Способ глубинно-насосной добычи нефти и глубинно-насосная установка для его осуществления

 

Глубинно-насосная установка и способ для добычи нефти предназначены для использования в нефтяной промышленности для добычи нефти с высоким газовым фактором и из скважин с газовыми или газоконденсатными шапками. Установка содержит глубинный насос, газовый сепаратор, а также управляемый клапан-отсекатель, электроконтактный манометр и таймер, которые размещены на линии сброса нефтяного газа из затрубного пространства в выкидной трубопровод, теплоизолированы и снабжены системой обогрева. Способ предусматривает определение, установку и поддержание оптимального затрубного давления, которые обеспечивают наилучшие условия для работы глубинно-насосной скважины, оборудованной газосепаратором. Определение оптимального затрубного давления осуществляется на основании результатов глубинных исследований из условия минимального значения первой производной функции "затрубное давление - динамический уровень". Оптимальное затрубное давление устанавливают с таким расчетом, чтобы при его отклонениях в пределах до 1 МПа от номинального значения динамический уровень изменялся не более чем на 50-100 м. Оптимальное затрубное давление поддерживается с помощью управляемого клапана-отсекателя, управляемого электроконтактным манометром (по верхнему и нижнему пределам давления) и таймером (по промежутку времени накопления свободного газа в затрубном пространстве и длительности стравливания в выкидной нефтепровод). Позволяет исключить фонтанирование нефти по межтрубному пространству и прорывы газа через насос, снизить вероятность запарафинирования затрубного пространства и загидрачивания обратного клапана, удлинить срок службы глубинного насоса и стабилизировать производительность скважины. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для добычи нефти с высоким газовым фактором и из скважин, имеющим газовые или газоконденсатные шапки. Известна установка для добычи нефти и способ ее добычи, включающие отделение газа в сепараторе, расположенном ниже приема насоса, и удаление его через газовыпускной клапан (SU, авторское свидетельство, 866133, кл. E 21 B 43/00, 1981).

Недостатком известного способа и устройства является то, что при высоком газовом факторе сброс больших количеств газа из газосепаратора в выкидной трубопровод приводит к вспениванию, уменьшению плотности и охлаждению газонефтяной смеси в затрубном пространстве. В результате наблюдаются значительные колебания межтрубного и забойного давлений, давления на приеме глубинного насоса и загидрачивание обратного клапана.

Наиболее близким аналогом для способа глубинно-насосной добычи нефти и для глубинно-насосной установки для ее добычи является глубинно-насосная установка, содержащая установленный в колонне насосных труб насос с сепаратором, выкидной трубопровод и управляемый клапан-отсекатель, установленный в газопроводе, связанном с затрубным пространством.

В известной глубинно-насосной установке реализуется способ добычи нефти, заключающийся в том, что отделяют свободный газ от нефти и удаляют его из затрубного пространства через управляемый клапан-отсекатель (SU, авторское свидетельство 1384827, кл. F 04 B 47/02, 1988).

Недостатком известного способа и устройства является то, что удаление газа из затрубного пространства производят через колонну насосных труб и обратный клапан, что оказывает влияние на работу насоса, так как увеличивается давление на его плунжер. Для управления клапаном-отсекателем используется магнитный привод, связанный с полированным штоком, на привод клапана оказывают влияние силы трения и динамические силы при работе насосной установки.

Кроме того, способ не дает возможности обеспечить оптимальное затрубное давление.

Задачей изобретения является стабилизация затрубного давления, давления на приеме насоса, динамического уровня нефти в затрубном пространстве и количества газа, сбрасываемого в единицу времени из скважины в выкидной нефтепровод.

Поставленная задача достигается тем, что управляемый клапан-отсекатель глубинно-насосной установки снабжен таймером и электроконтактным манометром, подключенным к газопроводу до входа в клапан-отсекатель, при этом конец газопровода после клапана-отсекателя подсоединен к выкидному трубопроводу. Кроме того, клапан-отсекатель выполнен теплоизолированным и снабжен системой подогрева.

Задача в способе добычи нефти достигается за счет того, что для рабочего режима скважины определяют оптимальное затрубное давление, задают при помощи электроконтактного манометра, управляющего работой клапана-отсекателя, верхний и нижний пределы затрубного давления, а открытие клапан-отсекателя и удаление газа производят электрическому сигналу от манометра при достижении в затрубном пространстве верхнего предела затрубного давления.

Оптимальное затрубное давление определяют из условия минимального значения первой производной функции "затрубное давление-динамический уровень".

Оптимальное затрубное давление устанавливают таким, чтобы при его отклонениях в пределах до 1 МПа от номинального значения динамический уровень изменяется не более чем на 50-100 м.

Время открытия и закрытия клапана-отсекателя регулируют таймером.

На фиг. 1 представлена схема глубинно-насосной установки, реализующей способ добычи нефти; на фиг. 2 - кривая для определения оптимального затрубного давления.

Глубинно-насосная установка содержит глубинный насос 1 с гидросепаратором 2, управляемый клапан-сепаратор 3 с электроконтактным манометром 4 и таймером 5 объединены в общий блок управления 6, установленный на газопроводе 7, соединяющем затрубное пространство 8 скважины с выкидным трубопроводом 9. Блок управления 6 помещен в теплоизолированный кожух и оснащен системой подогрева (на чертеже не показана). Колонна насосно-компрессорных компрессорных труб 10 установлена в внутри обсадной колонны 11. На трубопроводе, связывающем затрубное пространство 8 с выкидным трубопроводом 9, установлены обратный клапан 12 и задвижка 13.

Установка работает следующим образом. Продукция скважины в виде газонефтяной смеси поступает в газосепаратор 2, где происходит отделение нефти от газа. Дегазированная нефть попадает в глубинный насос 1 и, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам 10, поступает в выкидной трубопровод 9. Газ сбрасывается в затрубное пространство 8, проходит по специальному газопроводу 7 через клапан-отсекатель 3 и попадает в выкидной трубопровод 7.

Принцип работы регулируемого клапана-отсекателя следующий. При накоплении газа повышается давление и снижается динамический уровень в затрубном пространстве 8. Верхний предел давления и соответственно нижний предел динамического уровня устанавливаются с помощью электроконтактного манометра. При достижении верхнего предела давления клапан-отсекатель 3 автоматически открывается и избыточный газ сбрасывается в выкидной трубопровод 9. Давление в затрубном пространстве 8 падает и при достижении нижней границы, чему соответствует максимальный динамический уровень, клапан-отсекатель 3 автоматически закрывается. Оптимальным является режим, когда значительным перепадам затрубного давления - 1-2 МПа - соответствуют минимальные колебания динамического уровня - 50-00 м.

Закрытие и открытие клапана-отсекателя 3 регулируется также с помощью таймера 5. Время накопления газа в межтрубном пространстве устанавливается в пределах до нескольких часов, а время стравливания - до 5-7 мин.

Загидрачивания управляемого клапана-отсекателя 3 в отличие от обратного клапана 12, установленного после затрубной задвижки 13, не происходит, т.к., во-первых, время стравливания и расход газа невелики, а во-вторых, он теплоизолирован и при необходимости дополнительно обогревается.

Контроль за эффективностью предложенного устройства и оптимальным режимом работы глубинно-насосной установки осуществляется посредством измерения дебета скважины, расчета коэффициентов наполнения и подачи штангового глубинного насоса или замера тока электроцентробежных глубинных насосов.

При изменении параметров работы нефтяного пласта, например при повышении или понижении пластового давления, устанавливается новый режим работы управляемого клапана-отсекателя 3 посредством изменения пределов колебания затрубного давления с использованием электроконтактного манометра 4 или времени накопления и стравливания нефтяного газа с помощью таймера 5.

Способ в предложенном устройстве реализуется следующим образом. Каждому значению затрубного давления соответствует определенное значение динамического уровня. Первоначально скважина исследуется и строится зависимость "затрубное давление - динамический уровень" (фиг. 2). На графике выбирается участок (2,3 - 3,0 МПа) с минимальным градиентом давления dP/dH (P -давление, МПа, H - динамический уровень, м), который соответствует оптимальному затрубному давлению. Наилучшим для работы глубинно-насосной установки скважины считается режим, когда при значительных, до 1 МПа, отклонениях затрубного давления от оптимального значения наблюдаются минимальные колебания динамического уровня - 50-100 м. Верхний и нижний пределы затрубного давления устанавливаются с помощью электроконтактного манометра (ЭКМ). При сбросе газа из газосепаратора 2 происходит его накопление в затрубном пространстве - затрубное давление повышается. После достижении верхнего предела давления управляющий электрический сигнал от ЭКМ поступает на электромагнитный клапан (на чертеже не показан), который открывает управляемый клапан-отсекатель 3. Избыточный газ сбрасывается в выкидной трубопровод 9. Давление в затрубном пространстве 8 падает и при достижении нижней границы клапан-отсекатель 3 автоматически закрывается.

Количество газа, сбрасываемого за определенный промежуток времени из затрубного пространства в выкидной нефтепровод, управляется также путем задания времени закрытия и открытия управляемого клапана-отсекателя 3 с помощью таймера 5. Время накопления газа в затрубном пространстве 8 (клапан закрыт) устанавливается в пределах 1-5 ч, а время стравливания газа (клапан открыт) - 0,5-5 мин.

Данное изобретение позволяет предотвратить образование гидратных и асфальто-смоло-парафиновых отложений на наружных стенках насосно-компрессорных труб и внутренней части обсадной колонны, улучшить условия эксплуатации глубинного насоса, снизить затраты на проведение ремонтных и аварийно-восстановительных работ, оптимизировать работу системы: нефтяной пласт-скважины - выкидной трубопровод и увеличить добычу нефти.

Формула изобретения

1. Способ глубинно-насосной добычи нефти с высоким газовым фактором, заключающийся в том, что отделяют свободный газ от нефти и удаляют его из затрубного пространства через управляемый клапан-отсекатель, отличающийся тем, что определяют оптимальное затрубное давление для рабочего режима скважины, при помощи электроконтактного манометра, управляющего работой клапана-отсекателя, задают верхний и нижний пределы затрубного давления, а открытие клапана-отсекателя и удаление газа производят при достижении в затрубном пространстве верхнего предела затрубного давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что оптимальное затрубное давление определяют из условия минимального значения первой производной функции "затрубное давление - динамический уровень".

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что оптимальное затрубное давление устанавливают таким, чтобы при его отклонениях в пределах до 1 МПа от номинального значения динамический уровень изменялся не более чем на 50-100 м.

4. Способ по пп. 1-3, отличающийся тем, что время открытия и закрытия клапана-отсекателя регулируют таймером.

5. Глубинно-насосная установка для добычи нефти, содержащая установленный в колонне насосно-компрессорных труб глубинный насос с газосепаратором, выкидной трубопровод и управляемый клапан-отсекатель, установленный в газопроводе, связанном с затрубным пространством, отличающаяся тем, что управляемый клапан-отсекатель снабжен таймером и электроконтактным манометром, подключенным к газопроводу до входа в клапан-отсекатель, при этом конец газопровода после клапана-отсекателя подсоединен к выкидному трубопроводу.

6. Установка по п.5, отличающаяся тем, что управляемый клапан-отсекатель выполнен теплоизолированным и снабжен системой подогрева.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2