ГЛУБИННОЕ ГАЗОПЕРЕПУСКНОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ СКВАЖИНЫ, ЭКСПЛУАТИРУЕМОЙ ШТАНГОВЫМ НАСОСОМ
DEEP GAS BYPASS DEVICE FOR WELL OPERATED BY SUCKER-ROD PUMP

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, и может быть использовано для добычи нефти с высоким содержанием попутного газа, отрицательно влияющего на дебит скважины.
Известен способ эксплуатации скважины (см. патент РФ №2142554, МПК 6 Е21В 43/00, опубл. в Б.и. №34, 10.12.1999 г.), оборудованной электроцентробежным насосом (ЭЦН). Способ предусматривает спуск насоса под динамический уровень флюида в интервал глубины, в котором давление на приеме насоса ниже критического давления основных газовых компонентов добываемого флюида, но не ниже 3 МПа. При этом отбор нефти осуществляют одновременно с отбором газа из затрубного пространства вакуумным насосом.
Недостатком способа является то, что неконтролируемое извлечение попутного газа из затрубного пространства вакуумным насосом затрудняет поддержание давления ниже 3 МПа на приеме насоса. Кроме того, для осуществления способа требуется дорогостоящее оборудование, вызывающее большой расход электроэнергии, связанный с работой вакуумного насоса. Применение его в скважинах оборудованных штанговыми глубинными насосами авторами не предусмотрено.
Указанные недостатки частично устранены в устройстве для перепуска газа из межтрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважине оборудованной ЭЦН (см. патент РФ №2303124, МПК Е21В 43/12, опубл. в Б.и. №20, 20.07.2007 г.). Устройство включает соединенную с обоих концов с НКТ муфту с боковым отверстием. Муфта соединена боковой поверхностью с боковой поверхностью корпуса с прилеганием по максимальной плоскости для обеспечения наибольшей передачи тепла от муфты к корпусу. Корпус снабжен соединяющимися между собой продольным каналом и боковым отверстием муфты. В продольном канале корпуса расположен штуцер и обратный клапан с фильтром. Обратный клапан обеспечивает стравливание газа при превышении давления в межтрубном пространстве над давлением в колонне НКТ на 0,1-0,2 МПа.
Однако и оно не лишено недостатков. Так, оно может найти ограниченное применение, в скважинах оборудованных ЭЦН, поскольку его обратный клапан срабатывает только при превышении давления газа в межтрубном пространстве над давлением в колонне НКТ на 0,1-0,2 МПа, а принудительный перепуск газа при этом не предусмотрен, что делает его неприменимым в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН). Например, при попытке его использования в скважинах с ШГН непременно произойдет выравнивание давлений межтрубного газа с давлением в выкидной линии на устье скважины и скважинный обратный клапан для перепуска газа не откроется. Следовательно, устройство не обеспечит перепуск межтрубного газа в НКТ.
Ни одно из множества обнаруженных технических решений не предназначено для перепуска межтрубного газа в НКТ в скважинах, оборудованных ШГН.
Технической задачей настоящего изобретения является повышение эффективности работы ШГН, увеличение дебита скважины и снижение затрат электроэнергии.
Поставленная техническая задача достигается тем, что глубинное газоперепускное устройство для скважины, эксплуатируемой штанговым насосом, содержит  установленную выше глубинного насоса дополнительную пару «плунжер-цилиндр», плунжер которой связан со штангой, а цилиндр с связан с насосно-компрессорными трубами - НКТ, газоперепускные клапаны для сообщения с внутритрубной полостью над и под цилиндром дополнительной пары, причем дополнительная пара «плунжер-цилиндр» выполнена аналогично паре глубинного насоса, ее присоединительные элементы выполнены в виде переходника с вмонтированными снаружи газоперепускными клапанами, цилиндр дополнительной пары выбран по длине равным длине цилиндра пары глубинного насоса, при этом для скважины с нормальным или малым газовым фактором цилиндр дополнительной пары по диаметру выбран меньшим, чем диаметр труб НКТ, а для скважины с большим газовым фактором цилиндр дополнительной пары по диаметру выбран большим, чем диаметр труб НКТ.
Новым является то, что устройство дополнительно снабжено смонтированной на глубине скважины не более одной длины трубы НКТ – выше глубинного насоса парой: плунжер-цилиндр, связанные со штангой и НКТ соответственно, аналогично паре: плунжер-цилиндр глубинного насоса, причем газоперепускные окна выполнены верхнее - над цилиндром, а нижнее - под цилиндром, при этом в устьевой выкидной линии флюида установлен обратный клапан, работающий на открытие со стороны поступления флюида из скважины.
Патентные исследования с целью определения технического уровня и предварительной проверки на новизну проводились ретроспективностью в 20 лет по патентному фонду института «ТатНИПИнефть» г. Бугульмы, РТ.
Как показал анализ известных технических решений в данной области техники, предлагаемое техническое решение имеет существенные признаки, которые отсутствуют в обнаруженных аналогах, а их использование в заявляемой совокупности существенных признаков обеспечивает получение нового технического результата, отмеченного выше. Следовательно, можно предположить, что заявляемое техническое решение соответствует условиям патентоспособности «новизна», по нашему мнению, и критерию «изобретательский уровень».
Приведенные рисунки поясняют суть изобретения, где на фиг. 1 изображен общий вид оборудования для осуществления заявляемого способа в продольном разрезе, где видна штанговая глубинная насосная установка (ШГНУ), спущенная в зону продуктивного пласта и дополнительная пара -плунжер - цилиндр, смонтированные на глубине скважины не более одной длины трубы НКТ, связанные: плунжер с колонной штанг, а цилиндр - с НКТ с помощью муфт (переводников), а также перепускные клапаны, сообщенные с окнами для перепуска газа, устьевое оборудование, станок - качалка, в частичном продольном разрезе.
На фиг. 2 - вид на 1 по фиг .1, где видна дополнительная пара: плунжер - цилиндр, плунжер которой связан с колонной штанг, а цилиндр - с НКТ с помощью переходника, а также сообщенные с газоперепускными окнами перепускные клапаны, смонтированные с наружной стороны переходника, соединяющих первую трубу НКТ от устья скважины с последующей трубой. Из рисунка видно, что у пары: плунжер - цилиндр диаметр цилиндра выбран меньшим, чем диаметр трубы НКТ, для использования в скважинах с нормальным газовым фактором.
На фиг. 3 - то же, что на фиг. 2, когда у пары: плунжер - цилиндр диаметр цилиндра выбран большим, чем диаметр трубы НКТ для использования в скважинах с высоким газовым фактором
Оборудование (см. фиг. 1) для эксплуатации скважины 1 глубинным штанговым насосом 2, приводимым в работу наземным приводом 3, включает смонтированную на глубине Н=12 м и менее от устья скважины, т.е. не более одной длины трубы 4 НКТ, которая обычно составляет 10 или 12 м, дополнительную пару: плунжер-цилиндр (см. фиг. 2), соединенные: плунжер 5 с колонной штанг 6, а цилиндр 7 с НКТ с помощью переходников 8 и 9, аналогично паре: плунжер-цилиндр глубинного насоса 2. Для слаженной работы системы дополнительная пара: плунжер-цилиндр и пары: плунжер-цилиндр глубинного насоса размеры цилиндра их по длине выбирают равными. Как видно из фиг.2, для перепуска газа из межтрубного в трубного пространства в скважинах с нормальным или малым газовым фактором диаметр цилиндра у дополнительной пары: плунжер-цилиндр выбран меньшим, чем диаметр трубы НКТ. Для скважин с высоким газовым фактором у пары: плунжер - цилиндр диаметр цилиндра 7 выбран большим, чем диаметр трубы 4 НКТ (см. фиг. 3). Поскольку конструкции у дополнительных пар: плунжер-цилиндр, изображенных на фиг. 2 и 3, выполнены одинаковыми и различаются только размерами по диаметру, позиции на элементы даны одинаковыми.
Оборудование также содержит перепускные клапаны 10 и 11 верхний и нижний соответственно, установленные на наружной стенке переходников 8 и 9. Полости клапанов сообщены с полостью трубного пространства 12 и 13 через окна 14 и 15 соответственно, выполненные в стенке переходников 8 и 9, верхнее - над цилиндром 7, а нижнее - под ним, обеспечивающие поступление через них попутного газа из межтрубного пространства 16 в трубное попеременно в такт приема и подачи флюида плунжером 5. На устье скважины в выкидной линии 17 флюида установлен обратный клапан 18, работающий на открытие со стороны поступления флюида из скважины, для эффективной работы клапанов при создании плунжером вакуума в процессе всасывания и нагнетания флюида. Для повышения эффективности перепуска газа из затрубного пространства в трубное в скважинах с высоким газовым фактором диаметр цилиндра у дополнительной пары: плунжер-цилиндр выбран большим, чем диаметр трубы НКТ (см. фиг. 3).
Ограничение глубины установки в скважине дополнительной пары: плунжер-цилиндр диктуется тем, что давление жидкости, находящейся в манифольдной линии, не оказывала большого противодавления газу, поступающему из затрубного пространства в трубную.
Устройство работает следующим образом.
Спускают штанговый глубинный насос 2 под динамический уровень флюида в компоновке с оборудованием для перепуска попутного газа из межтрубного пространства в трубное, как это изображено на фиг.1. Затем глубинную насосную установку запускают в работу наземным приводом 3 при открытой задвижке 19 манифольдной линии 17. При этом, связанный со штангами 6 плунжер 5 дополнительной пары: плунжер - цилиндр оборудования для перепуска попутного газа одновременно получает возвратно-поступательное движение в такт движения плунжера 20 глубинного насоса 2.
При этом происходит следующее. При движении плунжера 5 (см. фиг. 2 и 3), например, с верхней точки вниз происходит заполнение его полости по каналам 21 и 22, клапан 18 на манифольдной линии 17 закрывается, а запорный элемент 23 верхнего клапана 10 открывается от создавшегося вслед за плунжером вакуума (разрежения), пропуская газ из затрубного пространства 16 в трубное через окно 14 и до тех пор, пока плунжер 5 не достигнет нижней крайней точки. В момент достижения этой точки, клапан 10 закрывается и поступление газа прекращается. Далее, при движении плунжера 5 вверх идет подача флюида плунжером в манифольдную линию 17, при котором одновременно запорный элемент 24 нижнего клапана 11 открывается за счет возникшего под плунжером 15 вакуума и давления газа в затрубном пространстве, вследствие чего начинается поступление газа через окно 15 из затрубного пространство в трубное 11 и до тех пор, пока плунжер 5 не достигнет верхней крайней точки. В момент достижения этой точки клапан 11 закрывается и поступление газа прекращается. Далее цикл повторяется. Как видим, поступление попутного газа из затрубного пространства в трубное с помощью перепускных клапанов происходит попеременно в такт приема и подачи флюида плунжером.
Технико-экономические преимущества предложения заключаются в следующем:
- использование способа, как показали предварительные промысловые испытания, обеспечивает улучшение показателей работы установки ШГН и получение дополнительной добычи нефти, поскольку в затрубном пространстве давление попутного нефтяного газа снижается в среднем в 3 и более раза, а это приводит к увеличению динамического уровня флюида в скважине или поддержать его в оптимальном уровне
- обеспечивается снижение энергопотребления за счет бесперебойной работы ШГН в оптимальном режиме;
- отказ от компрессора для отбора газа из затрубного пространства, установленного на устье скважины.
Источники информации
1. Патент РФ №2142554, МПК 6 Е21В 43/00, опубл. в Б.и. №34, 10.12.1999 г.
2. Патент РФ №2303124, МПК Е21В 43/12, опубл. в Б.и №20, 20.07.2007 г.
3. Патент РФ №2079636, МПК Е21В 43/00, опубл., 20.05.1997 г.
4. Патент РФ №2074954, МПК Е21В 43/12, опубл., 10.03.1997 г.
5. Патент РФ №2591309, МПК Е21В 43/12, F16K, опубл., 30.06.2015 г.
6. Патент РФ №2517287, МПК Е21В 43/12, F04F, опубл., 27.05.2014 г.