КОМПРЕССОРНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОТБОРА ГАЗА ИЗ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА КУСТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Предполагаемая полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для отбора газа из куста нефтяных скважин в обводненный период их эксплуатации и закачки его в сборный нефтепровод.
Сепарация свободного газа на приеме погружных насосов приводит к его накоплению в затрубном пространстве, подъему давления в последнем, снижению подачи насоса, депрессии на пласт и притоку пластовой жидкости в скважину. 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.
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.
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.
Для утилизации попутного нефтяного газа и пластовой воды известны способ и устройство его реализации (Патент RU 2317408 С2. Способ утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды и система для его реализации. Заявл. 20.03.2006. Опубл. 20.02.2008. БИ №5). Отсепарированный газ и пластовая вода из сепаратора диспергируются и совместно закачиваются насос-компрессором в нагнетательную скважину. Способ позволяет утилизировать только часть попутного нефтяного газа, поскольку в отводимой из сепаратора под собственным давлением нефти содержится достаточно большое количество газа.
Известен способ утилизации попутного нефтяного газа (Патент RU №2190757 С1. Способ добычи нефти. Заявл. 05.02.2001. Опубл. 10.10.2002. БИ №28), в котором отсепарированный газ, смешиваясь с водой, подаваемый извне, нагнетается в нагнетательную скважину. Закачка газа совместно с пластовой водой в нагнетательную скважину сопровождается расслоением водогазовой смеси в стволе скважины. Сепарированный газ в нисходящем потоке вынужден «отжимать» жидкость к забою для того, чтобы поступить в продуктивный пласт. А это приводит к потере гидростатического давления в стволе скважины и необходимость подъема величины давления на устье, компенсирующей эту потерю. Так, например, при глубине кровли пласта 1000 м необходимо поднять давление смеси на устье на величину более 10 Мпа.
Наиболее близким к предлагаемому относится способ утилизации попутного нефтяного газа (Патент RU №2418946 С2. Способ утилизации попутного нефтяного газа. Заявл. 20.08.2008. Опубл. 20.05.2011). Устройство для реализации способа включает сепаратор газа из нефти, насос и жидкостно-газовый эжектор. Для совмещения блока утилизации газа с технологической схемой двухступенчатой сепарации газа отсепарированный газ низкого давления из сепаратора 2-й ступени сепарации дожимной насосной станции или установки предварительного сброса воды направляют во всасывающую камеру жидкостно-газового эжектора, в который в качестве активной среды подводят часть сбрасываемой подтоварной воды высокого давления. Водогазовую смесь с выкида жидкостно-газового эжектора направляют на прием сепаратора 1-й ступени сепарации.
Однако, для реализации способа непосредственно в зонах расположения групп или кустов скважин необходимо близкое размещение насосной станции или прохождения водопровода высокого давления, что не всегда имеет место на месторождениях нефти. Кроме того, высокая дисперсность водогазовой смеси на выходе из эжектора существенно ухудшает сепарацию газа в сепараторе 1-ой ступени сепарации.
Целью предлагаемой полезной модели является упрощение системы эжектирования газа и повышение ее эффективности путем направления водогазовой смеси с выхода эжектора непосредственно в сборный нефтепровод, минуя сепаратор.
Поставленная цель решается тем, что в известном устройстве, включающем отстойник с нижними входным и выходным стояками соответственно для ввода продукции скважин куста в отстойник и ее отвода, центробежный насос для отбора части расслоенной пластовой воды из нижней части отстойника и закачки ее в рабочее сопло эжектора, линию подвода газа из затрубных пространств куста скважин в приемную камеру эжектора, согласно полезной модели, выкидная сторона эжектора с избыточным напором сообщена со сборным нефтепроводом куста скважин минуя отстойник, а на линии подвода газа к эжектору установлен регулирующий клапан, соединенный также с линией отбора расслоившейся попутно-добываемой воды из отстойника в эжектор.
На фиг. представлена схема предлагаемой компрессорной установки. Она включает горизонтальный отстойник 1 с верхним 2 люком, нижними входным 3 и выходным 4 стояками. Выходной стояк 4 своим отводом 5 соединяет нижнюю часть отстойника 1 с приемом насоса 6 по линии 7 через задвижку 8. Напорная сторона насоса 6 линией 9 через задвижку 10 и регулирующий клапан 11 сообщена с рабочим соплом эжектора 12. С напорной стороны эжектора 12 на линии 13 установлена задвижка 14, а через задвижку 15 линией 16 она соединена с нижней частью вертикального стояка 3. Стояк 3 линией 17 через задвижку 18 сообщен со сборным нефтепроводом 19 куста скважин (на фиг. не показан). На нефтепроводе 19 установлена разрывная задвижка 20, за которой нефтепровод 19 соединен с выходным стояком 4 отстойника 1 через обратный клапан 21 и задвижку 22. На линии 7 подвода жидкости к насосу 6 установлен кран 23 для слива жидкости.
Приемная камера эжектора 12 линией 24 через задвижку 25 сообщена с затрубными пространствами куста скважин (на фиг. не показан). Прием эжектора 12 линией 26 также соединен с регулирующим клапаном 11.
Верхний торец стояка 4 установлен в отстойнике на уровне порядка 3/4 его диаметра. Верхний торец стояка 3 установлен примерно на уровне 1/2 его диаметра.
Работа компрессорной установки состоит в следующем.
Перед запуском компрессорной установки в работу задвижки 8, 10, 14, 15 и 20, а также кран 23 остаются открытыми, а задвижки 18, 22 и 25 - закрытыми. Запуск установки осуществляется открытием задвижек 18 и 22 и закрытием разрывной задвижки 20. Продукция куста обводненных скважин с газовой фазой через задвижку 18, линию 17 и стояк 3 будет входить в среднюю по высоте часть отстойника 1 и расслаиваться на газ, нефть, содержащую часть эмульгированной воды и свободную (расслоившуюся) воду. Накопление свободного газа в верхней части отстойника 1 приведет к «отжатию» уровня жидкости в отстойнике 1 до верхнего торца стояка 4. Далее, в стояк 4 будут поступать все три фазы продукции пласта. Накапливающийся газ будет и далее отжимать уровень жидкости уже в стояке 4, доведя его до сборного нефтепровода 19 за задвижкой 20, после чего газовая фаза будет вместе с жидкостью откачиваться по нефтепроводу 19. Расслоившаяся попутно-добываемая вода будет накапливаться в нижней части отстойника 1.
Далее производят запуск центробежного насоса 6 и открытие задвижек 8, 10, 14 и 25, а также закрытие задвижки 15. По линии 24 через задвижку 25 в приемную камеру эжектора 12 будет поступать газ из затрубных пространств куста скважин. Расслоившаяся вода из нижней части отстойника 1 через отвод 5 по линии 7 будет поступать на прием насоса 6 и нагнетаться под давлением по линии 9 в рабочее сопло эжектора 12. С выхода эжектора 12 водогазовая смесь под избыточным давлением по линии 13 через задвижки 14 и 22 будет нагнетаться в нефтепровод 19, уже минуя отстойник 1. Таким образом, необходимость расслоения водогазовой смеси для использования воды в качестве активной среды в эжекторе будет отсутствовать.
Присутствие обратного клапана 21 предупредит при этом поступление водогазовой смеси в отстойник 1. Контроль отбираемой насосом 6 воды на предмет наличия нефти производится анализом пробы, отобранной из крана 23. При необходимости для ускорения расслоения воды в отстойнике 1 на прием насоса 6 через кран 23 подают дополнительное количество деэмульгатора.
Уровни расположения верхних торцов стояков 3 и 4 в отстойнике 1 соответствуют оптимальным соотношениям объемов жидкости в отстойнике и самого отстойника.
Параметры работы насоса подбираются из условий достижения расчетного объема эжектирования газа из линии 24 и давления на выходе из эжектора, обеспечивающего поступление отделившегося газа из сепаратора 1 в нефтепромысловый коллектор 19.
В процессе эксплуатации куста скважин возможны изменения режимов поступления газа в линию 24, связанные с остановками отдельных скважин на ремонт, вводом новой скважины в эксплуатацию и другими причинами. Это приведет к некоторому изменению давления в приемной камере и нарушению режима работы эжектора 12. Установка регулирующего клапана 11 позволяет изменять положение запорного органа клапана при изменении перепада давления в линиях 24 и 9. При повышении давления в линии 24 клапан 11 уменьшит свое проходное сечение и непроизводительный расход воды, подаваемой насосом 6, также уменьшится. Одновременно снизится до прежней величины и расход газа, поступающего в эжектор 12.
И, напротив, снижение давления газа на приеме эжектора приведет к увеличению проходного сечения клапана 11, способствующему росту расхода поступающего газа.
Компрессорная установка позволяет таким образом снизить давление в затрубном пространстве группы скважин, улучшить условия работы глубинных насосов и увеличить приток нефти в скважину.
Технико-экономическими преимуществами компрессорной установки является независимость эффективности работы системы эжектирования от интенсивности эмульгирования водогазовой смеси в эжекторе и использование в качестве активной среды эжектора отделившейся пластовой воды в отстойнике.