Скважинная компрессорная установка

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта.
Известна система добычи нефти, включающая глубинный насос с приводом, скважину, компрессор, всасывающий патрубок которого соединен общим коллектором с затрубным пространством нескольких скважин, подводящие и отводящие трубопроводы жидкости и газа (см. патент RU №2102584, Е21В 43/00, опубл. 20.01.1998 г.).
Недостатком системой добычи нефти является недостаточная эффективность системы. Это связанно с работой глубинно-насосной установки и компрессора от общего привода. Постоянная работа компрессора при работе глубинно-насосной установки сокращает срок его службы. При этом увеличивается частота остановок компрессора на профилактические и ремонтные работы, что ведет в итоге к увеличению частоты остановок добычи. Кроме того, это связано с тем, что для обеспечения достаточного давления на приеме компрессора, сообщенном через общий коллектор с затрубным пространством нескольких скважин, приходится одну из этих скважин использовать как буферную. При создании в затрубном пространстве буферной скважины запаса газа, необходимого для поддержания давления на приеме компрессора выше минимально допустимого, давление в затрубном пространстве буферной скважины повышается закачкой компрессором газа, откачанного из затрубного пространства остальных скважин, что снижает приток нефти в буферную скважину.
Известно 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, плунжер в цилиндре размещен 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 (см. патент RU №2567571, Е21В 43/00, опубл. 10.11.2015 г.). Указанное устройство можно взять в качестве аналога.
Недостатками аналога являются:
частый выход из строя центрального сальника, в результате чего снижается наработка устройства;
невозможность регулировки откачки газа и тем самым контролировать затрубное давление;
чувствительность к механическим примесям, наличие примесей в перекачиваемой жидкости может привести к выходу из строя всех основных узлов устройства (цилиндра, поршней, переключателя потока);
прерывистая подача перекачиваемого газа;
возникают большие силы инерции, поэтому средняя скорость движения поршня ограничена;
в случае высокого газосодержания в цилиндре может образовываться газовая шапка, вследствие чего снижается производительность устройства, вплоть до полного прекращения подачи.
Известна система добычи нефти, включающая глубинный насос с приводом, скважину, компрессор, всасывающий патрубок которого соединен общим коллектором с затрубным пространством нескольких скважин, подводящие и отводящие трубопроводы жидкости и газа, компрессор снабжен дополнительным приводом, предусмотрена возможность обеспечения периодического режима работы вакуумного насоса и компрессора из условия достижения в затрубном пространстве скважины заданного диапазона поддержания давления или вакуума, всасывающий патрубок компрессора соединен с общим коллектором через вакуумный насос, имеющий равную с компрессором производительность, перед вакуумным насосом установлен датчик давления, выкидной патрубок компрессора соединен с системой сбора продукции скважин через обратный клапан (см. патент RU №2567571, Е21В 43/00, опубл. 10.11.2015 г.). Указанная система по технической сущности и достигаемому результату наиболее близка к предлагаемой скважинной компрессорной установке, и ее можно взять в качестве прототипа.
При эксплуатации скважин перекачиваемый затрубный газ сопровождается появлением в нем нефтяных продуктов и паров воды, которые крайне негативно отражаются на работе компрессорной установки в целом.
Недостатками прототипа являются
нестабильная работа компрессора, что связано с отсутствием в составе компрессора достаточной для эффективной работы системы автоматизации, устройств для очистки газа, улавливания мелких фракций, капельной жидкости и механических примесей;
наличие вакуумного насоса приводит к удорожанию компрессорной установки, стоимости обслуживания, как показала практика применения системы добычи нефти по прототипу, вакуум в затрубном пространстве скважины возможно создать самим компрессором, в таком случае потребность в вакуумном насосе отсутствует.
Техническим результатом заявляемой полезной модели является повышение эффективности компрессорной установки за счет установки дополнительного оборудования и исключения вакуумного насоса.
Скважинная компрессорная установка, включающая компрессор с приводом, на входе которого через патрубок установлен фильтр тонкой очистки, который размещен на каплеуловителе, выполненном в виде емкости, содержащем датчик давления, датчик уровня конденсата, устройство для слива конденсата и влагоотделитель, установленный внутри каплеуловителя и состоящий из перфорированного патрубка, фильтрующего элемента и заглушки, при этом между датчиком давления на приеме и каплеуловителем расположено электромагнитное запорное устройство, на выходе из компрессора расположен выходной датчик давления, при этом установка выполнена с возможностью соединения со скважиной через узел отбора газа и линию сбора газа и со сборным коллектором через линию нагнетания газа.
Установка каплеуловителя с влагоотделителем позволяет улавливать из откачиваемого газа конденсируемые легкие фракции углеводородов, что в свою очередь приводит к увеличению срока службы компрессоров. Для непрерывного контроля и измерения уровня конденсата в каплеуловителе применяется датчик уровня конденсата. Для слива конденсата с каплеуловителя используется устройство для слива конденсата. Датчик давления в каплеуловителе контролирует заданные значения давления и порционности подачи газа в компрессор, что приводит к повышению наработки скважинной компрессорной установки и ее надежности.
Влагоотделитель в каплесборнике осуществляет отделение паров воды из газа, при этом выделяемый осадок собирается на дне каплесборника.
Благодаря установке фильтра тонкой очистки между каплеуловителем и компрессором степень очищения газа от различных примесей увеличится.
Установка на выходе из компрессора выходного датчика давления и дополнительного датчика давления на узле закачки, в совокупности, позволяют контролировать безопасную и бесперебойную работу скважинной компрессорной установки, а именно осуществлять контроль заданного диапазона значений в линии нагнетания газа, целостность линии нагнетания газа и узла закачки, в том числе их герметичность, что способствует безопасности персонала при эксплуатации, так как по сигналам от датчиков давления скважинная компрессорная установка отключается мгновенно. Кроме того, дополнительный датчик на узле закачки газа контролирует давление в сборном коллекторе скважинной продукции и в случае возникновения перепадов значений давления в линии нагнетания газа и сборном коллекторе (причинами могут послужить порывы, закупоривания, замерзания линий), скважинная компрессорная установка автоматически отключается.
Электромагнитное запорное устройство служит для автоматической порционной подачи и регулировки полезного объема перекачиваемого газа в компрессор при необходимом заданном значении давления на входе, с целью увеличения его срока службы. Кроме того, при аварийной и нештатной ситуации, электромагнитное запорное устройство полностью отсекает скважинную компрессорную установку от линии сбора газа.
Совокупность отличительных признаков предлагаемой установки позволяет решить поставленный результат. Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков.
Предлагаемая полезная модель поясняется следующими чертежами, где:
на фиг. 1 изображена схема соединения скважинной компрессорной установки со скважиной;
на фиг. 2 - скважинная компрессорная установка, вид спереди;
на фиг. 3 - скважинная компрессорная установка, изометрия,
на фиг. 4 - влагоотделитель, в разрезе.
Скважинная компрессорная установка 1 (фиг. 1) соединяется со скважиной 2 через узел отбора газа 3 и линию сбора газа 4, на которой установлен датчик давления на приеме 5. В скважину 2 установлен глубинный насос 6, приводимый в движение силовым приводом 7. Скважинная компрессорная установка 1 соединяется со сборным коллектором 8 через линию нагнетания газа 9, в месте их соединения установлен узел закачки газа 10 с обратным клапаном 11 и дополнительным датчиком давления 12.
На фиг. 1 представлен вариант скважинной компрессорной установки 1 с размещением основных узлов в блоке-укрытии 13 и дверями (не обозначены). Скважинная компрессорная установка 1 может быть установлена в блок-укрытии 13 с отоплением и вентиляцией (на фигурах не показаны). Для управления скважинной компрессорной установкой 1 используется станция управления 14, благодаря которой скважинная компрессорная установка 1 эксплуатируется в автоматическом (по давлению или по времени) и/или ручном режимах работы.
На фиг. 1 представлен вариант обустройства скважин 2 с различными типами глубинных насосов 6, приводимых в движение различными силовыми приводами 7 (станок-качалка, подземный электродвигатель, наземный привод штангового винтового насоса). Могут быть и другие варианты как глубинных насосов 6 (например, диафрагменный, роторно-поршневой и т.д.), так и другими силовыми приводами 7 (например, гидропривод, цепной привод и т.д.).
Компрессор 15 (фиг. 2 и 3) установлен в блоке-укрытии 13 и соединен с приводом 16. На входе в компрессор 15 через патрубок 17 установлен фильтр тонкой очистки 18, который размещен на каплеуловителе 19. Каплеуловитель 19 выполнен в виде емкости, содержит датчик давления 20, датчик уровня конденсата 21, устройство для слива конденсата 22 и влагоотделитель 23. Между датчиком давления на приеме 5 и каплеуловителем 19 расположено электромагнитное запорное устройство 24. На выходе из компрессора 15 расположен выходной датчик давления 25.
Влагоотделитель 23 (фиг. 4) установлен внутри каплеуловителя 19 на входе газового потока и состоит из перфорированного патрубка 26 с заглушкой 27, на внешней поверхности перфорированного патрубка 26 размещен фильтрующий элемент 28.
На фиг. 2 и 3 представлен, как один из вариантов, каркас блока-укрытия 13, а также двухступенчатый компрессор 15, как вариант. Описываемые варианты выполнения приведены исключительно для примера и не должны рассматриваться как ограничивающие объем правовой охраны предложенной полезной модели. Для специалистов очевидны другие варианты выполнения, а также модификации и улучшения описанных вариантов выполнения, причем все подобные варианты выполнения, а также модификации и улучшения попадают в объем правовой охраны предложенной полезной модели. При этом признаки из одного варианта выполнения или аспекта могут быть скомбинированы с признаками из любого другого варианта выполнения или аспекта в любой подходящей комбинации.
Скважинная компрессорная установка работает следующим образом.
В процессе работы глубинного насоса 6 (например, штангового), приводимого в действие силовым приводом 7 (например, станком-качалкой), нефть с забоя скважины 2 (фиг. 1) по насосно-компрессорным трубам (не обозначены) извлекается на поверхность, поступает в сборный коллектор 8. После накопления в затрубном пространстве скважины 2 газа, выделившегося из нефти при поступлении из пласта в скважины 2, до заданного давления, контролируемого датчиком давления на приеме 5, включается в работу скважинная компрессорная установка 1. Газ из затрубного пространства скважин 2 через узел отбора газа 3 и линию сбора газа 4 откачивается компрессором 15 (фиг. 2).
Газ, перед входом в компрессор 15 (фиг. 2 и 3), попадает во влагоотделитель 23 (фиг. 4), газ проходит через отверстия перфорированного патрубка 26 и щели фильтрующего элемента 28, при этом происходит отделение паров воды из газа, а выделяемый осадок собирается на дне каплесборника. Осадок удаляется через устройство для слива конденсата 22. Далее газ попадает во внутреннюю часть каплеуловителя 19, легкие фракции углеводородов конденсируются и оседают на дне каплеуловителя 19. Прежде чем попасть в компрессор 15 (фиг. 2 и 3) газ проходит дополнительную ступень сепарации - фильтр тонкой очистки 18 (фиг. 2, 3 и 4). После выхода из компрессора 15 (фиг. 2 и 3) газ через линию нагнетания газа 9 (фиг. 1) поступает в сборный коллектор 8. После достижения в затрубном пространстве скважин 2 заданной величины давления скважинная компрессорная установка 1 отключается. Далее циклы включения в работу скважинной компрессорной установки 1 и отключения повторяются.
Характеристики компрессора скважинной компрессорной установки принимают с учетом возможного количества газа, выделяющегося из нефти, необходимого времени их работы, диапазона поддержания давления в затрубном пространстве скважин. Необходимый диапазон поддержания давления в затрубном пространстве скважин определяется расчетным или опытным путем, обеспечивающим функционирование установки в приемлемом с экономической и технологической точкой зрения режиме.
Таким образом, в процессе функционирования скважинной компрессорной установки давление газа в затрубном пространстве снижается во всех скважинах и, следовательно, увеличивается приток, поднимается динамический уровень в затрубном пространстве и увеличивается добыча нефти во всех скважинах.
3
3
Внедрение скважинной компрессорной установки в ПАО «Татнефть», ООО «Ритэк», ЗАО «Алойл» и ООО "Самараинвестнефть" дало возможность получить дополнительные объемы нефтяного газа, а также исключить выбросы вредных веществ в атмосферу. Большая часть скважин до применения скважинной компрессорной установки работала с затрубным давлением 0,5-3,5 МПа. После установки и запуска скважинной компрессорной установки затрубное давление снижалось до 0,1-0,2 МПа, а динамический уровень значительно повышался в пределах 100-300 м, среднее значение - 170 м. Средний прирост дебита нефти составил 0,2-4,0 т/сут, по жидкости от 0,2 м/сут до 6 м/сут.