2009.), включающий полый корпус, оснащенный подводящими патрубками для нефти и газа, а также отвода смеси на устье скважины. При превышении давления газа над давлением потока жидкости на величину 0,02…0,05 МПа подпружиненная тарель клапана отрывается от седла и пропускает газ из затрубного пространства в жидкостной поток при режиме «мягкого» смешения для создания оптимальных тепловых условий в зоне размещения клапана. При снижении давления газа тарель вновь перекрывает седло клапана.

Однако применение обоих приведенных выше аналогов неэффективно при повышенных давлениях жидкости в выкидном коллекторе. Давление газа не может преодолеть это давление и динамический уровень жидкости снижается до приема насоса и газ срывает его работу.

Известно, что отбор газа или газированной жидкости из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) может производиться с помощью эжектора, установленного внутри колонны. Откачиваемая с помощью электроцентробежного насоса жидкость входит в сопло эжектора и эжектирует газонефтяную смесь из затрубного пространства в НКТ, за счет чего снижается давление газа в затрубном пространстве (Патент РФ №1825544. Устройство для подъема газированной жидкости из скважины. Заявл. 29.06.1988. Опубл. 12.10.1992 г.).

Устройство обладает существенным недостатком, состоящим в значительных гидравлических сопротивлениях движению жидкости в рабочем сопле эжектора. Они приводят к снижению напора и подачи погружного насоса.

Наиболее близким к предлагаемому является способ принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины в колонну НКТ с помощью дополнительного насоса с проточным плунжером, расположенного в колонне НКТ, газоперепускными клапанами, установленными в муфтах по обе стороны дополнительного насоса. (Патент РФ №122453 на полезную модель. Установка скважинного штангового насоса. Заявл. 24.04.2012 г. Опубл. 27.11.2012 г.). Плунжер выполнен с большим в сравнении с основным насосом диаметром, имеет центральный и радиальные каналы, причем в центральном размещен сферический клапан. За каждый ход насоса, т.е. циклически, из затрубного пространства отбирается порция газа и заканчивается дополнительным насосом в колонну НКТ. За счет этого снижается давление газа в затрубном пространстве.

Недостатком такого способа является невозможность его применения при других способах механизированной добычи нефти, к примеру погружными центробежными или винтовыми насосными установками.

Технической задачей предложенного способа является обеспечение возможности откачки газа из затрубного пространства в колонну НКТ скважины для различных способов механизированной добычи нефти.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе, включающем циклическую принудительную откачку газа из затрубного пространства и снижения в нем давления, согласно изобретению, периодически частично перекрывают выкидной коллектор скважины и повышают давление перед запорным органом коллектора для обеспечения поступления добываемой жидкости в расширительную камеру емкости с упругим элементом и накопления механической энергии в расширительной камере, после чего производят полное открытие запорного органа коллектора, приводящее к снижению давления перед запорным органом и вытеснению жидкости из расширительной камеры в коллектор за счет накопленной в ней механической энергии, при этом каждое циклическое увеличение объема части емкости над расширительной камерой приводит к всасыванию в нее газа из затрубного пространства, а уменьшение этого объема - последующему вытеснению из нее поступившего газа в коллектор.

На чертеже приведена схема реализации предложенного способа. В скважину 1 на колоннах штанг 2 и насосно-компрессорных труб 3 спущен штанговый, винтовой или электроцентробежный насос (не показаны). К колонне труб 3 на устье подсоединен выкидной коллектор 4 с электроприводным запорным органом (краном) 5, а к затрубному пространству подсоединен отвод 6 с задвижкой. Выкидной коллектор 4 соединен с емкостью 7, в которой размещен упругий элемент 8, образующий в емкости расширительную камеру 9. Верхняя часть емкости 7 соединена линиями 10 и 11 соответственно с затрубным патрубком 6 и выкидным коллектором за запорным органом 5. В линиях 10 и 11 размещены обратные клапаны 12 и 13. Установка включает станцию управления 14 электрозадвижкой 5, к которой подведены кабели 15 и 16 привода задвижки 5 и датчика давления 17.

Способ реализуется следующим образом.

При небольших давлениях в выкидном коллекторе 4 скапливающийся газ в затрубном пространстве по линиям 10 и 11, а также обратные клапаны 12 и 13 будет поступать в коллектор и далее вместе с жидкостью в автоматизированную замерную установку.

При повышении давления в коллекторе в затрубном пространстве также начнет возрастать давление газа, снижается динамический уровень и приток пластовой жидкости в скважину. Во избежание этих осложнений расчетным или опытным путем определяется допустимое значение давления в коллекторе, при котором требуется уже принудительная откачка газа из затрубного пространства в коллектор.

При достижении допустимого значения давления в коллекторе 4 датчик давления 17 подает сигнал станции управления 14 на частичное закрытие электроприводного запорного крана 5, реализуемое по кабелю 15.

При частичном закрытии крана 5 в коллекторе 4 начнет повышаться давление, создаваемое глубинным насосом. Жидкость из коллектора 4 начнет поступать в расширительную камеру 9 емкости 7, растягивая упругий элемент 8. При достижении элементом 8 крайнего верхнего положения, при котором объем расширительной камеры достигнет объема емкости 7, давление в камере достигнет максимального значения, при котором датчик 17 пошлет сигнал станции управления 14 на открытие крана 5.

После этого за счет накопленной энергии упругого элемента 8 жидкость из камеры 9 будет вытесняться в коллектор. В этот период в освобождающийся объем емкости 7 над упругим элементом 8 по линии 10 через обратный клапан 12 будет поступать газ из затрубного пространства. После того как в расширительной камере 9 давление достигнет давления в коллекторе 4 и упругий элемент 8 займет крайнее нижнее положение, датчик 17 подаст сигнал станции управления 14 на частичное закрытие крана 5. После этого камера 9 за счет поступления жидкости будет расширяться, вытесняя в коллектор через клапан 13 поступивший ранее в емкость газ. Далее цикл повторяется.

Таким образом, поступление газа в емкость и ее принудительную закачку в коллектор можно осуществлять как при высоких давлениях в коллекторе, так и при небольших давлениях газа в затрубном пространстве, необходимых лишь для преодоления гидравлических сопротивлений в линии 10 и обратном клапане 12. Потери подачи жидкости в напорную линию скважины в период частичного перекрытия крана 5 компенсируются в последующем цикле опорожнения камеры 9. В этот период в напорную линию будет поступать жидкость как из скважины, так и из расширительной камеры 9 емкости 7.

Степень открытия запорного крана 5 определяется исходя из значений давлений в выкидном коллекторе и в затрубном пространстве, а также упругости элемента 8 и допустимых нагрузок на оборудование скважины при повышении давления в коллекторе в период перекрытия крана 5.

Объем емкости 7 и частота переключения запорного крана 5 определяются исходя из количества газа, поступающего в затрубное пространство с приема глубинного насоса.

В качестве емкости 7 и упругого элемента 8 могут применяться и другие технические средства, в частности цилиндр с подпружиненным поршнем.

Технико-экономическими преимуществами предложенного способа являются сохранение дебита скважины при повышенных давлениях в выкидном коллекторе и возможность его применения для разных способов механизированной добычи нефти установками штанговых, винтовых и электроцентробежных насосов.

Claims

Способ эксплуатации нефтяной скважины, включающий циклическую принудительную откачку газа из затрубного пространства и снижение в нем давления, отличающийся тем, что периодически частично перекрывают выкидной коллектор скважины и повышают давление перед запорным органом коллектора для обеспечения поступления добываемой жидкости в расширительную камеру емкости с упругим элементом и накопления механической энергии в расширительной камере, после чего производят полное открытие запорного органа коллектора, обеспечивают снижение давления перед запорным органом и вытеснение жидкости из расширительной камеры в коллектор за счет накопленной в ней механической энергии, при этом каждым циклическим увеличением объема части емкости над расширительной камерой обеспечивают всасывание в нее газа затрубного пространства, а уменьшением этого объема - последующее вытеснению из нее поступившего газа в коллектор.