Технологическая обвязка добывающих скважин на кустовой площадке

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к трубопроводной обвязке скважин на кустовой площадке для транспортировки добываемой продукции.
Основной проблемой при эксплуатации малодебитных скважин в сезон низких температур наружного воздуха является замерзание обратных клапанов выкидных линий по причине образования гидрата и скопления асфальто-смоло-парафиновых отложений на внутренней поверхности обратного клапана и прилегающих к нему трубопроводов. Замерзание обратного клапана ведет к остановке глубинно-насосного оборудования из-за срыва подачи, что в свою очередь неизбежно влечет за собой потери в добыче нефти и затраты на отогрев скважины. Данное осложнение носит массовый характер в северных районах России. Также замерзание обратных клапанов ведет к интенсивному гидратообразованию в затрубном пространстве скважин из-за роста затрубного давления. Известны различные модификации электрообогрева для предотвращения замерзания элементов фонтанной арматуры (УДК 621.36. Смирнов В.В. Локальные зоны электрообогрева. Проблема замерзания обратных клапанов устьевой арматуры. // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. - №5. - С. 488-495). Однако массовое внедрение электрообогрева имеет недостатки: высокую стоимость, текущие затраты на электроэнергию, трудоемкость демонтажа на летний период, ревизии оборудования и последующего монтажа.
Известен способ обогрева обратного клапана, заключающиеся в пропускании теплой добываемой жидкости с температурой 15-25°С через внутренние элементы устройства (Патент РФ №2463438, МПК: Е21В 34/02, F16K 15/02).
Известен способ обогрева обратного клапана, заключающиеся в пропускании теплой добываемой жидкости через внутренние элементы клапана. Способ обогрева отличается тем, что внутренние элементы запорного органа клапана защищают от попадания на них жидкой добываемой среды путем образования в указанной кольцевой полости газовой пробки при прохождении потока добываемой среды по корпусу внутреннего блока (Патент РФ №2569387, МПК: Е21В 34/02, F16K 15/02).
Недостатками известных способов является склонность запорно-регулирующих узлов к замерзанию в зимнее время года вследствие дополнительного охлаждения при дросселировании потока газа в момент перепуска из затрубья в выкидную линию через обратный клапан.
Известна арматура устья скважины, содержащая корпус с каналом сообщения с полостью насосно-компрессорных труб и каналом сообщения с межтрубным пространством, конусную муфту для подвески труб, тарельчатый клапан-отсекатель, устьевой сальник для уплотнения полированного штока глубинного штангового насоса, отличающаяся тем, что в канале сообщения с полостью насосно-компрессорных труб установлены запорный вентиль и пробоотборник для отбора пробы на анализ по всему сечению потока, в канале сообщения с межтрубным пространством установлен запорный вентиль, кроме того, корпус снабжен дополнительным каналом сообщения полости насосно-компрессорных труб с межтрубным пространством и запорным вентилем с клапаном, установленными в этом канале (Патент РФ №2159842, МПК: Е21В 33/03, Е21В 49/08, Е21В 47/00 - прототип).
Недостатком известной арматуры является склонность запорно-регулирующих узлов к замерзанию в зимнее время года вследствие дополнительного охлаждения при дросселировании потока газа в момент перепуска из затрубья в выкидную линию через обратный клапан. Отсутствует возможность постоянного контроля состояния обратного клапана, что не позволяет оперативно реагировать на отклонения в его работе: потеря герметичности, засорение, замерзание.
Задача, стоящая при разработке полезной модели, состоит в создании условий для устойчивой работы малодебитных скважин в сезон низких температур наружного воздуха с наименьшими затратами.
Технический результат достигается за счет применения технологической обвязки добывающих скважин на кустовой площадке, включающей скважины со спущенным в них глубинно-насосным оборудованием и насосно-компрессорными трубами, выкидными коллекторами, затрубными пространствами, манифольдами, отличающейся наличием дополнительной выкидной линии, соединяющей затрубные пространства добывающих скважин, при этом на дополнительной выкидной линии установлены обратный клапан и датчик давления.
Полезная модель поясняется фигурой, на которой изображена схема обвязки одной из скважин, расположенной на кустовой площадке.
Технологическая обвязка включает скважину 1 со спущенным в нее глубинно-насосным оборудованием 2 и насосно-компрессорными трубами 3, выкидной коллектор 4, затрубное пространство 5, манифольд 6, дополнительную выкидную линию 7 с установленным на ней обратным клапаном 8 и датчиком давления 9, подключенную к АГЗУ 10.
Технологическая обвязка добывающих скважин на кустовой площадке работает следующим образом. Добывающая скважина 1 дает продукцию, учет которой производится в автоматизированной групповой замерной установке (АГЗУ) 10. Из продуктивного пласта газо-жидкостная смесь поступает на прием глубинно-насосного оборудования 2, затем по лифту насосно-компрессорных труб 3 в выкидной коллектор 4. В АГЗУ 10 производится сбор продукции группы скважин для дальнейшей транспортировки по нефтесборному трубопроводу. Для нефтяных месторождений согласно проектам на разработку месторождений замер дебита жидкости по скважинам с механизированной добычей производится не реже одного раза в 7 дней.
Часть продукции, преимущественно в газообразном состоянии, скапливается в затрубном пространстве 5, затем по манифольду 6, подключенному к дополнительной выкидной линии 7, поступает в АГЗУ 10, после чего вся продукция с куста скважин попадает в нефтесборный трубопровод. На дополнительной выкидной линии установлен обратный клапан 8, препятствующий обратному потоку жидкости из АГЗУ в линию 7. Обратный клапан 8 создает перепад давления не менее 0,1 Мпа, что фиксируется датчиком давления перед клапаном 9 и штатным датчиком в АГЗУ. Показания давления до и после клапана 8 выводятся на телемеханику, что позволяет контролировать работоспособность клапана:
доп.лин.
АГЗУ
клап
(Р - Р)=Р - клапан работает в штатном режиме;
доп.лин.
АГЗУ
клап
(Р - Р)<Р - клапан негерметичен;
доп.лин.
АГЗУ
клап
(Р - Р)>Р - клапан не срабатывает,
доп.лин
где Р- давление в дополнительной выкидной линии, т.е. перед клапаном,
АГЗУ
Р - давление в АГЗУ, т.е. после клапана,
клап
клап
Р - давление срабатывания клапана (подбирается конструкция клапана так, чтобы Р было не менее 0,1 МПа).
Постоянный контроль состояния обратного клапана позволяет оперативно реагировать на отклонения в его работе, что невозможно при стандартной схеме обвязки.
Техническую функцию обратного клапана на каждой скважине выполняет единый клапан, установленный на дополнительной выкидной линии перед автоматизированной групповой замерной установкой. Клапан на зимний период оснащается электрообогревом для защиты от замерзания.
В результате испытаний технологической обвязки добывающих скважин на кустовых площадках ПАО «Сургутнефтегаз» удалось исключить случаи замерзания фонтанной арматуры и других элементов устьевой обвязки скважин, что привело к повышению надежности оборудования в период отрицательных температур наружного воздуха, отсутствию простоев добывающих скважин, сокращению потерь в добыче нефти.
Эмпирически выявлено, что при стандартной обвязке ежегодно в среднем каждая добывающая скважина замерзает 3,25 раз. На 01.01.2019 предлагаемая технологическая обвязка добывающей скважины на кустовой площадке применяется на 29 кустовых площадках или 280 скважинах, благодаря чему ежегодно предотвращается 910 случаев замерзания наземного оборудования. Результатом внедрения данной обвязки стало сокращение потерь в добыче нефти и газа, сокращение затрат на отогрев оборудования, а также на приобретение и монтаж электрообогрева фонтанной арматуры.
ф
ф
ф
Кроме того, предлагаемая обвязка скважин позволяет производить замер газового фактора (далее - Г). Для этого кратковременно перекрываются затрубья скважин, не участвующих в исследовании, соответствующими задвижками на фонтанных арматурах. В АГЗУ продукция из дополнительной выкидной линии переводится через байпас на отвод исследуемой скважины. Таким образом, продукция скважины, поступившая в АГЗУ по выкидному коллектору 4 и дополнительной выкидной линии 7, замеряется и определяется дебит нефти, воды и газа. По данным параметрам определяется Г. Ввиду малого объема исследований по определению Г, неудобствами при проведении данных исследований можно пренебречь в пользу решения проблемы с замерзанием обратных клапанов.