Способ добычи нефти с повышенным содержанием газа из скважин и устройство для его осуществления

Предлагаемые технические решения объединены единым изобретательским замыслом и относится к нефтяной промышленности, а именно, к эксплуатации скважин механизированным способом и могут быть использованы для вывода скважин на установившийся режим работы с высоким значением содержания газа в добываемой продукции. В практике нефтедобычи встречаются нефтяные залежи с высокими значениями газосодержания (газовым фактором Gф), от десятков до сотен кубических метров газа на одну тонну добываемой нефти. Растворенный в нефти газ, поступающий из продуктивного пласта в скважину вместе с жидкой фазой (нефть, вода), осложняет работу насосного внутрискважинного оборудования: снижает коэффициент полезного действия насосов, вызывает образование газогидратных пробок в межтрубном пространстве и, в целом, снижает эффективность работы системы пласт-скважина-насос.

Известен способ откачки нефти из скважин с большим содержанием газа и электропогружная установка для его осуществления, защищенная патентом RU 2380521. При реализации этих технических решений в кольцевое (межтрубное) пространство скважины, с помощью компрессорной установки закачивают сжатый инертный газ, а для изменения темпа откачки скважинной продукции используют наземную станцию управления, с функцией изменения частоты питающего тока. Использование этой технологии усложняет процесс вывода скважины на установившийся режим работы и требует дополнительных материальных и трудовых затрат.

Известно техническое решение на способ подъема газожидкостной смеси скважин и установка для его осуществления, защищенное патентом RU 2114282. Для реализации этого технического решения в скважине размещают последовательно два насоса, а также устанавливают дополнительное оборудование для разрушения эмульсии (деэмульсаторы) и емкости для поверхностно-активных веществ. Это технологическое и техническое усложнение внутрискважинного оборудования не приводит к оптимизации работы насосного оборудования и использованию подъемной силы попутного газа. Известен способ добычи нефти в осложненных условиях по патенту RU 2078910 (способ добычи нефти Дуплихина) - прототип. По известному способу добычи нефти избыточное давление газа из межтрубного пространства сбрасывают через перепускной клапан, устанавливаемый на насосно-компрессорных трубах (НКТ) ниже зоны отложения парафина. Причем глубину спуска перепускного клапана определяют по выражению, являющемуся существенным отличительным признаком, включенным в формулу изобретения. Однако при анализе этого выражения установлено, что, в приведенной формуле не учтены такие важнейшие показатели, как давление насыщения нефти газом, газосодержание нефти (газовый фактор), обводненность поступающей из пласта продукции. При таком математическом изложении, приведенная формула, не может иметь практического применения и является ошибочной. Если использовать это выражение, например, при отсутствии проблем с парафином, т.е. при Нп=0, то глубина спуска перепускного клапана будет иметь отрицательное значение и спуск перепускного клапана по технологии, защищаемой патентом RU 2078910 при отсутствии отложений парафина в полости НКТ, не имеет смысла.

Цель изобретения - повышение эффективности работы системы пласт-скважина-насос при выводе насосного оборудования и скважины на длительный установившийся режим работы при добыче нефти с повышенным содержанием газа.

Указанная цель достигается тем, что, в предварительно заглушенную скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ), с обновленной насосной установкой. Например, спускают УСШН (установка скважинного штангового насоса). УСШН оснащают хвостовиком, составленным из НКТ (длиной не менее 100 м), приемным фильтром и пусковой муфтой (ПМ), установленной в нижней части насоса. В состав насосно-компрессорных труб на расчетной глубине (Нсп ГПК) устанавливают газоперепускной клапан (ГПК), разработанный применительно для данной технологии. В устьевой арматуре скважины, вместо известного обратного клапана, стравливающего избыточное давление попутного газа из межтрубного пространства скважины в линию нефтесборного коллектора, устанавливают многофункциональный клапан (МК), с функциональной возможностью, обеспечивать дозированную подкачку скважинного флюида через штуцер из манифольда (нефтесборный коллектор) в кольцевое пространство скважины. После выполнения всех операций, предусмотренных технологическим регламентом, по: - опрессовке нефтесборных коллекторов и устьевой арматуры; - динамографированию УСШН; - определению статического (Нет) и динамического (Ндин) уровней в скважине; - приведению в рабочее состояние системы нефтесбора, затрубную задвижку (Ззат) закрывают, а станок-качалку запускают в работу с контролем объема извлеченной из скважины жидкости. После отбора из скважины УСШН известного объема жидкости глушения, затрубную задвижку открывают и пополняют межтрубное пространство скважины, с темпом от 40% до 50% от производительности УСШН, из системы нефтесбора. Жидкость проходит через штуцер, размещенный в МК, для предупреждения срыва подачи УСШН и его заклинивания из-за дефицита жидкости в скважине при слабом начальном ее поступлении. В дальнейшем, без остановки работы станка-качалки, приток жидкости из пласта и кольцевого пространства откачивают УСШН, создавая оптимальную депрессию (ΔР) на продуктивный пласт, а выделившийся из нефти попутный газ направляют в кольцевое пространство скважины для последующего его использованием в качестве энергетического компонента для верхней части подвески НКТ по принципу газлифта. После повышения давления (Рзатр) в кольцевом межтрубном пространстве скважины на устье, соизмеримого с давлением в линии нефтесборного коллектора (Рл), пополнение скважины из системы нефтесбора прекращают и затрубную задвижку (Ззат) закрывают для дальнейшего заполнения межтрубного пространства попутным газом. После увеличения давления в кольцевом межтрубном пространстве скважины (Рзат) на устье до расчетного давления на приеме насоса (Рр.пн), дальнейший приток газа из затрубного пространства направляют через ГПК во внутреннюю полость НКТ для реализации газлифтного эффекта. Оценку давлений в кольцевом пространстве (Рзатр) и в линии нефтесборного коллектора (Рл), в процессе вывода на стационарный режим работы, проводят по установленным на устьевой арматуре измерительным приборам. Расчетное давление на приеме насоса (Рр.пн) по Г.Н. Суханову [1] с 658 (вне зависимости от обводненности скважинной продукции) оценивают по соотношению:

где: - Рнас - давление насыщения нефти газом, МПа.

Для нефтяных залежей, осложненных повышенными значениями газового фактора (Gф -70…350 м3/т), давление насыщения (Рн - 9…18 МПа) [2] с 91.

Следовательно, расчетное значение на приеме насоса (Рр.пн) для скважин, осложненных повышенным значением газового фактора, с учетом формулы (1), будет находиться в пределах Рр.пн=2,7…5,4 МПа.

Используя формулу барометрического нивелирования Лапласа-Бабинэ [3] с. 93 по расчетному значению давления у приема насоса (Рр.пн) - границы раздела фаз (жидкость-газ), являющейся существенным отличительным признаком по предлагаемому способу, можно определить оптимальное (Рзо) затрубное давление на устье скважины, которое нужно поддерживать по данному техническому решению с помощью газо-перепускного клапана

(ГПК), установленному на обоснованной расчетами глубине, дросселирующего накопившийся избыток газа в полость насосно-компрессорных труб (НКТ).

где: е - 2,718- основание натурального логарифма;

ρ - относительная плотность газа по воздуху;

Н - динамический уровень в скважине по вертикали, м;

Zcp - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости газа;

Тср - среднее значение температуры в стволе скважины, °К.

Для примера возьмем следующие значения: Рр.пр - 4 МПа; Zcp - 0,88; Н - 1500 м; Тср - 300°К. При этом, подставляя в уравнение (2), принятые значения параметров, получим:

Глубину размещения газо-перепускного клапана (ГПК), в колонне НКТ определяем по предложенной, для данного технического решения, эмпирической формуле

где: Рз.о и Рл - избыточное давление в кольцевом пространстве на устье скважины и в линии нефтесбора, соответственно, кг/см²;

Gф - значение газового фактора, м³/т;

В - обводненность скважинной продукции, доля единицы;

g - 9,81 - ускорение свободного падения, м/с²;

ρ_н, ρ_в - плотность нефти и плотность воды в поверхностных условиях, кг/м³;

Подставив в формулу (3) выражения из формул (1) и (2), получим обобщенное выражение для определения глубины спуска газо-перепускного клапана

где

Для примера: Рнас=98 кг/см²; Рл - 8 кг/см²; Gф - 100 м³/т; В - 0,5; ρ_н - 815 кг/м³; ρ_в - 1010 кг/м³; g - 9,81 м/с²;

После подстановки данных в формулу (4) и выполнения расчетов, получим глубину установки газо-перепускного клапана (Нсп гпк), равную 290 м. Это решение по переносу «точки» стравливания попутного газа из кольцевого пространства скважины на обоснованную расчетную глубину 290 м позволит, без дополнительных энергетических затрат на электропрогрев известного устьевого клапана, одновременно снизить энергозатраты на подъем скважинной продукции за счет проявления газлифтного эффекта в верхней части НКТ.

Пусковая муфта (ПМ), размещенная между приемной части скважинного штангового насоса и его хвостовиком, составленным из НКТ длиной до 100 м, являющихся продолжением всасывающей части насоса, и выполнена с возможностью пропускать через боковой канал (штуцер) дозированное количество газа из скважины. ПМ включается в работу газом автоматически, когда динамический уровень в скважине понижается до приемной части насоса, т.е. до глубины размещения пусковой муфты. Поступление порции

попутного газа в цилиндр насоса автоматически снизит его производительность до получения равенства Qж=Qн, т.е приток из пласта Qж будет равен его отбору насосом Qн. Расход газа Qг можно определить из соотношения, полученного после преобразования формулы для измерения расхода газа через штуцер 1V.129 из [3] с. 168.

где: α - коэффициент расхода штуцера, (диапазон расчетного применения α=0,60…0,62);

ε - поправочный коэффициент на расширение струи, (диапазон расчетного применения ε=0,90…0,95);

k_t - поправочный коэффициент на тепловое расширение штуцера (диапазон расчетного применения k_t=1,0…1,01);

k₁ - поправочный коэффициент на остроту кромки штуцера (диапазон расчетного применения k₁=1,0…1,032);

d - внутренний диаметр штуцера, см;

p1 - давление в трубопроводе, мм рт.ст.;

h - гидравлические потери в хвостовике, мм рт.ст.;

z - коэффициент сжимаемости газа при давлении p1;

ρ - относительная плотность газа по воздуху;

Т - абсолютная температура газа в трубопроводе, K.

При этом диаметр штуцера в пусковой муфте (dшт) по заявляемой в качестве изобретения технологии рекомендуется определять по выражению (6)

где Q_ж - суточный отбор скважинной продукции, м³;

В - обводненность скважинной продукции, доля единицы;

ρ_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

G_ф - газовый фактор, м³/т.

Для примера, подставим в уравнение (5) следующие значения исходных параметров:

Qж - 25 м³/сут; В - 0,4; ρн - 0,815 т/м³; G_ф - 150 м³/т; α - 0,6; ε - 0,95; k_t - 1 k₁-1; p1 - 3040 мм рт.ст.; h - 7,6 мм рт.ст.; Т – 330K; ρ_н - 0,89 т/м³; z - 0,9. При этом получим dшт≈3 мм.

Реализация предложенных выше технических решений, в частности: УСШН, с хвостовиком и размещенной между ними пусковой муфты, газоперепускного клапана, встроенного в НКТ на оптимальной глубине, пошаговый способ вывода на установившийся режим отбора газожидкостной смеси из скважины, претендующих на признание, как «существенные отличительные признаки», позволяют устранить, для известных на практике и рассмотренных в качестве аналогов, целый ряд существенных недостатков, а также обеспечит получение положительных результатов. При этом исключается «оголение» приема скважинного штангового насоса и предупреждается его преждевременный износ и заклинивание на стадии вывода скважины на режим с дефицитом жидкости. Этот негативный признак известной технологии решен путем пополнения скважины из системы нефтесбора. Исключается замерзание устьевого клапана, вызванного проявлением эффекта Джоуля-Томсона, при дросселировании газа из затрубного пространства в нефтесборную линию, в связи с переносом его функций на специально разработанный газоперепускной клапан (ГПК), установленный в области положительных температур на обоснованной расчетами глубине. Повышается коэффициент наполнения насоса при оптимизации давления на приеме насоса, снижаются энергетические затраты на подъем жидкости из скважины.

Сущность изобретения поясняется на чертежах, где на фиг. 1 приведен общий вид скважины в разрезе. На фиг. 2 приведена схема устьевого многофункциональго клапана (МК). На фиг. 3 приведена схема газоперепускного клапана (ГПК). На фиг. 4 приведено сечение ГПК в

плоскости каналов (d₈) ввода газа из кольцевого пространства клапана во внутреннюю полость НКТ. На фиг. 5 приведено сечение ГПК по каналам (d₇) движения газа из затрубного пространства вовнутрь клапана. На фиг. 6 приведена схема фрагмента сечения стенки ГПК при движении газа из межтрубного пространства скважины во внутреннюю кольцевую полость клапана. На фиг. 7 приведена схема размещения и закрепления (заделки) упруго-эластичной цилиндрической втулки 37, выполняющей функцию консольного запорного элемента, в корпусе клапана.

Предлагаемый способ добычи из скважин нефти, с высоким содержанием газа может быть реализован, с применением следующих технически связанных между собой устройств, конструктивных и технологических решений.

Внутрискважинное оборудование фиг. 1 включает в себя эксплуатационную колонну 1, в которую из продуктивного пласта 2, через перфорационные отверстия (на фиг. 1 не показано), поступает нефть и газ с дебитом Qн, Qг, при забойном давлении (Рзаб). Во внутренней полости эксплуатационной колонны 1 на глубине (Нсп сшн) размещена компоновка УСШН (установка скважинного штангового насоса), включающая цилиндр насоса 3, плунжер 4, всасывающий 5 и нагнетательный 6 клапаны, хвостовик 7. В нижней части хвостовика 7 установлен приемный фильтр 8. Между цилиндром насоса 3 и хвостовиком 7 установлена пусковая муфта 9, со сменным штуцером 10. Плунжер 4 через муфту 11 соединен с колонной насосных штанг 11, которые, с помощью переходной муфты 13, соединены с полированным штоком 14, совершающим возвратно поступательные движения. Цилиндр насоса 4 соединен с насосно-компрессорными трубами 15, которые закреплены в планшайбе устьевой арматуры.

Наземное оборудование включает: планшайбу 16, крестовик 17, колонную головку 18, тройник 20. Задвижки 21, 22, 23 используют для управления работой скважины. К внешней стороне задвижки 21, для контроля затрубного

давления, присоединен манометр 24. Между фланцами задвижки 22 и выкидным коллектором 25 установлен многофункциональный клапан 26. Его принципиальная схема показана на фиг. 2.

Герметизация полированного штока 14, от действия избыточного давления в скважине при его возвратно-поступательных движениях, обеспечивается сальниковым узлом 13. Оценка значения избыточного давления в системе выкидного коллектора обеспечивается манометром 27.

Для стравливания избыточного объема попутного газа из кольцевого межтрубного пространства скважины на расчетной, для заявленной технологии, глубине (Нсп гпк), установлен газо-перепускной клапан (ГПК) 19. Схема газо-перепускного клапана показана на фиг. 3.

Многофункциональный клапан (фиг. 2) состоит из корпуса 28, в котором форма и присоединительные размеры соответствуют применяемым в устьевой арматуре уплотнительным металлическим кольцам, например, по ГОСТ 53561-2009, что позволяет провести адекватную замену стандартного прокладочного кольца, используемого в арматурах устья скважины, на МК. В расточке внутренней части корпуса 28 МК размещена грибовидная тарелка-клапан 29, снабженная цилиндрическими шейками для соосного расположения в отверстиях корпуса 28 и крышки 31. По центральной оси тарелки 29 клапана выполнено отверстие ∅₂ с внутренней резьбой ∅₄. Движение тарелки 29 ограничено: с одной стороны - ответной уплотняющей конической поверхностью в корпусе 28; с другой - пружиной 30 и крышкой 31, которая выполнена с наружной резьбой, взаимодействующей с ответной резьбой корпуса 28. В резьбовой крышке 31 и в корпусе клапана 28 выполнены продольные каналы ∅₁ и ∅₃ для прохода газо-жидкостной смеси, а также соосные с клапаном отверстия ∅₅ и ∅₆ для продольного возвратно-поступательного движения тарелки клапана 29.

Газо-перепускной клапан (фиг. 3) представляет полую цилиндрическую конструкцию, с трубными коническими присоединительными резьбами:

нижняя - ниппельная 32; верхняя - муфтовая 33. На корпус ГПК 34 с помощью резьбы 35 установлена цилиндрическая обечайка 36. В кольцевом зазоре между корпусом 34 и обечайкой 36 установлен консольный клапан, выполненный в виде упруго-эластичной цилиндрической втулки 37. Втулка 37 в верхней части неподвижно закреплена между рифленым коническим участком 38 корпуса 34 и уплотняющей поверхностью на участке длиной S обечайки 36. В свободном, ненагруженном состоянии, упруго-эластичная цилиндрическая втулка 37 своей наружной поверхностью примыкает к двум внутренним цилиндрическим пояскам 39, 40 на обечайке 36. Пояски 39 и 40 разделены между собой круговой канавкой 41 радиусом R₁, в которую с внешней стороны обечайки 36 просверлены отверстия ∅₇ для прохода газа. В качестве пояснения на фиг. 5 показано сечение ГПК в плоскости Б-Б. Конструктивная толщина h стенки втулки 37 (фиг. 7) обеспечивает заданную герметичность и прочность при проведении, при необходимости, сопутствующих добыче известных технологических операций. К нижней части корпуса 34 с помощью резьбы 42 навинчен переводник 43 с уплотнительным кольцом 44. На фиг. 4 показано сечение ГПК в плоскости А-А с выходными отверстиями ∅₈ для газа. Внутренний проходной диаметр ∅₉ составляет не менее 55% от наружного диаметра ∅₁₀ ГПК, что обеспечивает возможность его использования в скважинах, как при эксплуатации скважинными штанговыми насосами, с размещением насосных штанг внутри ГПК, так и при эксплуатации электроцентробежными насосами, с внешним расположением силового кабеля на НКТ.

Способ добычи нефти с повышенным газосодержанием из скважин и устройство осуществляют следующим образом. Для эксплуатации продуктивного пласта 2 в «заглушенную» скважину спускают установку скважинного штангового насоса (УСШН) с хвостовиком на расчетную глубину, отстоящую на 50-100 м выше кровли продуктивного пласта.

Продукция пласта 2 поступает в эксплуатационную колонну 1 после создания депрессии (ΔР) на продуктивный пласт. Это условие начинает выполняться после откачки из эксплуатационной колонны жидкости глушения и понижения уровня в скважине. При этом темп отбора жидкости из скважины, после запуска в работу УСШН, в значительной степени опережает приток жидкости из продуктивного пласта, т.к. на практике имеет место процесс освоения (очистки) призабойной зоны скважины от негативного влияния жидкости глушения. Процесс освоения и выход продуктивного пласта и скважины на установившийся режим работы может продолжаться несколько суток. При использовании традиционного подхода к выводу скважин на режим, путем остановки УСШН для наполнения скважины (подъема динамического уровня Ндин) из продуктивного пласта, в том числе по способу, изложенному в наиболее близком по технической сущности аналоге, получить плавный вывод и дальнейшую устойчивую работу УШГН для нефтяных пластов с большим газосодержанием не представляется возможным. Таким образом, предлагаемое техническое решение, направлено в том числе и на то, чтобы при работе скважины в режима освоения пласта, на ее забое было создано предельно-допустимое давление, обеспечивающее оптимальную депрессию (ΔР) на пласт, для ускорения процесса освоения (очистки) призабойной зоны и с минимальными рисками для насосного оборудования. Это условие выполняется поэтапными технологическими операциями в следующей последовательности. Откачивают из скважины жидкость глушения в полном объеме. Затем, без остановки работы УСШН, скважину пополняют из системы нефтесбора пластовым флюидом через штуцер многофункционального устьевого клапана, с расходом от 40% до 50% от производительности УСШН, до момента выравнивания давления в межтрубном кольцевом пространстве, с давлением в системе нефтесборного коллектора. Накапливают попутный газ в кольцевом пространстве скважины при закрытой устьевой задвижке, до расчетного оптимального давления

(Рр.пр) на приеме УСШН, с последующем его дросселированием в внутреннюю полость НКТ, через специально разработанный для этих целей, в газоперепускной клапан. Установившийся режим работы системы пласт-скважина-насос (Qж, Ндин) поддерживают степенью заполнения цилиндра УСШН при каждом акте всасывания жидкости из удлиненного хвостовика и газовой фазы из затрубного пространства через периодически «оголяющийся» штуцер пусковой муфты, которая при выводе на режим находится в пограничном слое динамического уровня (Ндин) в скважине. Если динамический уровень находится выше пусковой муфты, - в цилиндр насоса поступает жидкость из хвостовика, а если динамический уровень опустился ниже пусковой муфты, то в цилиндр насоса дополнительно, через штуцер подсасывается газ из затрубного пространства. При этом коэффициент наполнения цилиндра насоса снижается и, соответственно, производительность УСШН. Наступает самонастраивающийся (установившийся) режим работы УСШН.

Список литературы

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. – М/: М71 ФГПУ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губнина, 2003.

2. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / А.А. Багаутдинов, С.Л. Барков, Г.К. Белевич и др. Т. 2 - М.: ВНИИОНГ, 1996. - 352 с.

3. Теребин Ф.А. и др. Добыча природного газа. М., «Недра», 1976, 368 с.

4. ГОСТ 53561-2009. Прокладки овального, восьмиугольного сечения, линзовые стальные для фланцев. Арматура трубопроводная. Издательство стандартов.