УСТАНОВКА ДЛЯ ОТКАЧКИ СЕПАРИРОВАННОГО ГАЗА ИЗ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Полезная модель относится к нефтяной отрасли промышленности и может быть использована в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта.
Накопление сепарированного на приеме глубинных насосов газа в затрубном пространстве приводит к снижению динамического уровня жидкости, уменьшению 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.
Известно устройство (Патент РФ №2309240 С1. 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 С1. 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 жидкостной 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.
Известна 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 RU №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.
Наиболее близкой к предлагаемому решению является устройство для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины (патент RU №2567571 С1. Заявл. 27.06.2014. Опубл. 10.11.2015. Бюл. 31). Устройство состоит из цилиндра с двумя поршнями, соединенными штоком, проходящим через центральный сальник в цилиндре. В выкидном коллекторе скважины установлена разрывная задвижка, по обе стороны которой к коллектору подсоединены входной и выходной краны, соединяющие коллектор через переключатель потока 10. К обоим торцам цилиндра через обратные клапаны подведены всасывающая и напорная газовые линии.
Работа устройства состоит в поочередной подаче продукции скважины в цилиндр слева или справа от сальника, которая под давлением перемещает поршни в ту или иную сторону. При освобождениях объемов цилиндра с внешних сторон поршней в них поступает газ из затрубного пространства скважины. При смене направления движения поршней из этих полостей поступивший ранее газ вытесняется в коллектор.
Устройство обладает недостатком, состоящим в поступлении в цилиндр вместе с жидкостью механических примесей (кварцевого песка и других минералов), выносимых из продуктивного пласта. Накапливаясь в полостях цилиндра, эти примеси нарушают нормальную работу устройства, не позволяя производить переключение поршней.
Технической задачей предложенного устройства является обеспечение надежности его работы в условиях выноса из пласта механических примесей.
Поставленная задача решается тем, что в известном устройстве, включающем цилиндр с двумя поршнями, соединенными со штоком, проходящим через сальник, по обе стороны которого к цилиндру через переключатель потока подведены линии для входа и выхода жидкости, две пары всасывающих и нагнетательных обратных клапанов, соединенных с полостями цилиндра с внешних сторон поршней, всасывающие клапаны которых соединены с затрубным пространством скважины, а нагнетательные - с выкидным коллектором скважины, согласно полезной модели, между двумя секциями разделенного цилиндра размещен дополнительный цилиндр меньшего диаметра с поршнем, соединенным с поршнями секций разделенного цилиндра штоками, проходящими через сальники, а подводящие линии от переключателя потока к цилиндру меньшего диаметра по обе стороны его поршня соединены с поверхностным насосом линиями высокого и низкого давления, полости секций разделенного цилиндра со стороны сальников соединены между собой, а также с питающей емкостью через обратный клапан, причем линия высокого давления поверхностного насоса через предохранительный клапан соединена с питающей емкостью, а линия низкого давления также соединена с питающей емкостью через обратный клапан,
На фиг. приведена схема реализации предложенного устройства.
Устройство состоит из секций 1 и 2 цилиндра с поршнями 3 и 4. Между секциями 1 и 2 размещен дополнительный цилиндр 5 меньшего диаметра с поршнем 6, соединенным с поршнями 3 и 4 штоками 7 и 8, проходящими через сальники 9 и 10. Секции 1 и 2 через всасывающие клапаны 11 и 12 соединены линией 13 с затрубным пространством 14 скважины, а через нагнетательные клапаны 15 и 16 линией 17 соединены с напорным коллектором 18 скважины.
В полости цилиндра 5 по обе стороны поршня 6 подведены линии 19 20 от переключателя потока 21. Одновременно к переключателю потока 21 подходят линии высокого давления 22 от поверхностного насоса 23 и низкого давления 24 приема насоса 23. Линия высокого давления 22 соединена с линией 25, которая через предохранительный клапан 26 входит в питающую емкость 27 с рабочей жидкостью. Обе полости секций 1 и 2 между поршнями 3 и 4 и сальниками 9 и 10 через линию 28 и клапан 29 также соединены с полостью питающей емкости 27. Линия низкого давления 24 через клапан 30 соединена с полостью питающей емкости 27. На линии высокого давления 22 насоса 23 установлен манометр 31.
Работа установки состоит в следующем.
На фиг. показано положение переключателя потока 21, при котором рабочая жидкость, нагнетаемая насосом 23, поступает в дополнительный цилиндр 5 с левой стороны поршня 6. Напор рабочей жидкости заставляет поршень 6, а следовательно, и поршни 3 и 4 перемещаться вправо. В этот период освобождается объем секции 1 с левой стороны поршня 3 и в него, по линии 13 через обратный клапан 11 из затрубного пространства скважины 14 под напором будет поступать газ, снижая давление в затрубном пространстве.
Одновременно в коллектор 18 через обратный клапан 16 с правой стороны поршня 4 по линии 17 будет нагнетаться газ, поступивший из затрубного пространства 14 скважины в предыдущий цикл положения переключателя потока 21.
В этот же период из полости секции 1 между поршнем 3 и сальником 9 будет вытесняться рабочая жидкость в полость секции 2 между поршнем 4 и сальником 10.
После того, как поршни 3 и 4 достигнут крайнего правого положения срабатывает контакт электромагнита (на фиг. не показан) переключателя потока 21 и переключают его на подачу жидкости в цилиндр 5 справа от поршня 6.
Возросшее давление жидкости в полости цилиндра 5 справа от поршня 6 заставит всю поршневую группу перемещаться влево. В этот период газ из секции 1 через обратный клапан 15 будет нагнетаться в коллектор 18 по линии 17. Одновременно в освобождающуюся полость секции 2 справа от поршня 4 через клапан 12 по линии 13 будет поступать газ из затрубного пространства 14 скважины. Рабочая жидкость в этом цикле из полости секции 2 слева от поршня 4 будет вытесняться с полость секции 1 справа от поршня 3. При достижении поршневой группы крайнего левого положения переключатель потока 21 меняет линии нагнетания 19 и 20. Далее циклы повторяются. В случае нагнетания рабочей жидкости по линиям 22 и 19 переключатель потока 21 соединяет линию 20 с линией 24 низкого давления на приеме насоса 23. В следующем цикле нагнетание рабочей жидкости насосом 23 производится по линиям 22 и 20, а поступление рабочей жидкости на прием насоса 23 производится по линиям 20 и 24.
Во избежание разрывов арматуры, емкости и трубопроводов при возможном кратковременном росте давления в напорной линии 22 насоса 23 выше допустимой величины на линии 25 срабатывает предохранительный клапан 26, сбрасывая через себя небольшую порцию рабочей жидкости в питающую емкость 27.
В работе установки возможны утечки рабочей жидкости в гидравлической системе насоса 23. Это приведет к дефициту поступления рабочей жидкости на прием насоса, т.е. неполному заполнению секций 1 и 2. В этом случае давление на приеме насоса 23 снизится до значения ниже атмосферного. Поэтому на прием насоса 23 будет дополнительно поступать в необходимом количестве рабочая жидкость из питающей емкости 27 через обратный клапан 30. Таким образом, перекачка рабочей жидкость насосом 23 происходит в замкнутой системе без контакта с газовой фазой, что предупреждает попадание механических примесей на прием насоса 23. При образовании дефицита рабочей жидкости в линии 28, образованного также из-за утечек, и снижения давления, в нее будет поступать рабочая жидкость из питающей емкости 27 через клапан 29.
Для обеспечения нормальной работы насосной установки напор, создаваемый насосом 23 должен превышать давление жидкости в выкидном коллекторе 18. Производительность насоса 23 выбирается исходя из необходимых объемов откачки газа из затрубного пространства скважины.
Выбор диаметра дополнительного цилиндра 5 меньшим в сравнении с диаметром секций 1 и 2 определяется большими объемами перекачки газа в сравнении с объемом подачи рабочей жидкости насосом 23. Компенсация меньшей подачи рабочей жидкости производится повышением давления нагнетания рабочей жидкости насосом 23.
Технико-экономическим преимуществом насосной установки является обеспечение высокой надежности работы насоса благодаря отсутствию механических примесей в перекачиваемой рабочей жидкости,