Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ УТИЛИЗАЦИИ НЕФТЯНОГО ГАЗА СО СКВАЖИНЫ В СИСТЕМУ НЕФТЕСБОРА

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения потерь газообразных углеводородов на нефтедобывающих скважинах. Технология применима для скважин, заблаговременно оборудованных дополнительным подземным оборудованием.

Перед ремонтом устьевой арматуры или подземного оборудования нефтедобывающей скважины необходимо давление в межтрубном пространстве (МП) скважины снизить до атмосферного значения, так как подъем глубинного оборудования можно осуществить только при отсутствии избыточного давления в скважине.

Как правило, кольцевое пространство в МП заполнено значительным объемом попутного нефтяного газа, в том числе легкими углеводородами, такими как метан, этан, пропан и бутан.

Вторая причина необходимости снижения давления в межтрубном пространстве связана с тем, что процесс дегазации нефти в МП идет постоянно, поэтому давление газа в МП постоянно растет, а динамический уровень постепенно приближается к приемным отверстиям глубинного насоса. Это ведет к повышению доли свободного газа в жидкости, поступающей на прием глубинного насоса и к срыву подачи последнего.

В связи с этим на многих нефтедобывающих промыслах периодически газ из межтрубного пространства выпускают в атмосферу частично или полностью. Такая практика неблаговидна по трем причинам. Во-первых, предприятие теряет определенное количество ценных углеводородов от метана до пропан-бутановых фракций и выше (гексан, октан и т.д.).

Во-вторых, выделяющийся в атмосферу метан ускоряет парниковый эффект планеты, ведущий к глобальным изменениям климата на всех континентах. В-третьих, выпуск газа в атмосферу является газоопасной и взрывопожароопасной процедурой и требует осуществления повышенных мер безопасности.

Снизить или полностью исключить выпуск ПНГ в атмосферу можно с помощью компрессорной установки, которая отбирает газ из скважин, повышает давление газа и закачивает его в трубопровод системы нефтесбора. Эти устройства не закупаются нефтяными компаниями из-за их высокой начальной стоимости и необходимости постоянного технического обслуживания.

Известно техническое решение по отбору и закачке попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин в систему нефтесбора с помощью эжекторных устройств (статья «Расчет и подбор устьевого эжектора для скважин, оборудованных электроцентробежными устройствами» / К.Р. Уразаков и др. // Нефтегазовое дело: электр. науч. ж-л. - 2013. - №4. - С. 212-224. http://www.ogbus.ru. Эжекторные устройства не применяются на нефтедобывающих скважинах вследствие того, что для их режимной работы необходимы стабильные подачи жидкости и газа, что невозможно в сложной системе «пласт-скважина-насос».

Наличие на устье скважины перепускного клапана решает проблему утилизации ПНГ перед разгерметизацией скважины только частично - пропуск газа из межтрубного пространства в систему нефтесбора прекращается при выравнивании давлений в МП и в выкидной линии скважины, соединенной с системой нефтесбора.

Сегодня для нефтяных компаний является актуальным техническое решение, которое бы удовлетворяло условиям эксплуатации всех нефтедобывающих скважин независимо от способа добычи нефти и наличия соседствующих скважин. Необходима технология, которая известным путем -повышением давления газа в межтрубном пространстве - отобрать весь газ из скважины в систему нефтесбора перед его разгерметизацией с тем, чтобы попутный нефтяной газ не попал в атмосферу.

Поставленная техническая задача по изобретению решается следующим образом. Предварительно до начала эксплуатации скважины в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) устанавливают два клапана: обратный клапан над глубинным насосом и выше него в непосредственной близости - клапан трехпозиционный типа КОТ-93, выполняющий роль перепускного клапана в сторону межтрубного пространства (кольцевое пространство между НКТ и обсадными трубами скважины). Для утилизации нефтяного газа в систему нефтесбора межтрубное пространство скважины на устье скважины соединяют патрубком с системой нефтесбора, а в колонну НКТ с помощью передвижного насосного агрегата закачивают высокоминерализованную воду с последующим переводом под давлением этой воды в межтрубное пространство через трехпозиционный клапан до тех пор, пока межтрубное пространство (МП) не заполнится высокоминерализованной водой до устья скважины, вытесняя при этом нефтяной газ и нефть из МП в систему нефтесбора. Вытеснение газа и нефти в систему нефтесбора ведут до тех пор, пока из пробоотборника на патрубке, соединяющем МП и систему нефтесбора, не появится высокоминерализованная вода.

При отсутствии передвижного насосного агрегата воду в колонну НКТ закачивают из ближайшей нагнетательной скважины с помощью водовода высокого давления и снижения давления на устье скважины до необходимого уровня путем прикрытия задвижки или применения регулируемого штуцера.

Схема стандартного и дополнительного глубинного и устьевого оборудования скважины приведена на чертеже, где числами обозначены элементы скважины: 1 - обсадная колонна; 2 - колонна насосно-компрессорных труб; 3 - глубинный насос; 4 - обратный клапан; 5 - клапан трехпозиционный типа КОТ-93; 6 - угловой вентиль МП на устье скважины; 7 - патрубок соединения МП с системой нефтесбора; 8 - пробоотборник; 9 - коллектор системы нефтесбора; 10 - передвижной насосный агрегат или нагнетательная скважина для закачки высокоминерализованной воды в колонну НКТ; 11, 12, 13 - задвижки; 14 - межтрубное пространство скважины с газом; 15 - перепускной клапан в приустьевой зоне.

Способ реализуется выполнением последовательных действий: 1. В скважину спускают на колонне НКТ 2 глубинный насос 3 с обратным клапаном 4 и клапаном трехпозиционным типа КОТ-93 (позиция 5). Источник информации по клапану - Каталог продукции НПФ "Пакер". -2011.- №10 - С. 106-107; http://www.npf@paker.ru.

2. Со временем в межтрубном пространстве скважины 14 накапливается значительное количество попутного нефтяного газа, который и необходимо транспортировать в систему нефтесбора перед тем как разгерметизировать скважину.

3. Работу насоса 3 останавливают, часть газа из МП скважины переводят в систему нефтесбора через устьевой перепускной клапан 15 в автоматическом или ручном режиме до снижения давления в МП до давления в системе нефтесбора.

3. Межтрубное пространство скважины с помощью патрубка 7 соединяют с коллектором системы нефтесбора 9, задвижку 12 закрывают.

4. Через задвижку 11 с помощью передвижного насосного агрегата 10 или ближайшей нагнетательной скважины в колонну НКТ закачивают минерализованную воду. Согласно паспортным данным при превышении давления определенной величины (примерно 9-15 МПа) клапан типа КОТ-93 открывается в сторону МП, и минерализованная вода поступает в межтрубное пространство.

5. Уровень жидкости в МП поднимается до устья, вытесняя при этом весь нефтяной газ в систему нефтесбора. Из пробоотборника 8 на первой стадии закачки воды выходит только газ, затем - нефть и на конечной стадии появляется минерализованная вода.

6. Появление воды из пробоотборника 8 будет свидетельствовать о том, что и газ и нефть с растворенным газом удалены из скважины.

По изобретению предложено транспортировать весь ПНГ из межтрубного пространства в систему нефтесбора без компрессора путем доставки в МП минерализованной воды до устья скважины. Поставленная техническая задача выполнена без привлечения дополнительной энергии и с необходимой эффективностью - в атмосферу исключается попадание легких углеводородов при разгерметизации скважины.

По изобретению предложено межтрубное пространство скважины использовать как гигантский поршневой насос, в котором роль поршня играет высокоминерализованная вода, в которой, как известно, менее всего растворяется попутный нефтяной газ. Способ не применим на скважинах, имеющих тенденцию к поглощению жидкостей продуктивным пластом. Таких скважин на нефтяных месторождения, как правило, не более 5%, поэтому применение данной технологии на оставшихся скважинах должно улучшить экологическую обстановку вокруг скважинной добычи нефти.