Способ подъема скважинной жидкости и комбинированный скважинный подъемник для его осуществления

Способ подъема скважинной жидкости и комбинированный скважинный подъемник для его осуществления

Реферат

 

Способ подъема скважинной жидкости включает создание внутрискважинного газлифта в нижней ступени подъема, сепарирование газожидкостной смеси в хвостовике (Х)7 газлифта перед подъемом ее по Х7, подъем жидкости по Н7 до приема насоса (Н)4 отсепарированным газом, пропускание через Н4 всего объема поступившей на прием Н4 газожидкостной смеси, ступенчатый перепуск газа и жидкости по полостям Н4 и последующий подъем жидкости по колонне НКТ выделившимся из жидкости газом. Комбинированный скважинный подъемник содержит верхнюю и нижнюю ступени подъема, при этом нижняя ступень содержит Х7, на нижнем конце которого закреплен газовый сепаратор (ГС)9 посредством муфты 8 с осевыми каналами 10, связывающими ГС 9 с полостью Х7. Верхний конец Х7 связан с всасывающей линией Н4. Н4 в верхней ступени подъема выполнен двуплунжерным, плунжеры 13, 14 выполнены полыми, связаны друг с другом штоком 15. В плунжерах 13, 14 размещены тарельчатые клапаны 17 и 18, запорные органы которых жестко закреплены по торцам штока 15. Повышается эффективность откачки жидкости с использованием внутрискважинного газлифта в комбинации со штанговым насосом путем полного использования энергии выделяющегося из скважинной жидкости газа для подъема жидкости от забоя до устья скважины. 2 с. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин газлифтным способом в комбинации со штанговой глубиннонасосной добычей жидкости с высоким газовым фактором, стойких эмульсий со вспененной нефтью, а также при подъеме жидкости из глубоких слабофонтанирующих скважин.

Известен способ подъема жидкости из скважины, в котором используется внутрискважинный газлифт в комбинации со штанговой глубиннонасосной добычей, согласно которому первоначально в нижней ступени подъема скважинной жидкости создают внутрискважинный газлифт, для чего хвостовик закрепляют на пакере. Накопление газа, выделившегося из скважинной жидкости, происходит под пакером. При определенном давлении выделившийся газ в виде газовых подушек вытесняет жидкость из ствола скважины и поднимает ее по хвостовику вверх в надпакерное пространство. При прохождении газожидкостной смеси по кольцевому каналу между обсадной колонной и дополнительной колонной, а затем по кольцевому пространству между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и дополнительной колонной жидкость меняет направление движения на 180^o, в результате чего происходит частичное отделение газа от жидкости. Газ по затрубному пространству направляется вверх к устью скважины, а жидкость из надпакерной зоны подают во всасывающую линию насоса верхней ступени подъема жидкости (см. авт. свид. СССР N 1064042, кл. F 04 В 47/02, от 1982 г.).

Недостаток известного способа - низкая производительность по причине неполного заполнения цилиндра насоса жидкостью, т.к. не обеспечивается полное отделение жидкости от газа и на прием насоса поступает жидкость с находящимся в ней газом, что особенно проявляется при добыче жидкости с большим газовым фактором.

К тому же известным способом можно поднимать жидкость на относительно небольшую высоту.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому является способ подъема скважинной жидкости путем внутрискважинной газлифтной эксплуатации в комбинации со штанговой глубиннонасосной добычей, согласно которому в нижней ступени подъема жидкости создают внутрискважинный газлифт, выделившийся в зоне разгазирования газ подают в хвостовик газлифта и тем самым осуществляют подъем газожидкостной смеси по хвостовику в верхнюю ступень подъема жидкости, к приему насоса. Перед поступлением в насос газожидкостную смесь сепарируют; газ выводят в затрубное пространство, а жидкость, освобожденную от газа, направляют во всасывающую линию штангового плунжерного насоса, которым откачивают жидкость по колонне НКТ на поверхность (см. авт. свид. СССР N 1740778, кл. F 04 В 47/02, от 1990 г.) Известен комбинированный скважинный подъемник для осуществления известного способа подъема жидкости, включающий размещенные в обсадной колонне верхнюю ступень, выполненную в виде установленного в колонне НКТ глубинного штангового насоса с нагнетательной и всасывающей линиями, и гидравлически связанную с верхней ступенью нижнюю ступень, выполненную в виде внутрискважинного газлифта, содержащего хвостовик, газовый сепаратор с газовой камерой и всасывающей трубкой и пакер (см. авт. свид. СССР N 1740778, кл. F 04 В 47/02, от 1990 г.). В зоне газовыделения снаружи хвостовика размещена газосборная воронка из эластичного материала, перекрывающая затрубное пространство. Газовый сепаратор установлен в верхней части хвостовика, под насосом. Газ, выделившийся из жидкости в зоне разгазирования, накапливается под воронкой и, поднимаясь по хвостовику, совершает полезную работу на участке хвостовика выше воронки. Перед поступлением в насос жидкость сепарируют, отделившийся газ выводится в затрубное пространство, а жидкость, освобожденная от газа, поступает в насос и перекачивается им по колонне НКТ на поверхность.

Однако известный способ и устройство для его осуществления имеют низкую эффективность откачки жидкости из скважины, поскольку не обеспечивают полного использования потенциальной энергии выделяющегося из скважинной жидкости газа для ее подъема. Выделившийся из жидкости газ совершает полезную работу по подъему жидкости только в нижней ступени и не по всему хвостовику, а только на участке от зоны разгазирования до насоса, и энергия этого газа вообще не используется для подъема жидкости в верхней ступени от насоса до устья скважины, так как конструкция насоса требует обязательного отделения газа от жидкости.

Целью изобретения является повышение эффективности откачки скважинной жидкости путем полного использования энергии выделяющегося из скважинной жидкости газа для подъема жидкости от забоя до устья скважины.

В заявляемом способе поставленная цель достигается тем, что в известном способе подъема скважинной жидкости путем внутрискважинной газлифтной эксплуатации в комбинации со штанговой глубиннонасосной добычей, включающем создание внутрискважинного газлифта в нижней ступени подъема скважинной жидкости и подъем добываемой газожидкостной смеси по хвостовику газлифта, сепарирование поступившей в хвостовик газожидкостной смеси и последующий подъем скважинной жидкости в верхней ступени по колонне насосно-компрессорных труб посредством глубинного штангового насоса, новым является то, что верхнюю ступень подъема жидкости оборудуют двухплунжерным насосом с полыми плунжерами и промежуточной кольцевой камерой, сепарирование газожидкостной смеси производят в хвостовике газлифта перед подъемом ее по хвостовику, и подъем добываемой газожидкостной смеси в нижней ступени осуществляют путем стравливания отсепарированного газа в полость хвостовика в виде газовых подушек и проталкивания им добываемой жидкости во всасывающую линию насоса верхней ступени, весь объем поднятой по хвостовику газожидкостной смеси подают в подплунжерную полость всасывающей линии насоса, из которой через промежуточную кольцевую камеру насоса в его нагнетательную линию переводят ступенчато выделившийся из жидкости в подплунжерной полости газ и жидкость, после чего подъем скважинной жидкости по колонне НКТ до устья производят проталкиванием газом, перепущенным из подплунжерной полости насоса через насос в нагнетательную линию насоса.

Благодаря тому, что в предлагаемом способе сепарирование газожидкостной смеси производят в хвостовике газлифта до подъема ее по хвостовику, и благодаря тому, что отсепарированный газ направляют в полость хвостовика, обеспечивается подъем скважинной жидкости по всей длине хвостовика газом в виде газовых подушек только за счет энергии газа, содержащегося в пластовой жидкости, что значительно облегчает транспортирование жидкости на поверхность.

Благодаря тому, что верхнюю ступень подъема жидкости оборудуют двухплунжерным насосом с полыми плунжерами и промежуточной кольцевой камерой, обеспечиваются условия для надежной работы насоса при перекачке газожидкостной смеси с любым, даже очень высоким газовым фактором, из нижней ступени в верхнюю ступень, исключая операции по предварительному отделению газа из жидкости на приеме насоса и стравливанию его в затрубное пространство. Конструкция верхней ступени подъема жидкости позволяет весь объем газожидкостной смеси пропускать через насос в нагнетательную линию и далее - выделившимся газом в виде газовых подушек проталкивать жидкость к устью по колонне НКТ, вновь используя только энергию газа, выделившегося из добываемой скважинной жидкости.

Таким образом, предложенный способ обеспечивает высокую эффективность подъема скважинной жидкости на поверхность за счет полного использования потенциальной энергии выделяющегося из пластовой жидкости газа, т.е. без применения дополнительных внешних источников газа, исключая тем самым самозадавливание пласта и насильственный режим работы пласта. Предложенный способ позволяет обеспечить рациональный режим работы скважины, т.к. можно отрегулировать режим работы насоса на режим отдачи продуктивного пласта.

Поставленная цель достигается также тем, что в известном комбинированном скважинном подъемнике, содержащем размещенные в обсадной колонне верхнюю ступень, выполненную в виде установленного в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) глубинного штангового насоса с нагнетательной и всасывающей линиями, гидравлически связанную с верхней ступенью нижнюю ступень, выполненную в виде внутрискважинного газлифта, содержащего хвостовик, газовый сепаратор с всасывающей трубкой и газовой камерой и пакер, новым является то, что газовый сепаратор установлен на нижнем конце хвостовика и закреплен посредством переводной муфты, в теле которой выполнены осевые каналы, связывающие газовую камеру газового сепаратора с полостью хвостовика, при этом всасывающая трубка сепаратора также соединена с полостью хвостовика, верхний конец хвостовика связан с всасывающей линией насоса, при этом глубинный штанговый насос выполнен двухплунжерным в виде установленных в цилиндре один над другим полых плунжеров, связанных между собой жестко посредством штока в виде сплошного стержня, между торцами плунжеров, штоком и цилиндром выполнена промежуточная кольцевая камера, в нижней части верхнего плунжера и в верхней части нижнего плунжера установлены тарельчатые клапаны в виде конусного седла и запорного органа с конусной наружной поверхностью, при этом запорные органы обоих тарельчатых клапанов жестко закреплены по торцам штока, нагнетательный клапан выполнен в верхнем плунжере, а всасывающий клапан установлен на приеме насоса.

Пакер в обсадной колонне установлен выше насоса.

Промывочный клапан установлен выше пакера.

Благодаря тому, что газовый сепаратор в заявляемом устройстве установлен на нижнем конце хвостовика и закреплен на нем посредством переводной муфты, в теле которой выполнены осевые каналы, связывающие газовую камеру сепаратора с полостью хвостовика, и поскольку всасывающая трубка сепаратора, по которой идет отделившаяся от газа пластовая жидкость, также выведена в полость хвостовика, то при движении колонны насосных штанг в полость хвостовика выбрасывается жидкость и отсепарированный газ в виде газовых подушек, обеспечивается подъем жидкости энергией отсепарированного газа во всасывающую линию с любой длиной хвостовика.

Благодаря тому, что штанговый насос выполнен двухплунжерным, при этом плунжеры выполнены полыми и связаны жестко штоком в виде сплошного стержня, причем между штоком и цилиндром насоса выполнена промежуточная кольцевая камера, причем в обоих плунжерах установлены зеркально тарельчатые клапаны, запорные органы которых связаны указанным штоком, обеспечивается надежная работа насоса при откачке газожидкостной смеси даже при самом высоком газовом факторе, поскольку появилась возможность выделившийся под нижним плунжером газ в виде газовой подушки перепустить в промежуточную кольцевую камеру насоса и далее - в нагнетательную линию насоса и колонну НКТ верхней ступени подъема жидкости.

Благодаря тому, что двухплунжерный насос имеет тарельчатые клапаны, запорные органы которых жестко связаны штоком, обеспечивается гарантированный перепуск газовой подушки из одной полости насоса в другую и гарантированная прокачка больших объемов жидкости через насос, причем обеспечивается надежная работа клапанов насоса.

Благодаря конструктивному выполнению насоса и в верхней ступени подъем жидкости по колонне НКТ до устья осуществляется проталкиванием жидкости газовыми подушками, т.е. используя энергию газа добываемой жидкости.

Установка пакера выше насоса позволяет увеличить буферное пространство и тем самым увеличить объем выделяющегося из пласта газа, а также исключить прохождение выделяющегося из пласта газа по затрубью и выпуск его в атмосферу.

Таким образом, предложенные конструктивные признаки устройства обеспечивают согласно способу полное использование потенциальной энергии выделяющегося из пластовой жидкости газа для подъема жидкости от забоя до устья скважины и тем самым позволяют повысить эффективность откачки скважинной жидкости. Это позволяет сделать вывод, что заявляемые изобретения связаны между собой единым изобретательским замыслом.

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретения, поскольку способ и устройство предназначены для подъема скважинной жидкости, преимущественно с высоким газовым фактором. Заявляемые изобретения решают одну и ту же задачу - полное использование потенциальной энергии выделяющегося из пластовой жидкости газа для подъема жидкости от забоя до устья скважины.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена схема комбинированного скважинного подъемника жидкости для осуществления способа; на фиг. 2 - узел верхней ступени подъема жидкости.

Комбинированный скважинный подъемник жидкости (фиг. 1), посредством которого осуществляется способ подъема скважинной жидкости, содержит установленные в обсадной колонне 1 скважины верхнюю ступень 2, выполненную в виде установленного в колонне НКТ 3 глубинного штангового насоса 4, и гидравлически связанную с верхней ступенью 2 нижнюю ступень 5, выполненную в виде внутрискважинного газлифта 6. Газлифт 6 содержит хвостовик 7 и закрепленный на нижнем конце хвостовика 7 посредством переводной муфты 8 газовый сепаратор 9. В теле муфты 8 выполнены осевые каналы 10, которые связывают газовую камеру 11 сепаратора 9 с полостью хвостовика 7. Верхний конец хвостовика 7 связан с верхней ступенью 2 подъема жидкости.

Глубинный штанговый насос 4 верхней ступени 2 выполнен двухплунжерным и представляет собой цилиндр 12, в котором один над другим размещены укороченные верхний 13 и нижний 14 полые плунжеры, жестко связанные между собой посредством штока 15 в виде сплошного стержня. Между торцами плунжеров 13 и 14, штоком 15 и цилиндром 12 выполнена промежуточная кольцевая камера 16. В нижней части верхнего плунжера 13 и в верхней части нижнего плунжера 14 установлены тарельчатые клапаны 17 и 18 соответственно, выполненные в виде конусного седла 19, 20 и запорного органа 21, 22 с конусной наружной поверхностью. Запорные органы 21 и 22 жестко закреплены по торцам штока 15. Всасывающий клапан 23 насоса установлен на приеме насоса 4, а в верхнем плунжере 13 установлен нагнетательный тарельчатый клапан 17, седло 19 которого выполнено в нижней части плунжера 13, а в запорном органе 21 клапана 17 выполнен сквозной канал 24, внутри которого размещен шариковый клапан 25. Штанговый насос 4 выполнен вставным и установлен в колонне НКТ 3 при помощи замковой опоры 26. Верхний плунжер 13 жестко связан с колонной 27 насосных штанг. На обсадной колонне 1 выше насоса 4 установлен пакер 28, а промывочный клапан 29 установлен на колонне НКТ 3 выше пакера 28.

Заявляемый способ подъема скважинной жидкости осуществляют следующим образом.

При работе насоса 4 газожидкостная смесь из пласта поступает в нижнюю ступень 5 на прием газового сепаратора 9, в котором за счет многократного изменения направления и скорости движения, а также изменения площадей сечения каналов, по которым проходит газожидкостная смесь, происходит разрушение пены и интенсивная коалесценция пузырьков газа. Выделяющийся из жидкости газ собирается в верхней части сепаратора 9 в газовой камере 11 и через газоотводные каналы 10 в переводной муфте 8 из газовой камеры 11 поступает в хвостовик 7, куда по центральной всасывающей трубе одновременно поступает отсепарированная жидкость. При подъеме газа по хвостовику 7 глобулы газа, увеличиваясь в диаметре, соединяются друг с другом, образуя большие газовые пузыри в виде газовых подушек, энергии которых достаточно для подъема жидкости по хвостовику 7 от забоя до приема насоса 4. При этом условия для обратного растворения газа в добываемой жидкости отсутствуют.

Конструкция устройства позволяет пропускать через насос весь объем газожидкостной смеси, без предварительного отделения газа от жидкости на приеме насоса.

В исходном состоянии все клапаны 17, 18, 23 и 25 в насосе закрыты. Нагнетательные клапаны 17 и 25 (тарельчатый и шариковый) удерживаются в закрытом состоянии гидростатическим давлением столба жидкости в НКТ 3. Нижний тарельчатый клапан 18 закрыт весом нижнего плунжера 14 и давлением в промежуточной камере 16. Всасывающий клапан 23 закрыт весом жидкости и газа от предыдущего хода колонны насосных штанг 27.

При движении колонны насосных штанг 27 вверх нагнетательные тарельчатый клапан 17 и шариковый клапан 25 продолжают удерживаться в закрытом состоянии весом столба жидкости в НКТ 3, а нижний тарельчатый клапан 18 удерживается в закрытом состоянии за счет сопротивления плунжера 14 относительно цилиндра 12 насоса, а всасывающий клапан 23 открыт. Нижний плунжер 14 создает разрежение на приеме насоса 4, и в результате происходит забор газожидкостной смеси из хвостовика 7 в подплунжерную полость нижнего плунжера 14 на полную длину рабочего хода. Выделяющийся из жидкости газ в виде газовых подушек успевает всплыть и собраться над жидкостью под плунжером 14 до следующего цикла.

При ходе колонны насосных штанг 27 вниз нагнетательные клапаны 17 и 25 в верхнем плунжере 13 продолжают удерживаться в закрытом состоянии давлением столба жидкости в НКТ 3, а тарельчатый клапан 18 нижнего плунжера 14 открывается, запорный орган 22 выходит из седла 20 на 3-5 мм, за счет того, что нижний плунжер 14 "зависает" относительно цилиндра 12 насоса, т.к. снаружи на плунжере 14 надеты раскрывающиеся полиамидные манжетки 30. Давление в промежуточной камере 16 выравнивается с давлением под нижним плунжером 14, и выделившийся в виде газовой подушки под нижним плунжером 14 газ обменивается на жидкость из промежуточной камеры 16. Под нижним плунжером остается нефть без газовой подушки, и плунжер 14 "тонет" в этой жидкости.

При дальнейшем движении колонны насосных штанг 27, а вместе с ней и плунжеров 13, 14 вниз под плунжерами поднимается гидравлическое давление и за счет гидравлического сопротивления в соединенных жестко посредством штока 15 запорных органах 21, 22 тарельчатых клапанов 17 и 18 преодолевается давление столба жидкости в НКТ 3. Как следствие - открывается нагнетательный тарельчатый клапан 17 в верхнем плунжере 13 на 3-5 мм. Газовая подушка из промежуточной камеры 16 прорывается в полость НКТ 3, обмениваясь на жидкость из НКТ 3. Поэтому промежуточная камера 16 постоянно заполнена жидкостью, и верхний плунжер 13, как и нижний плунжер 14, также находится в жидкости. При этом вес столба жидкости передается на всасывающий клапан 23 в нижнем плунжере 14, поэтому клапан 23 находится в закрытом состоянии.

Таким образом, в положении, когда оба плунжера 13 и 14 будут находиться в жидкости (как бы "утонули"), весь газ перепускается через насос 4 в полость НКТ 3, и в цилиндре 12 насоса 4 газ отсутствует.

На следующем этапе при ходе колонны насосных штанг 27, а вместе с ней и плунжеров 13, 14 вверх, запорный орган 21 тарельчатого нагнетательного клапана 17 садится в седло 19. Клапан 17 закрывается, и через шток 15 закрывается тарельчатый клапан 18 нижнего плунжера 14, и вся жидкость, находящаяся над верхним плунжером 13, выталкивается в полость НКТ 3. В процессе работы устройства нефть выталкивается ступенчато, циклами, т.е. при ходе колонны насосных штанг вверх. При этом газ, перепущенный через промежуточную камеру 16 насоса, проходя по колонне НКТ 3 до устья, совершает полезную работу по подъему жидкости как фонтанный подъемник. По мере движения газовых пузырей вверх по лифтовой колонне газовые пузыри увеличиваются в диаметре, способствуя тем самым продвижению жидкости вверх до устья скважины.

Шариковый клапан 25, встроенный в верхний тарельчатый клапан 17, играет роль циркуляционного клапана при глушении или обратной промывке скважины.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет по сравнению с известным существенно повысить эффективность откачки скважинной жидкости, используя для этого энергию выделяющегося из пластовой жидкости газа.

Формула изобретения

1. Способ подъема скважинной жидкости путем внутрискважинной газлифтной эксплуатации в комбинации со штанговой глубиннонасосной добычей, включающий создание внутрискважинного газлифта в нижней ступени подъема скважинной жидкости и подъем добываемой газожидкостной смеси по хвостовику газлифта, сепарирование поступившей в хвостовик газожидкостной смеси и последующий подъем скважинной жидкости в верхней ступени по колонне насосно-компрессорных труб посредством глубинного штангового насоса, отличающийся тем, что верхнюю ступень подъема жидкости оборудуют двухплунжерным насосом с полыми плунжерами и промежуточной кольцевой камерой, сепарирование газожидкостной смеси производят в хвостовике газлифта перед подъемом ее по хвостовику, и подъем добываемой газожидкостной смеси в нижней ступени осуществляют путем стравливания отсепарированного газа в полость хвостовика в виде газовых подушек и проталкивания им добываемой жидкости во всасывающую линию насоса в верхней ступени, весь объем поднятой по хвостовику газожидкостной смеси подают в подплунжерную полость всасывающей линии насоса, из которой через промежуточную кольцевую камеру насоса в его нагнетательную линию переводят ступенчато выделившийся из жидкости в подплунжерной полости газ и жидкость, после чего подъем скважинной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб до устья производят проталкиванием газом, перепущенным из подплунжерной полости насоса через насос в нагнетательную линию насоса.

2. Комбинированный скважинный подъемник, содержащий размещенный в обсадной колонне верхнюю ступень, выполненную в виде установленного в колонне насосно-компрессорных труб глубинного штангового насоса с нагнетательной и всасывающей линиями, гидравлически связанную с верхней ступенью нижнюю ступень, выполненную в виде внутрискважинного газлифта, содержащего хвостовик, газовый сепаратор с всасывающей трубкой и газовой камерой и пакер, отличающийся тем, что газовый сепаратор установлен на нижнем конце хвостовика и закреплен посредством переводной муфты, в теле которой выполнены осевые каналы, связывающие газовую камеру газового сепаратора с полостью хвостовика, при этом всасывающая трубка сепаратора также соединена с полостью хвостовика, верхний конец хвостовика связан с всасывающей линией насоса, при этом глубинный штанговый насос выполнен двухплунжерным в виде установленных в цилиндре один над другим полых плунжеров, связанных между собой жестко посредством штока в виде сплошного стержня, между торцами плунжеров, штоком и цилиндром выполнена промежуточная кольцевая камера, в нижней части верхнего плунжера и в верхней части нижнего плунжера установлены тарельчатые клапаны в виде конусного седла и запорного органа с конусной наружной поверхностью, при этом запорные органы обоих тарельчатых клапанов жестко закреплены по торцам штока, нагнетательный клапан выполнен в верхнем плунжере, а всасывающий клапан установлен на приеме насоса.

3. Комбинированный скважинный подъемник по п.2, отличающийся тем, что пакер в обсадной колонне установлен выше насоса.

4. Комбинированный скважинный подъемник по п.2, отличающийся тем, что выше пакера установлен промывочный клапан.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2