устройство для регулирования режима работы фонтанных и компрессорных скважин

Формула изобретения

1. Устройство для регулирования режима работы фонтанных и компрессорных скважин, включающее выкидную линию, установленный на ней регулируемый штуцер и демпфер-сепаратор с нефтяным и газовым отводами, отличающееся тем, что оно снабжено смесителем и дополнительными регулируемыми штуцерами, которые установлены на нефтяных и газовых отводах, а смеситель связан нефтяными и газовыми отводами с демпфер-сепаратором.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что объем демпферной части сепаратора определяется из соотношения

1,4 Q_ср.г V_д.c 1,5Q_ср.г,

где V_д.c объем демпферной части сепаратора, м³;

Q_ср.г средняя производительность скважины по газу, м³/с;

1,4 и 1,5 безразмерные коэффициенты.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технике добычи нефти в фонтанных и компрессорных скважинах, в частности к устройствам для регулирования режима работы фонтанно -компрессорных скважинах, работающих в пульсирующем режиме.

Известно устройство для регулирования режима работы фонтанных и компрессорных скважин, включающее фонтанную арматуру, устьевой штуцер, установленный на выкидной линии [1]

Недостатком данного устройства является колебания буферного давления перед устьевым штуцером.

Пульсация давления под буфером вызывает знакопеременные нагрузки, приводящие к разрушению призабойной зоны пласта, снижая эффективность работы газлифтного подъемника.

Наиболее близким техническим решением по технической сущности является установленный на выкидной линии регулируемый штуцер, у которого проходное сечение может плавно изменяться, способствуя некоторому регулированию режима работы [1]

Недостатком данного устройства является, во-первых, ручная регулировка, а главное то, что при истечении газожидкостной смеси через штуцер, в том числе и регулируемый, образуются периодически газовые пробки, чередующиеся с прохождением жидкостной фазы.

Основной технической задачей, решаемой в изобретении, является уменьшение пульсации, увеличение КПД и надежности работы фонтанных и компрессорных скважин.

Указанная техническая задача решается тем, что компрессорные скважины, содержащие регулируемый штуцер, установленный на выкидной линии фонтанной арматуры, снабжаются демпфером-сепаратором, установленным после фонтанной арматуры, и смесителем, расположенным на выкидных линиях демпфера-сепаратора, причем регулируемый штуцер установлен на одной из выкидных линий, соединяющих демпфер -сепаратор со смесителем, а другая линия снабжена установленным на ней дополнительным штуцером-регулятором.

Кроме того, демпфер-сепаратор снабжен диафрагмой с установленным на ней обратным тарельчатым клапаном, а объем демпферной части определяется из соотношения

1,4 Q_ср V_д.с. 1,5 Q_cpж,

где Q_cp средняя производительность скважины по газу, м³/c;

V_д.с объем демпферной части демпфера-сепаратора, м³c;

1,4-1,5 опытные коэффициенты, обеспечивающие допустимую неравномерность давления.

Новыми существенными признаками изобретения являются признаки, направленные на уменьшение пульсации на буфере фонтанной арматуры до допустимых пределов, а в целом на выравнивание неравномерности давления газожидкостной смеси, транспортируемой на сборный пункт.

На фиг. 1 изображена принципиальная схема устройства; на фиг. 2 - экспериментально полученные графики кривых пульсации нефтегазовой смеси на буфере скважины.

Устройство содержит фонтанную арматуру 1 на скважине 2, выкидную линию 3, установленный после фонтанной арматуры демпфер-сепаратор 4 с отводами - газовым 5 и жидкостным 6, соединенным со смесителем 7. Выкидная линия отсекается от фонтанной арматуры задвижкой 8. На жидкостном отводе установлен регулируемый штуцер 9, а на газовом отводе -дополнительный регулируемый штуцер 10.

Демпфер-сепаратор выполнен с внутренней диафрагмой 11, на которой установлен тарельчатый клапан 12. Диафрагма делит демпфер-сепаратор на две части: нижнюю жидкостную полость 13 и верхний демпферный колпак 14.

Выкидная линия 3 подведена к жидкостной полости демпфера-сепаратора, в которой установлен регулятор уровня жидкости 15.

В днище демпфера-сепаратора выполнен сливной патрубок 16 с задвижкой 17 на случай слива осадка в дренаж.

Смеситель 7 выполнен с внутренней перфорированной трубой, к которой присоединяется подводящий жидкостной отвод 6, а к затрубному пространству присоединяется газовой отвод 5.

От смесителя вновь образованная, выровненная газожидкостная смесь по трубопроводу 1 направляется в сборный пункт (не показан). Трубопровод 18 соединен двумя импульсными линиями 19 и 20 с регулируемыми штуцерами 9 и 10.

Устройство работает следующим образом.

Продукция скважины: нефть и газ под давлением через фонтанную арматуру 1 при открытой задвижке 9 поступает в жидкостную полость 13 демпфера-сепаратора 4, где нефть с примесями остается на нижнем уровне, а газ занимает верхнее положение, заполняя демпферный колпак 14. После разделения газ и нефть по соответствующим отводам 5 и 6 направляются в смеситель 7, проходя через регулируемые штуцеры 10 и 9. Гашение пульсирующего давления объясняется одновременным выравниванием давления газовой и жидкостной частей в демпфере-сепараторе и раздельным прохождением нефти и газа через регулируемые штуцеры.

Характер распределения давления нефти и газа в демпфере -сепараторе выглядит следующим образом.

При повышении давления в жидкостной полости 13 демпфера -сепаратора 4, что соответствует поступлению газовой пробки, газ заполняет пространство и через тарельчатый клапан 12 поступает в газовый колпак 14. Во время поступления жидкости в демпфер-сепаратор происходит снижение давления в полости 13, газ над диафрагмой 11 расширяется до тех пор, пока давление в нем не выравнивается с давлением под диафрагмой. При этом тарельчатый клапан 12 закрывается, препятствуя передаче колебательного процесса на поверхность жидкости.

За счет резкого уменьшения скорости газожидкостного потока в демпфере-сепараторе происходит оседание механических примесей, которые периодически удаляются через сливной патрубок 16.

После демпфера-сепаратора нефть и газ, раздельно проходя соответствующие регулируемые штуцеры 9, 10, вновь смешиваются в смесителе 7. Регулируемые штуцеры 9 и 10 с управляющими импульсными трубопроводами 19 и 20 обеспечивают непрерывное автоматическое регулирование заданного расхода нефти и газа в систему сбора согласно установленного режима работы скважины.

В смесителе для стабилизации газожидкостного потока при однотрубной совместной транспортировке осуществляется турбулентное смешение нефти и газа, до образования дисперсионной структуры транспортируемого потока.

Таким образом, пробковая структура потока, поступающего из скважины, преобразуется в более выгодную и устойчивую дисперсную.

Уменьшение пульсации давления на буфере фонтанных скважин с применением предложенного устройства видно на экспериментальном графике (фиг. 2), где изображены сравнительные кривые пульсации. Приведем разъяснение изображенных графиков с учетом физических процессов, происходящих при прохождении нефтегазового потока из скважины через штуцер и демпфер-сепаратор. При прохождении смеси нефти и газа по трубам образуются газовые пробки, которые, достигая штуцера в известных устройствах (кривая 1), резко увеличивают скорость истечения через штуцер. При этом давление на буфере скважины резко падает от точки А до В (участок кривой АВ). К концу прохождения газовой пробки и начала движения жидкости давление возрастает от В до наибольшего значения в точке С (участок кривой ВС), после чего давление вновь падает с приближением следующей газовой пробки до минимальной в точке Д.

На кривой 2 изображена кривая установившегося режима движения смеси с пульсацией от 0,01 до 0,025 МПа, которая обеспечивается при установке на выкидной линии предлагаемого устройства с демпфером-сепаратором объемом демпферной части V_д.с. согласно найденной опытным путем величине

1,4 Q_cp V_д.с. 1,5 Q_cp

Характер приведенного колебания давления подтвердился опытным путем на компрессорной скважине 373 НГДУ им. А. Серебровского ВПО "Каспморнефтегаз".

Скважина работала через устьевой штуцер диаметром 15 мм с пульсацией буферного давления 1,4-1,9 МПа с периодом волны давления 67 с (кривая 1). Дебит скважины составлял по нефти 29 т/сут, газа 13 тыс.м³/сут, расход сжатого газа 20 тыс.м³/сут, заштуцерное противодавление в системе сбора 0,9 МПа.

После подключения к скважине демпфера-сепаратора с расчетным объемом демпферной части 6 м³ с регулируемыми штуцерами на его отводах колебание давления на буфере скважины снизился до 0,05 МПа (кривая 2), а среднее буферное давление установилось на уровне 1,6 МПа.

Производительность скважины при этом увеличилась на 5,7 т/сут, а КПД подъемника на 22%