установка для добычи нефти

Формула изобретения

Установка для добычи нефти, включающая станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки и всасывающей линией, соединенной с затрубным пространством скважины, отличающаяся тем, что часть компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня, герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины с учетом определения газовой силы компрессора (F_ком, H) из условия

F_ком < (F^* - F_гол) a/c + P_затр S,

где F^* - максимально допустимая нагрузка на головку балансира, H;

F_гол - нагрузка на головку балансира при ее ходе вверх, H;

a - расстояние от точки опоры балансира до точки приложения нагрузки на головку балансира, м;

с - удаление точки крепления компрессора от опоры балансира, м;

P_затр - давление в затрубном пространстве скважины, Па;

S - площадь тыльной поверхности поршня, м².

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к системам механизированной добычи газонефтяной смеси из скважин.

Известна установка для добычи нефти, включающая скважину и глубинно-насосную установку, состоящую из глубинного насоса и станка-качалки (См. книгу: Муравьев И. М. и др. "Технология и техника добычи нефти и газа", изд-во "Недра", 1971. 496 с. С. 289 - 290).

Установка позволяет извлекать нефть на поверхность для дальнейшей переработки.

Недостатком установки является снижение добычи нефти в процессе ее работы, вызванное следующим. В процессе работы установки из нефти, поступающей на забой, выделяется газ, который скапливается в затрубном пространстве скважины. В результате этого давление в затрубном пространстве и соответственно забойное давление растут, что приводит к уменьшению притока нефти из пласта, к снижению дебита скважины и добычи нефти.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является установка для добычи нефти, включающая глубинно-насосную установку, скважину, подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки, всасывающая линия которого соединена с затрубным пространством скважины, подводящие и отводящие трубопроводы нефти и газа (см. статью P. W. Fairchild, M.J. Sherry "Wellhead gas compression extends life of beam-pumped wells" в ж. "World Oil", July, 1992, p. 71).

Данная установка позволяет увеличить добычу нефти за счет снижения забойного давления путем откачки газа подвесным компрессором из затрубного пространства скважины.

Недостатком известной установки является низкий прирост добычи нефти из-за неполной откачки газа из затрубного пространства скважины подвесным компрессором, связанной с ограниченной допускаемой производительностью и мощностью подвесного компрессора, который можно устанавливать на станок-качалку, что обусловлено следующим. При сжатии газа в цилиндре компрессора возникает газовая сила (действующая на поршень), которая воздействует на шатун и вал редуктора дополнительно к нагрузке, вызванной весом штанг и поднимаемой жидкости. На фиг. 1 представлена схема балансира с действующими на него силами и нагрузками при ходе головки балансира вверх (когда происходит подъем жидкости на поверхность и сжатие газа), откуда запишется условие применимости известной установки

F_голa + F_комC<Fb, (1)

где

F_гол - нагрузка на головку балансира при ходе головки балансира вверх, включающая вес штанг, вес поднимаемой жидкости и инерционные силы;

a - расстояние от точки O опоры балансира до точки приложения силы F_гол;

F_ком - газовая сила, создаваемая при сжатии газа компрессором;

C - удаление точки крепления компрессора от опоры балансира;

F_шат - максимальное (допустимое) усилие в шатуне, передаваемое балансиром в точку их соединения, которое определяется через предельную (максимально допустимую по паспорту станка-качалки) нагрузку на головку балансира F^*

F_шат = F^*a/b, (2)

где

b - удаление точки соединения балансира и шатуна от точки O (обычно длина заднего плеча).

Из выражения (1) с учетом (2) получим формулу для определения газовой силы

F_ком<(F - F_гол)a/c, (3)

откуда видно, что при применении известной установки на станок-качалку можно устанавливать компрессор, развивающий газовую силу, не превышающую значение в правой части выражения (3). Причем величина F_ком тем меньше, чем более нагружен станок-качалка (то есть, чем ближе значение F_гол к F^*). При высокой или полной загрузке станка-качалки (F_гол близко или равно F^*) величина F_ком приближается к нулю. Поэтому для соблюдения условия (3) в известной установке требуется устанавливать компрессор с меньшим диаметром цилиндра (для уменьшения газовой силы), и, следовательно, меньшей производительности, что приводит к уменьшению откачки газа из затрубного пространства, установлению в нем повышенного давления, снижению притока и добычи нефти. Таким образом, известная установка при полной или высокой загрузке станка-качалки является неработоспособной или работает с пониженной эффективностью (низкий прирост добычи нефти), то есть имеет ограниченную применимость.

Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такую установку для добычи нефти, которая бы при минимальных затратах на реконструкцию имеющихся в промышленности технологических схем, обеспечивала бы эффективное извлечение нефти и газа с забоя на поверхность.

Целью предлагаемой установки является увеличение добычи нефти, а также расширение условий применимости отбора и сжатия газа компрессором с приводом от балансира станка-качалки.

Поставленная цель достигается описываемой установкой для добычи нефти, включающей станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки и всасывающей линией, соединенной с затрубным пространством скважины.

Новым является то, что часть компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины с учетом определения газовой силы компрессора (F_ком, H) из условия

F_ком<(F - F_гол)a/c + P_затрS,

где

F^* - максимально допустимая нагрузка на головку балансира, H;

F_гол - нагрузка на головку балансира при ее ходе вверх, H;

a - расстояние от точки опоры балансира до точки приложения нагрузки на головку балансира, м;

c - удаление точки крепления компрессора от опоры балансира, м;

P_затр - давление в затрубном пространстве скважины, Па;

S - площадь тыльной поверхности поршня, м².

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемая установка отвечает критерию "существенные отличия".

На фиг. 2 изображена принципиальная технологическая схема установки для добычи нефти.

Установка для добычи нефти содержит скважины 1 и 2, включающие затрубное пространство 3, насосно-компрессорные трубы 4, глубинный насос 5, станок-качалку 6, подвесной компрессор 7, включающий цилиндр 8 и поршень 9, всасывающий 10 и нагнетательный 11 газопроводы, нефтепровод 12, соединительный газопровод 13.

Установка работает следующим образом.

Глубинный насос 5, приводимый в действие балансиром станка-качалки 6, откачивает нефть из скважины 1 и подает ее по насосно-компрессорным трубам 4 на поверхность в нефтепровод 12. Подвесной компрессор 7 с приводом от балансира станка-качалки 6 откачивает газ из затрубного пространства 3 скважины 1 через всасывающий газопровод 10, сжимает газ в камере сжатия, ограниченной стенками цилиндра 8 и нижней поверхностью поршня 9, и направляет по нагнетательному газопроводу 11 в нефтепровод 12. При движении поршня 9 вниз, когда происходит сжатие газа под поршнем, газ из затрубного пространства 3 скважины 1 или 2 по соединительному газопроводу 13 поступает в герметично изолированную от атмосферного воздуха часть компрессора 7, ограниченную внутренней поверхностью цилиндра 8 и тыльной (верхней) поверхностью поршня 9, поддерживая в этой части компрессора давление P_тыл, равное давлению в затрубном пространстве скважины 1 или 2 P_затр. В результате чего на поршень действует сила F_тыл

F_тыл = P_затрS, (4)

где

S - площадь тыльной поверхности поршня, воспринимающая давление P_тыл = P_затр, причем сила F_тыл противодействует газовой силе F_ком.

Тогда для предлагаемой установки условие применимости запишется следующим образом:

F_голa + F_комC - F_тылC<Fb, (5)

откуда с учетом (4) получим формулу для определения газовой силы компрессора при использовании предлагаемой установки

F_ком<(F - F_гол)a/c + P_затрS. (6)

Из сравнения выражений (3) и (6) следует, что при использовании предлагаемой установки на станок-качалку можно устанавливать компрессор с большей газовой силой (на величину P_затрS), чем при использовании известной установки.

Пример конкретного выполнения.

Из скважины, оборудованной станком-качалкой СК-8 (с максимально допустимой нагрузкой F^* = 80 кН) добывают девонскую нефть в количестве 5,5 т/сут с газовым фактором 50 м³/т. Максимальная нагрузка при ходе головки балансира вверх составляет F_гол = 65 кН, то есть станок-качалка частично недогружен, что позволяет установить на заднем плече балансира подвесной компрессор с диаметром цилиндра 200 мм. Подвесной компрессор отбирает газ из затрубного пространства скважины в количестве 275 м³/сут, поддерживая давление в затрубном пространстве 0,25 МПа и давление в нагнетательной линии 1,2 МПа (достаточное для подачи газа в нефтяную линию). При этих установившихся параметрах компрессор создает газовую силу, равную 37,68 кН, что не превышает допустимую газовую силу, определяемую по формуле (6)

F_ком = 37680 H < (80000 - 65000)2 + (2500003,14/40,2²) = 37850 Н.

При возрастании давления в нефтяной линии (и соответственно в нагнетательной линии) из-за прикрытия задвижки на сборном пункте (или по другой причине) с 1,2 МПа до 1,4 МПа газовая сила компрессора также возрастает с 37680 H до 43960 H, поэтому цилиндр компрессора с тыльной стороны поршня соединяют с затрубным пространством другой скважины, давление в котором не ниже 0,45 МПа. Тогда рассматриваемая предлагаемая установка остается работоспособной, так как соблюдается условие (6)

F_ком = 43960 H < (80000 - 65000)2 + (4500003,14/40,2²) = 44130 Н.

Результаты испытания известной и предлагаемой установок приведены в таблице.

Из таблицы видно, что при использовании предлагаемого способа дебит нефти больше на 28%, чем по известному способу за счет полного отбора газа (0,19 м³/мин против 0,15 м³/мин) и создания меньшего давления в затрубном пространстве (0,25 МПа против 0,32 МПа), что обеспечивается применением компрессора с большим диаметром (200 мм против 176 мм) без нарушения работы станка-качалки.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки складывается из прибыли от увеличения добычи нефти и расширения области применимости отбора и сжатия газа компрессором с индивидуальным приводом.