Результат интеллектуальной деятельности: НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОТКАЧКИ ГАЗА ИЗ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Предлагаемая установка относится к нефтяной промышленности и может быть использована для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины и закачки его в выкидной коллектор скважины.

Накопление сепарированного на приеме скважинного насоса газа в затрубном пространстве приводит к отжиму динамического уровня жидкости в скважине вплоть до приема насоса, снижению притока нефти к забою за счет уменьшения депрессии на пласт, а в конечном итоге - к срыву подачи насоса.

Известны способы и устройства для реализации принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины в выкидной коллектор.

Для отбора газа из затрубного пространства двух и более скважин известен подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки, всасывающий патрубок которого соединен общим коллектором с затрубным пространством этих скважин, причем, по крайней мере, одна из скважин соединена с общим коллектором и выкидным газопроводом компрессора через регуляторы давления (патент РФ №2102584, МПК E21B 43/00, заявл. 22.12.1995, опубл. 20.01.1998).

Таким образом, в такте всасывания поршневого компрессора происходит поступление газа в полость цилиндра из затрубного пространства всех подключенных скважин, а нагнетание газа из цилиндра компрессора поршнем производится в выкидной коллектор любой из этой группы скважин.

Недостаток такой системы состоит в невозможности отбора газа из скважины с меньшим давлением газа в затрубном пространстве. В случае установки регулятора давления количество газа, отбираемого из скважины с большим давлением в затрубном пространстве, значительно сократится.

Известна установка штангового нефтяного насоса (патент РФ №49923 на полезную модель, заявл. 11.07.2005, опубл. 10.12.2005, БИ №34), включающая дополнительный цилиндр с проточным плунжером, по обе стороны которого в основаниях муфт выполнены обратные клапаны со сферическими запорными элементами, позволяющими перепускать газ из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб. На манифольдной линии скважины устанавливается обратный клапан. При ходе штанговой колонны и проточного плунжера вверх его клапан закрывается и в подплунжерной зоне образуется некоторое снижение давления, благодаря которому в эту зону вместе с откачиваемой нефтью будет поступать газ из затрубного пространства через нижнюю муфту. При ходе плунжера вниз в надплунжерной зоне частично снизится давление и в эту зону при открытом клапане дополнительного плунжера будут поступать нефть из подплунжерной зоны и газ из затрубного пространства.

Установка обладает недостатком, который заключается в возникновении значительных гидравлических сопротивлений в момент хода колонны штанг вниз при добыче нефти повышенной вязкости. Верхние отверстия в проточном плунжере для жидкости при соединении со штангой будут иметь недостаточные сечения для перетока вязкой среды и существенно увеличивать сопротивления движению штанг вниз. В итоге может произойти так называемое «зависание» колонны штанг и установка потеряет работоспособность.

Известна установка для добычи нефти (патент РФ №2122105, МПК E21B 43/00, заявл. 21.01.1997, опубл. 20.11.1998), в которой часть подвесного компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня, герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины. При этом достигается использование обеих сторон поршня для нагнетания газа попеременным заполнением цилиндра с обеих сторон поршня газом из затрубного пространства двух скважин.

Аналог обладает недостатком, состоящим в прекращении подачи компрессора в случае износа поршневой пары.

Давление газа в затрубном пространстве эксплуатируемых скважин будет различным. Это приведет к тому, что через образовавшийся в результате износа зазор будет поступать газ из области высокого давления в область низкого давления. Откачка газа из обеих скважин в конечном итоге станет невозможной.

Известен насос для перекачивания газожидкостной смеси (А.с. СССР, №1590687. Заявл. 04.10.88. Опубл. 07.09.90. БИ №33), включающий две емкости для попеременного перекачивания из них рабочей жидкости насосом и создания таким образом «жидкого» поршня в них. При снижении уровня «жидкого» поршня в одной из емкостей происходит всасывание в освободившийся объем газожидкостной смеси. В этот же период рабочая жидкость заполняет другую емкость и вытесняет собой ранее заполнившую газожидкостную смесь в выкидной коллектор. По достижении определенного уровня рабочей жидкости в емкости происходит переключение потоков и перекачка рабочей жидкости в другую емкость, из которой начинается цикл вытеснения газожидкостной смеси в выкидной коллектор. Сам перекачивающий насос работает, т.о., в непрерывном режиме, постоянно перекачивая жидкость, не содержащую газовую фазу. Недостатком устройства является отсутствие автоматизации переключения насоса с одной емкости на другую и контроля за уровнями жидкостей в емкостях, что может привести к нарушению цикличности работы всей системы.

Наиболее близкой к предложенному решению является установка для водогазового воздействия на нефтяной пласт (патент RU №2500883 С2. Заявл. 22.08.2011. Опубл. 10.12.2013), содержащая центробежный насос для перекачки рабочей жидкости без газа, приемные линии для газа и жидкости, две емкости со всасывающими и нагнетательными клапанами, линии отбора и нагнетания жидкости, сообщенные с выкидом и приемом насоса. На входной линии для воды параллельно размещен дополнительный насос, сообщенный с рабочим соплом жидкостно-газового эжектора, приемная камера которого соединена с газовой линией, а выкид - с верхними частями емкостей. Кроме того, на входе эжектора расположены регулирующий клапан и дроссель, причем запорный орган регулирующего клапана гидравлически сообщен с выкидом эжектора и входом в дроссель.

После того, как уровень воды в одной из емкостей снизится до минимальной величины датчик уровня передает сигнал на переключение подачи жидкости в обратном направлении. Переключение потоков производится с помощью управляемых трехходовых кранов.

Аналог, выбранный в качестве прототипа, обладает недостатком, состоящим в снижении надежности работы насоса из-за присутствия в воде твердых взвешенных частиц (ТВЧ) и частично нефти. В подтоварной воде, относящейся к агрессивным средам, используемой в качестве рабочей жидкости и перекачиваемой центробежным насосом, может содержаться до 300 мг/л и более ТВЧ, которые вызывают повышенный износ и коррозию рабочих колес насосов. В результате износа ухудшается напорная характеристика насоса, и в конечном итоге происходит выход его из строя.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности и эффективности работы насоса перекачки жидкости в емкости для вытеснения из них газа в выкидной коллектор.

Новизна технического решения состоит в том, что в известной установке, включающей две емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины, всасывающие и нагнетательные клапаны, установленные соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях, насос для перекачки рабочей жидкости, линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей, каждая из которых сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса, переключатель потоков жидкости, расположенный на этих линиях между насосом и емкостями, отличающаяся тем, что в каждой из емкостей размещены гибкие растягивающиеся мембраны, герметично разделяющие емкости на две равные части, а пространство каждой емкости над мембраной заполнено жидкостью, объемом, равным объему мертвого пространства над мембраной в газовой линии между верхней точкой емкости и клапанами для входа и выходы откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости.

На чертеже показана принципиальная схема насосной установки. Она состоит из двух вертикальных емкостей 1 и 2, верхние части которых соединены соответственно с приемными 3 и 4, а также нагнетательными 5 и 6 клапанами. Приемные клапаны 3 и 4 соединены параллельно с газовой линией 7, которая через задвижку 8 соединена с затрубным пространством 9 скважины 10. Нагнетательные клапаны 5 и 6 также параллельно соединены с газовой линией 11 и далее с выкидным коллектором 12 скважины, который через задвижку 13 соединен с колонной насосно-компрессорных труб 14, спущенной в скважину 10.

Нижние части емкостей 1 и 2 трубопроводами соответственно 15 и 16 сообщены с электромагнитным гидрораспределителем 17 (показан условно). Гидрораспределитель 17 трубопроводами 18 и 19 соединен соответственно со всасывающей и напорной сторонами насоса 20. На всасывающей линии 18 насоса 20 установлен фильтр 21 очистки рабочей жидкости от механических примесей. На напорной линии 22 насоса 20 установлен манометр 23 и датчик давления 24, а также предохранительный клапан 25. На линии 26, соединенной с линией 18, установлен обратный клапан 27, после которого линия 26 соединяется с питающей емкостью 28, заполненной рабочей жидкостью под атмосферным давлением. В эту же емкость входит напорная линия 22 насоса 20 после предохранительного клапана 25. Внутри емкостей 1 и 2 размещены гибкие растягивающиеся мембраны 29 и 30, герметично разобщающие верхние и нижние половины емкостей 1 и 2.

Полости в емкостях 1 и 2 под мембранами 29 и 30 полностью заполнены рабочей жидкостью, а полости над мембранами заполнены этой жидкостью небольших объемов 31 и 32.

В качестве рабочей жидкости может быть использовано, к примеру, техническое масло с низкой температурой замерзания.

Работа насосной установки состоит в следующем.

Обвязка емкостей 1 и 2 с насосом 20 через электромагнитный гидрораспределитель 17 позволяет откачивать рабочую жидкость из подмембранной полости емкости 1 в подмембранную полость емкости 2 и после полного заполнения последней переключатель поток срабатывает на обратную откачку жидкости из емкости 2 в емкость 1. На чертеже представлен случай откачки жидкости из емкости 1 в емкость 2. В этом цикле жидкость по линии 15 из полости емкости под мембранной 29 поступает в гидрораспределитель 17, линию 18 и далее через фильтр 21 на прием насоса 20. Насос 20 нагнетает поступившую жидкость по линии 19 в гидрораспределитель 17 и далее по линии 19 в полость емкости 2 под мембранной 30. В период перекачки жидкости из емкости 1 в емкость 2 в освобождающуюся полость емкости 1 над мембранной 29 под давлением из затрубного пространства будет поступать газ через открытую задвижку 8, газовую линию 7 и обратный клапан 3. В то же время из полости емкости 2 над мембраной вошедший в предыдущем цикле газ будет вытесняться в выкидной коллектор 12 скважины 10 через обратный клапан 6 и газовую линию 11. В момент достижения полного заполнения емкости 2 рабочей жидкостью гибкая растягивающаяся мембрана 30 примет форму верхней половины емкости 2 и перекроет доступ к дальнейшему поступлению жидкости в емкость 2. В этот момент в напорных линиях 19 и 22 резко возрастет давление рабочей жидкости и датчик давления 24 подаст сигнал в шкаф управления (на рис. не показан) на переключение электромагнитного гидропереключателя на обратную откачку рабочей жидкости из емкости 2 в емкость 1. Переключение потока рабочей жидкости на обратное направление производится за счет подачи электрического сигнала на один из электромагнитов гидрораспределителя 17.

Во избежание разрывов арматуры, емкости трубопроводов 16, 19 или 22 при возможном кратковременном росте давления в напорной линии насоса 20 выше допустимой величины на линии 22 срабатывает предохранительный клапан 25, сбрасывая через себя небольшую порцию рабочей жидкости в питающую емкость 28.

После переключения рабочая жидкость из полости под мембраной 30 емкости 2 будет по линии 16 поступать в гидрораспределитель 17 и далее по линии 18 поступать в насос 20, который будет нагнетать рабочую жидкость через линию 19, гидрораспределитель 17 и линию 15 в полость емкости 1 под мембраной 29.

Одновременно, по мере откачки из емкости 2 рабочей жидкости в нее по газовой линии 7 и через всасывающий клапан 4 будет поступать газ из затрубного пространства 9 скважины 10. В этом же цикле газ из полости емкости 1 над мембранной 29 будет вытесняться в выкидной коллектор 12 скважины через обратный клапан 5 и газовую линию 11.

В обоих циклах закачки рабочая жидкость заполняет емкость 1 и 2 до верхних точек их сферических поверхностей. Короткие вертикальные участки газопроводов над емкостями 1 и 2, а также участки между клапанами 3 и 5 и клапанами 4 и 6 остаются заполненными газом. Эти небольшие объемы, заполненные газом, образуют так называемые мертвые пространства, которые снижают давления нагнетания газа (степень сжатия) в полостях над мембранами 29 и 30, в циклах нагнетания из них газа. Заполнение полостей над мембранами 29 и 30 небольшими объемами 31 и 32 рабочей жидкости позволяет заполнить мертвые пространства жидкостью и увеличить давления нагнетания газа насосной установки.

В работе насосной установки возможны утечки рабочей жидкости в насосе 20. Это приведет к дефициту поступления рабочей жидкости на прием насоса, т.е. полное заполнение любой из емкостей 1 или 2 может быть не достигнуто. В этом случае давление на приеме насоса 20 снизится до значения ниже атмосферного. Поэтому на прием насоса 20 будет дополнительно поступать в необходимом количестве рабочая жидкость из питающей емкости 28 через обратный клапан 27. Таким образом, перекачка рабочей жидкость насосом 20 происходит в замкнутой системе без контакта с газовой фазой продукции скважины или с добываемой нефтью, что предупреждает попадание механических примесей на прием насоса.

Для обеспечения нормальной работы насосной установки напор, создаваемый насосом 20, должен превышать давление жидкости в выкидном коллекторе 12. Производительность насоса 20 выбирается исходя из необходимых объемов откачки газа из затрубного пространства скважины.

Технико-экономическими преимуществами насосной установки являются обеспечение высокой надежности работы насоса благодаря отсутствию механических примесей в перекачиваемой рабочей жидкости, а также возможность повышения давления нагнетания газа благодаря заполнению мертвого пространства емкостей жидкостью.