Способ эксплуатации группы нефтяных скважин
METHOD FOR OPERATING A GROUP OF OIL WELLS

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной отрасли промышленности и может быть использовано для откачки газа из затрубного пространства группы нефтяных скважин с целью повышения их дебита и отбора из них нефти без применения глубинных насосов.
Накопление сепарированного газа и повышение его давления в затрубном пространстве приводит к снижению динамического уровня жидкости в скважине и депрессии на пласт. При этом снижаются приток пластовой жидкости к забою, наполнение глубинного насоса и происходит срыв его работы при достижении уровнем жидкости приема насоса. В практике нефтедобычи применяются компрессорные установки, позволяющие отбирать газ из затрубного пространства и закачивать его в выкидной коллектор скважины с применением так называемого «жидкого» поршня, закачиваемого в компрессионную емкость обычным насосом и вытесняющего газ из верхней части емкости. Компрессоры могут сжимать газ до высоких давлений, создаваемых насосом. Использование шестеренного насоса для закачки технического масла в емкость, может обеспечить подъем давления газа в емкости до 15,0…18,0 МПа и более.
К примеру, известен насос для перекачивания газожидкостной смеси (А.с. СССР, №1590687. Заявл. 04.10.88. Опубл. 07.09.90. БИ №33), включающий две емкости для попеременного перекачивания из них рабочей жидкости насосом и создания таким образом «жидкого» поршня в них. При снижении уровня «жидкого» поршня в одной из емкостей происходит всасывание в освободившийся объем газожидкостной смеси. В этот же период рабочая жидкость заполняет другую емкость и вытесняет собой ранее заполнившую газожидкостную смесь в выкидной коллектор. По достижении определенного уровня рабочей жидкости в емкости происходит переключение потоков и перекачка рабочей жидкости в другую емкость, из которой начинается цикл вытеснения газожидкостной смеси в выкидной коллектор. Сам перекачивающий насос работает, т.о., в непрерывном режиме, постоянно перекачивая жидкость, не содержащую газовую фазу. Недостатком устройства является отсутствие автоматизации переключения насоса с одной емкости на другую и контроля за уровнями жидкостей в емкостях, что приводит к нарушению цикличности работы всей системы.
Известен способ насосной добычи нефти с высоким газовым фактором (патент RU №2627797 С1. Заявл.21.07.2016. Опубл.11.08.2017. БИ №23), согласно которому на устье скважины устанавливают напорную емкость для нагнетания газа из затрубного пространства в выкидной коллектор скважины. Периодическое нагнетание газа осуществляется насосом, подающим рабочую жидкость в напорную емкость снизу. Затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины. Нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости. Откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью этого насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость.
Недостаток способа состоит в существовании холостого цикла, в котором производится слив рабочей жидкости из емкости с остановкой насоса. Это влечет за собой потери объемов откачки газа и снижение надежности работы насоса из-за его постоянных переключений.
Способ периодического компримирования газа (патент RU №2642704 С1. Заявл.10.01.2017. Опубл.25.01.2018. БИ№3). включает цикл подачи насосом рабочей жидкости под давлением от питающей емкости в компрессионную камеру с одновременным вытеснением из ее верхней части газа в напорную линию через нагнетательный клапан и, по мере достижения уровнем рабочей жидкости в компрессионной камере максимального положения, переключение компрессионной камеры на слив, цикл опорожнения этой камеры от рабочей жидкости с одновременным поступлением в нее компримируемого газа через всасывающий клапан и, по мере достижения уровнем рабочей жидкости минимального положения, повторение циклов.
Способ обладает тем же недостатком, состоящим в потере объемов откачки газа в цикле слива рабочей жидкости из компрессионной емкости.
Перечисленные аналоги обладают общим недостатком, состоящим в неэффективном использовании полезной мощности компрессоров с «жидким» поршнем.
Наиболее близким к предполагаемому является способ, реализуемый в насосной установке для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины (патент RU № 2630490 С1. Заявл.21.07.2016. Опубл.11.09.2017. БИ №26). Насосная установка включает две компрессионные емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины. Всасывающие и нагнетательные клапаны установлены соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях. Имеются насос для перекачки рабочей жидкости и линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей. Каждая из линий сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса. Способ откачки газа осуществляется попеременной закачкой рабочей жидкости насосом в нижние части компрессионных емкостей и вытеснением из них газа в выкидной коллектор скважины.
Способ также обладает недостатком, состоящим в неэффективном использовании компрессора с «жидким» поршнем, позволяющим нагнетать газ с давлением, кратно превышающим давление в системе сбора нефти.
Технической задачей предложенного способа является использование избыточной мощности компрессора для отбора жидкости из группы нефтяных скважин закачкой в них компримированного газа.
Новизна технического решения состоит в том, что в известном способе, включающем отбор газа из затрубного пространства группы скважин через общий коллектор с нагнетанием газа из компрессионных емкостей «жидким» поршнем, отличающийся тем, что нагнетание газа из компрессионных емкостей «жидким» поршнем производят в трубы, коаксиально расположенные внутри НКТ и проходящие через устьевой сальник с закачкой по ним газа высокого давления для обеспечения фонтанного способа добычи нефти из скважин, производят отбор газоводонефтяной продукции из НКТ на поверхности и ее подачу в сепаратор попутного нефтяного газа из продукции в зоне расположения группы скважин и откачку водонефтяной продукции из сепаратора в систему сбора нефти насосом, причем на выходе газа из сепаратора в сборный коллектор установлен поплавковый регулятор уровня раздела «газ-нефть», поддерживающий уровень раздела «газ-нефть» в сепараторе и перекрывающий выход газа при превышении этого уровня и при достаточном для фонтанирования скважин объеме газа низкого давления, поступающего на прием компрессора из затрубного пространства группы скважин, весь объем сепарируемого попутного газа отводят в напорную систему сбора нефти его эжектированием насосом откачки водонефтяной продукции, а при образовании дефицита газа низкого давления на приеме компрессора производят частичный отбор его объема из верхней части сепаратора на прием компрессора.
На фиг.1 и 2 представлены схемы реализации способа. В скважину 1 на расчетную глубину спущена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 2. На устье скважины 1 колонна НКТ 2 линией 3 через кран 4 соединена с сепаратором 5 низкого давления. Верхняя часть сепаратора 5 через сборный коллектор 6 газа низкого давления связана с приемом компрессора 7, напорная сторона которого соединена с трубой 8 малого диаметра, проходящей через устьевой сальник 9 внутрь нижней части колонны НКТ 2. Затрубное пространство скважины 1 линией 10 через кран 11 также как и затрубные пространства других скважин группы соединено со сборным коллектором 6 низкого давления. На линии 3 поступления продукции скважины в сепаратор 5 установлен счетчик 12 массы сырой нефти. На выходе газа из сепаратора 5 в сборный коллектор 6 установлен поплавковый регулятор уровня раздела «газ нефть» 13. Насос 14 откачки жидкости из сепаратора 5 в напорную систему сбора нефти линией через кран 15 сообщен с нижней частью сепаратора 5. Напорная часть насоса 14 соединена с эжектором 16, в приемную камеру которого входит газовая линия 17 из верхней части сепаратора 5 через задвижку 18. На приеме и выходе компрессора установлены соответственно краны 19 и 20, а на линии 6 до соединения с линией 10 установлен кран 21. В верхней части затрубного пространства, напорной линии компрессора и сепараторе установлены манометры 22, 23 и 24.
Таким образом, схема реализации способа включает малый контур перекачки газа компрессором: затрубное пространство - линии 10 и 6 - компрессор - труба малого диаметра 8 - затрубное пространство, а также большой контур перекачки с подключением к малому контуру перекачки сепарационной емкости 5 через кран 21.
Способ осуществляется следующим образом.
Скважины 1, объединенные в группу, подключены своими затрубными пространствами к общему сборному коллектору низкого давления 6, газ из которого поступает на прием компрессора 7. Газ высокого давления поступает в трубы 8 малого диаметра скважин через краны 20, регулирующие расходы газа в скважины в зависимости от потребности каждой скважины для достижения их потенциального дебита фонтанированием. Достигнутый дебит каждой скважины измеряется счетчиками массы сырой нефти 12, а затем продукция всех скважин поступает в горизонтальный сепаратор 5.
В сепараторе 5 низкого (до 4…5 атм.) давления продукция расслаивается на газ и водонефтяную смесь, которая в свою очередь может частично расслаиваться на нефть и пластовую воду. Газ из верхней части сепаратора 5 может поступать в линию между краном 19 и компрессором 7 через кран 21. Регулятор 13 поддерживает уровень раздела «газ-нефть» в сепараторе 5, перекрывая выход газа при превышении этого уровня раздела предельной величины. Насос откачки водонефтяной смеси 14 отбирает ее из нижней части сепаратора 5 и направляет в рабочее сопло эжектора 16, в приемную камеру которого поступает газ из сепаратора 5 по линии 17. Регулированием открытия кранов 15 и 18 достигается необходимый режим работы эжектора 16 по расходам жидкости и газа.
После очередного ввода в эксплуатацию какой-либо скважины группы производят апробацию закачки газа в трубы малого диаметра и регулированием его расхода краном 20, а также измерением расхода сырой нефти счетчиком 12 для достижения оптимального режима фонтанирования скважины. Циркуляция газа при этом производится по малому контуру перекачки компрессором, минуя сепаратор 5.
При образовании дефицита газа для обеспечения фонтанирования всех скважин группы переходят на большой контур циркуляции газа, приоткрывая кран 21 для поступления газа из сепаратора 5 в сборный коллектор 6. Одновременно производят регулирование работы эжектора 16 в связи с изменением количества газа при сепарации из нефти.
Таким образом, регулированием кранами 20, 21, 15 и 18 достигаются условия оптимизации эксплуатации группы скважин как по дебитам фонтанных скважин, так и давлениями в затрубном пространстве, влияющими на депрессию на пласт и дебит скважин.
Технико-экономическими преимуществами предложенного способа являются полное использование мощности компрессора с «жидким» поршнем как для снижения давления в затрубном пространстве скважин и увеличения их дебитов, так и подъема нефти в них без применения глубинных насосов, а также простота и высокая надежность применяемого оборудования.