СПОСОБ ОТБОРА ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА И КОМПЛЕКС АГРЕГАТОВ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для повышения эффективности и надежности механизированной добычи газированных нефтяных флюидов из скважин снятием избыточного давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве.

Известен «Способ снятия избыточного давления газа из межтрубного пространства скважины при эксплуатации погружными электронасосами» (патент RU №2081998 C1 Е21В 43/00, 1997 г.), заключающийся в установке на насосно-компрессорных трубах выше установившегося динамического уровня струйного насоса, который позволяет при прохождении через него добываемой жидкости откачивать из межтрубного пространства скважины газ.

Недостатками этого способа является низкая производительность струйного насоса по газу в малодебитных скважинах, так как для достижения эффекта эжектирования необходима высокая скорость эжектирующей жидкости, то есть нефтяного флюида, в насосно-компрессорных трубах, что, следовательно, не исключает возникновения избыточного давления в затрубном пространстве, и не реализуемость в скважинах со штанговыми винтовыми и плунжерными насосами, так как колонна штанг не позволяет разместить струйный насос внутри колонны труб. С конструктивной и эксплуатационной точек зрения недостатками являются низкие долговечность и надежность из-за интенсивного абразивного разрушения сопла струйного насоса мехпримесями в откачиваемом флюиде и сложность обслуживания из-за внутрискважинного размещения комплекса основного и струйного насосов.

Известно «Устройство для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины» (патент RU №2567571 C1 Е21В 43/00 (2006.01) Бюл. №31, 2015), включающее цилиндр насоса для входа и выхода перекачиваемой жидкости, плунжер в цилиндре, обратные клапаны, расположенные по обе стороны цилиндра и сообщающие полость цилиндра с затрубным пространством скважины, отличающееся тем, что плунжер в цилиндре, размещенном на дневной поверхности скважины, выполнен в виде двух поршней, соединенных штоком, проходящим через сальник цилиндра, по обе стороны которого к цилиндру через переключатель потока подведены линии для входа и выхода добываемой продукции, одна из которых соединена с выкидным коллектором скважины до разрывной задвижки в коллекторе, а другая после нее, к обоим торцам цилиндра через одну пару обратных клапанов подведены газовые линии от затрубного пространства, а через другую пару клапанов торцы цилиндра соединены с выкидным коллектором после разрывной задвижки, причем в торцах цилиндра установлены электрические контакты, соединенные с электромагнитным приводом переключателя потока.

Недостатками этого устройства является низкая производительность по газу в малодебитных по добываемому флюиду скважинах, так как флюид является рабочим агентом для устройства, определяющим число ходов спаренных поршней, а следовательно и производительность устройства по газу, а также невозможность сбалансировать производительность по газу с объемом выделяющегося в затрубное пространство газом, так как этот баланс зависит не только от соотношения объемов «газ-флюид», но и от соотношения диаметров спаренных поршней и соединяющего их штока. Перечисленные недостатки не позволяют исключить избыточное давление в затрубном пространстве. Существенным недостатком этого устройства является и сложность конструкции, что снижает его надежность и работоспособность.

Наиболее близким к заявленному изобретению (прототипом) является «Насосная установка для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины» (патент RU №2630490 C1 Е21В 43/00 (2006.01) Бюл. №26, 2017), включающая 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 выхода откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости.

Недостатки насосной установки для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины заключаются в его автономной работе, не связанной с объемом сепарирующегося в затрубное пространство газа, а также в ограниченной производительности по газу, зависящей от производительности насоса по перекачке рабочей жидкости и объема ее емкостей, что особенно значимо при интенсивном выделении газа в затрубное пространство, и не позволяет исключить возникновение избыточного давления в затрубном пространстве скважины. Сложность же конструкции и наличие гидрораспределителя и растягивающихся мембран делают конструкцию ненадежной и существенно снижают работоспособность.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение дебита скважины и производительности скважинного насоса снятием избыточного давления попутного нефтяного газа, выделяющегося, а также и сепарируемого скважинными устройствами, в затрубное пространство, уменьшающего депрессию на пласт и снижающего динамический уровень в скважине.

Поставленная задача решается тем, что в способе отбора попутного нефтяного газа из затрубного пространства скважины, заключающемся в откачке газа в промысловый коллектор через боковой отвод скважинной арматуры, согласно изобретению отбор газа осуществляют сочетанием постоянной откачки газа с периодическим вытеснением его технологической жидкостью, совместимой с продукцией скважины, подаваемой в затрубное пространство со скоростью потока на 25-30% большей скорости всплытия газа в этом потоке технологической жидкости и в объеме, необходимом для 95-100% заполнения затрубного пространства, причем подача технологической жидкости кратно превышает подачу погружного насоса. Для реализации этого способа предложен комплекс агрегатов для отбора попутного нефтяного газа, содержащий агрегат насосной установки для откачки газа из затрубного пространства, установленный на промысловом коллекторе скважины, согласно предлагаемому изобретению дополнительно снабженный агрегатом вытеснения газа из затрубного пространства, состоящим из буферной емкости для технологической жидкости и насоса, сообщенного всасывающей и нагнетательной линиями соответственно с буферной емкостью и с затрубным пространством скважины, и связанного каналом связи с датчиком давления в затрубном пространстве, при этом агрегат насосной установки для откачки газа выполнен в виде струйного насоса, приемная камера которого через боковой отвод скважинной арматуры сообщена с затрубным пространством скважины.

Комплекс агрегатов для отбора попутного нефтяного газа представлен на фигуре.

Комплекс агрегатов для отбора попутного нефтяного газа из затрубного пространства 1 скважины 2 со скважинным насосом (не показан), установленным на насосно-компрессорных трубах 3 состоит из двух агрегатов, один из которых (агрегат насосной установки для откачки газа из затрубного пространства) выполнен в виде струйного насоса 4, установленного на промысловом коллекторе 5 скважины 2 и сообщенного посредством бокового отвода 6 скважинной арматуры с затрубным пространством 1, а второй агрегат 7, являющийся агрегатом вытеснения газа из затрубного пространства, включает буферную емкость 8 для технологической жидкости и насос 9, сообщенный всасывающей 10 и нагнетательной 11 линиями соответственно с буферной емкостью 8 и затрубным пространством 1 скважины, а каналом 12 связи - с датчиком 13 давления газа в затрубном пространстве 1.

Способ отбора газа с помощью комплекса агрегатов для его осуществления согласно заявляемому изобретению реализуется следующим образом.

Откачиваемый скважинным насосом флюид по насосно-компрессорным трубам 3 поступает в струйный насос 4 и, проходя через его сопло, создает в приемной камере разрежение, в которую засасывается из затрубного пространства 1 по боковому отводу 6 скважинной арматуры попутный нефтяной газ, который смешивается с откачиваемым флюидом и увлекается им в промысловый коллектор 5. Ввиду невозможности обеспечения баланса поступающего в затрубное пространство 1 газа и откачиваемого струйным насосом 4, особенно при применении газовых сепараторов, а также при низкой скорости истекания флюида из сопла струйного насоса, характерного для малодебитных скважин, давление газа в затрубном пространстве постепенно повышается и при достижении установленного допускаемого значения от датчика 13 давления по каналу 12 связи передается команда на включение насоса 9 агрегата 7, который перекачивает технологическую жидкость по всасывающему линии 10 из буферной емкости 8 в затрубное пространство 1 по нагнетательной линии 11 до 95-100% его заполнения, причем со скоростью истечения потока из нагнетательной линии 11 на 20-25% выше скорости всплытия газа в этом потоке для предотвращения прорыва газа в буферную емкость 8 и далее в атмосферу, а также с кратным превышением подачи насоса 9 агрегата 7 по сравнению с подачей скважинного насоса для достижения эффекта заполнения затрубного пространства 1 технологической жидкостью за счет чего и реализуется заявленный способ. По мере заполнения жидкостью затрубного пространства 1 газ из него вытесняется в промысловый коллектор 5 по боковому отводу 6. При достижении 95-100% заполнения жидкостью затрубного пространства 1 насос 9 агрегата 7 отключается, уровень технологической жидкости, откачиваемой вместе с флюидом, опускается, освобождая пространство для следующего цикла заполнения его газом.

Технико-экономическим преимуществом предложенного способа и комплекса агрегатов для его осуществления является увеличение притока нефти в скважину благодаря увеличению депрессии на пласт с увеличением эффективности скважинного насоса за счет повышения динамического уровня флюида в скважине и надежности всего скважинного оборудования благодаря уменьшению напора, требуемого от скважинного насоса. Эффективность повышается и за счет возможности использования технологической жидкости для улучшения состояния призабойной зоны пласта и скважинного оборудования приданием ей необходимых физико-химических свойств.