Устройство для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины

Устройство для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины

Реферат

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 жидкостный 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 близкой к предложенному устройству является установка скважинного штангового насоса, позволяющая осуществлять принудительную откачку газа из затрубного пространства в колонну НКТ и в выкидной коллектор скважины с помощью дополнительного насоса, установленного в верхней части колонны насосно-компрессорных труб и состоящего из цилиндра с проточным плунжером, расположенного в колонне НКТ, обратными клапанами, расположенными по обе стороны цилиндра для периодического всасывания в цилиндр газа из затрубного пространства скважины и последующего нагнетания газа в насосно-компрессорные трубы и в выкидной коллектор скважины (Патент №122453 на полезную модель «Установка скважинного штангового насоса». Заявл. 24.04.2012 г. Опубл. 27.11.2012 г.). Кроме того, в плунжере дополнительного насоса и на устье скважины установлена дополнительная пара обратных клапанов, позволяющая в совокупности с указанными выше клапанами производить отбор газа из затрубного пространства за каждый ход плунжера насоса. Таким образом, циклически из затрубного пространства как при ходе вверх, так и при ходе насоса вниз отбирается порция газа и закачивается дополнительным насосом в выкидной коллектор скважины. За счет этого снижается давление газа в затрубном пространстве.

Недостатком такой установки является невозможность ее применения при других способах механизированной добычи нефти, к примеру, погружными центробежными или винтовыми насосными установками.

Технической задачей предложенного устройства является обеспечение возможности откачки газа из затрубного пространства в выкидной коллектор скважины для различных способов механизированной добычи нефти.

Поставленная задача решается тем, что в известном устройстве, включающем 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, согласно изобретению, 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.

На чертеже приведена схема реализации предложенного устройства.

Устройство состоит из цилиндра 1 с двумя поршнями 2 и 3, соединенными шком 4, проходящим через центральный сальник 5 в цилиндре.

В выкидном коллекторе 6 в скважине установлена разрывная задвижка 7, по обе стороны которой к коллектору подсоединены входной 8 и выходной 9 краны, соединяющие коллектор через переключатель потока 10 с электромагнитом (на рис не показан) с цилиндром 1 по обе стороны сальника 5.

С торцевых сторон в цилиндр входят электроконтакты 11 и 12, замыкающие цепь электромагнитов переключателя потока 10. Кроме того, к обоим торцам цилиндра 1 через обратные клапаны 13, 14, 15 и 16 подведены газовые линии 17 и 18. Линия 17 через задвижку 19 подсоединена к эксплуатационной колонне 20, т.е. к затрубному пространству скважины, а линия 18 соединена с выкидным коллектором 6 за разрывной задвижкой 7 через кран 9. Выкидной коллектор 6 соединен с колонной насосно-компрессорных труб 21, по которой производится подъем пластовой жидкости.

Переключатель потока 10 соединяет коллектор 6 с цилиндром 1 через задвижку 8 либо с левой, либо с правой стороны сальника 5. При этом соответственно правая или левая стороны цилиндра 1 будут соединены с коллектором 6 за разрывной задвижкой 7 через кран 9.

Для контроля за работой устройства установлены манометры 22, 23 и 24.

Скважина может быть оборудована как штанговым насосом (колонна штанг 25 на чертеже), так и другими типами насосов.

Работа устройства состоит в следующем. В период эксплуатации скважины на приеме глубинного насоса (на чертеже не показан) происходит сепарация свободного газа. Часть газа поступает в насос вместе с жидкостью, а часть - в затрубное пространство. Постоянное поступление газа в затрубное пространство повышает в нем давление до значения, близкого к давлению в коллекторе 6. Если это давление не может достичь давления в коллекторе, динамический уровень жидкости в затрубном пространстве будет снижаться вплоть до глубины подвески насоса и срывать его работу.

На чертеже показано положение переключателя потока 10, при котором добываемая продукция поступает в цилиндр 1 с левой стороны сальника 5. Разрывная задвижка 7 коллектора 6 в период работы устройства остается постоянно закрытой. В таком случае добываемая жидкость под напором, создаваемым глубинным насосом из колонны насосно-компрессорных труб 21, поступает в коллектор 6 и через кран 8 входит в цилиндр 1. Напор жидкости заставляет поршень 2, а следовательно, и поршень 3 перемещаться влево. В этот период освобождается объем цилиндра 1 с правой стороны поршня 3 и в него через задвижку 19 и обратный клапан 16 из затрубного пространства скважины под напором будет поступать газ, снижая давление в затрубном пространстве.

Одновременно в коллектор 6 за разрывной задвижкой 7 через обратный клапан 13, линию 18 и кран 9 из цилиндра 1 с левой стороны поршня 2 будет нагнетаться газ, поступивший из затрубного пространства скважин в предыдущий цикл положения переключателя потока 10.

В этот же период из зоны цилиндра 1 между поршнем 3 и сальником 5 поршнем 3 будет вытесняться жидкость в коллектор через переключатель потока 10 и кран 9.

Для того чтобы это произошло, необходимо, чтобы давление нагнетания жидкости из колонны труб 21 в цилиндр слева от сальника 5 превышало давление в коллекторе 6 за разрывной задвижкой 7. Иными словами, для перемещения поршней 2 и 3 в цилиндре 1 необходимо создать перепад давления по обе стороны разрывной задвижки 7. Таким образом, перемещение поршней в цилиндре 1 достигается за счет некоторого увеличения давления нагнетания жидкости глубинным насосом. При этом на определенную величину возрастут нагрузки на насосное оборудование скважины.

После того как поршни 2 и 3 достигнут крайнего левого положения, срабатывает электроконтакт 11 и электромагниты переключателя потока 10 переключают его на подачу жидкости через кран 8 в цилиндр 1 справа от сальника 5.

Возросшее давление в правой области между поршнем 3 и сальником 5 заставит поршни перемещаться вправо. В этот период газ из цилиндра 1 с правой стороны поршня 3 через клапан 15, линию 18 и кран 9 будет нагнетаться в коллектор с правой стороны разрывной задвижки 7. В это же время жидкость из цилиндра 1 между поршнем 2 и сальником 5 через переключатель потока 10 и кран 9 будет также вытесняться в коллектор 6 за разрывной задвижкой 7.

При перемещении поршня 2 вправо в освобождающийся объем цилиндра через обратный клапан 14 будет поступать газ из затрубного пространства скважины.

По достижению поршнем 3 крайнего правого положения срабатывает электрический контакт 12 на переключение с помощью электромагнитов переключателя потока 10. Далее цикл повторяется вновь.

Откачка газа в коллектор с помощью устройства позволяет снизить давление в затрубном пространстве, сохранить приток жидкости из пласта и нормальную работу глубинного насоса.

Геометрические размеры цилиндра 1, величины трения в поршнях 2 и 3 и сальнике 5, проходные размеры обратных клапанов 13, 14, 15 и 16 рассчитываются исходя из необходимой величины снижения давления в затрубном пространстве и допустимого роста нагрузок на глубинное оборудование скважины при подъеме давления в коллекторе 6 до разрывной задвижки 7.

Технико-экономическим преимуществом предложенного устройства является обеспечение притока жидкости из пласта благодаря увеличению депрессии на забое скважины, работы насоса без срыва подачи, а также независимость его применения от способа механизированной добычи нефти.

Устройство для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины, 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.