Методы снижения затрубного давления

Одно из направлений таких работ связано с попутным нефтяным газом, в котором, помимо ценных продуктов, содержатся и вредные компоненты, как, например, сероводород.
Подобным объектом с потенциальными рисками являются добывающие нефть скважины. 
При их эксплуатации наблюдается скопление газа в межколонном пространстве, что способствует появлению рисков по его истечению в атмосферу при наличии негерметичных соединений. Кроме того, наличие газа при достаточно высоких значениях давления негативно сказывается на работе глубинно-насосного оборудования и не позволяет добиться потенциального дебита скважины.
Традиционно для снижения давления затрубного газа используются обратные устьевые клапаны, предусмотренные в составе устьевой арматуры скважин. Применение данных клапанов позволяет снизить затрубное давление до давления в нефтепроводе, что не всегда эффективно для скважин с высоким давлением в системе нефтесбора.
Поиск и внедрение наиболее перспективных методов снижения давления в скважине наиболее актуален для данной группы скважин.
Применение имеющихся решений и оборудования, такие как строительство компрессорных станций на кусту скважин (рис. 1), строительство газосборных сетей имеют большой недостаток, а именно — большие капитальные и эксплуатационные затраты на их реализацию.
Для выбора оптимального решения при условиях разработки месторождений (неоднородность скважин по своим эксплуатационным характеристикам и расположение одиночных скважин проблемного фонда вне кустов) НГДУ «Ямашнефть» пошло по пути точечного внедрения технологий на отдельных скважинах. 
Были выбраны два типа оборудования: внутрискважинные газо-перепускные клапаны ГПК-73 и наземные подвесные компрессоры. 
Впервые установка ГПК-73 (рис. 2) была внедрена в НГДУ «Ямашнефть» в 2016 г. на трех скважинах. Конструкция встраивается в компоновку глубинно-насосного оборудования скважины и монтируется после первой НКТ от устья. Она представляет собой цилиндр с парой всасывающих клапанов и плунжера, служащего для перемещения газо-жидкостной смеси и создания разряжения в подплунжерном пространстве. 
В ходе эксплуатации были получены следующие результаты: затрубное давление снизилось в среднем на 10 атм., а дебит увеличился на 7 %, однако эксплуатация ГПК-73 осложнена отсутствием возможности опрессовки глубинно-насосного оборудования (определение работоспособности), монтаж и ревизия производятся только с привлечением бригады по подземному ремонту скважины и специального оборудования.
С 2017 г. в НГДУ «Ямашнефть» ведется опытно-промышленная эксплуатация подвесных компрессоров (рис. 3). Конструкция представляет собой шарнирно-связанный с пирамидой и балансиром СК плунжерный насос, приводимый в действие при возвратно-поступательном движении СК.
При движении плунжера насоса затрубный газ по рукавам высокого давления через всасывающий клапан поступает в полость насоса, при сжатии плунжером газ закачивается в манифольдную линию (рис. 4).
При эксплуатации компрессора в среднем затрубное давление удалось снизить на 12 атм., коэффициент подачи насоса увеличился на 10  %, дебит скважин — на 8 %. 
В начале 2018 г. смонтирован подвесной компрессор двухстороннего действия и повышенной производительности — проводится его настройка и вывод скважины на режим.
В сравнении с ГПК-73 выявлены следующие преимущества: простота в обслуживании и монтаже, возможность визуального контроля за работоспособностью, отсутствие необходимости в привлечении бригад подземного ремонта при внедрении и проведении ревизии.
Рассмотренные технологии доказали свою работоспособность и эффективность, работа в данном направлении будет продолжена в виду своей актуальности на сегодняшний день.

Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Р. Фахретдина, д. 60, тел.: (8557) 31-85-68, 31-84-36