Устройство для фонтанной и газлифтной эксплуатации нефтяных скважин

Устройство для фонтанной и газлифтной эксплуатации нефтяных скважин

Реферат

 

Изобретение относится к добыче газожидкостных флюидов в скважинах, в частности газированной нефти, и может быть использовано при эксплуатации водяных, нефтяных, газоконденсатных и газовых объектов в скважинах в фонтанном режиме или при искусственном нагнетании газа для подъема жидкости на поверхность. Обеспечивает снижение расхода газа и повышение КПД лифтирования жидкости в скважинах. Устройство включает лифтовую колонну труб для подъема жидкости и газа и размещенные внутри колонны узлы для изменения структуры газожидкостного потока, узлы выполнены в виде обратного шарового клапана, в котором радиус и вес шара выбраны в зависимости от скорости газожидкостного потока по аналитическим формулам. 1 з.п.ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области добычи газожидкостных флюидов в скважинах, в частности газированной нефти, и может быть использовано при эксплуатации водяных, нефтяных, газоконденсатных и газовых объектов в скважинах в фонтанном режиме или при искусственном нагнетании газа для подъема жидкости на поверхность.

Известно устройство для эксплуатации нефтяных скважин, состоящее из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) одного или разных диаметров, оснащенной на устье или на забое штуцерами (местными сопротивлениями) для регулирования противодавления на пласт и режима работы лифта. Вместо штуцеров на устье скважины иногда устанавливают газосепаратор (трапп), где газ отделяется от нефти и поддерживается необходимое противодавление [1].

Основной недостаток известного устройства состоит в том, что при восходящем движении газожидкостной смеси в лифтовой колонне, как правило, формируется стержневая (кольцевая) структура потока, в которой газ движется по центру трубы стержнем, а жидкость движется по стенкам в виде тонкого слоя с периодическим "захлебыванием". Такая структура потока, которая характерна при больших газовых факторах, является весьма невыгодной и коэффициент полезного действия по выносу жидкости не превышает 10-12%. Аналогичная картина наблюдается и при работе эргазлифта.

Известно устройство, встраиваемое в лифтовую колонну и предназначенное для диспергирования газа в жидкости (нефти) для создания высокодисперсной эмульсионной (или пенной) структуры газожидкостного потока [2]. По целевой задаче упомянутые технические решения совпадают с авторским и поэтому приняты в качестве аналогов.

К основным недостаткам аналогов можно отнести следующее: 1) устройства обладают слишком большими гидросопротивлениями; 2) устройства могут быть установлены только на нижнем конце лифтовой колонны, но газовые пузырьки, поднимаясь выше, будут сливаться, и созданная эмульсионная структура потока нарушается и скольжение газа (его потери) таким образом не исключаются; 3) стабилизация эмульсионной структуры газожидкостного потока за счет добавок поверхностно-активных веществ (ПАВ) приведет к дополнительным трудностям и энергозатратам при сепарации газа на поверхности.

Известно устройство для фонтанной и газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, включающее лифтовую колонну труб для подъема жидкости и газа и размещенные внутри колонны узлы для изменения структуры газожидкостного потока [3].

Это устройство, формирующее четочную (снарядную или пробковую) структуру газожидкостного потока в лифтовой колонне, наиболее близко по технической сущности к предлагаемому и поэтому принято в качестве наиболее близкого аналога.

К основным его недостаткам следует отнести следующее: 1. сложность конструктивного исполнения; 2. существует возможность обратного перетока жидкости вниз через устройство, что нежелательно; 3. отсутствует возможность воздействия на текущий по стенкам трубы слой жидкости, ибо необходимо этот слой постоянно или периодически "стряхивать" для образования жидких пробок; 4. в случаях внезапного (аварийного) прорыва газа из эксплуатируемых пластов устройство не дает "отсечки" скважины.

Техническим результатом изобретения является снижение расхода попутного или подаваемого компримированного газа и повышение коэффициента полезного действия лифтирования жидкости в скважинах.

Необходимый технический результат достигается тем, что в устройстве для фонтанной и газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, включающем лифтовую колонну труб для подъема жидкости и газа и размещенные внутри колонны узлы для изменения структуры газожидкостного потока, согласно изобретению последние выполнены в виде обратного шарового клапана, в котором радиус и вес шара выбраны в зависимости от скорости газожидкостного потока по формуле: G = 4/3R³_ш(_ш- _см), где v - скорость газожидкостного потока; R_ш - радиус шара; _ш - плотность шара; _см - плотность газожидкостной смеси; g - ускорение свободного падения; R_т - внутренний радиус труб лифтовой колонны; G - вес шара.

При этом, предпочтительный радиус шара составляет 0,8-0,9 от внутреннего радиуса труб лифтовой колонны.

Заявляемое устройство показано на фиг. 1 и включает колонну насосно-компрессорных труб 1, между которыми в зазоре муфтового соединения 2 жестко закреплено посадочное гнездо 3. В этом гнезде сверху свободно посажен шар 4. При этом шар 4 имеет радиус меньше внутреннего радиуса насосно-компрессорных труб [1] . Отношение радиусов может быть разным, наиболее предпочтительное это отношение составляет 0,8-0,9. Вес шара подбирают из расчета поддержания шара 4 во взвешенном состоянии в условиях стационарного газожидкостного потока.

На фиг. 2 показано устройство, включающее несколько указанных выше узлов.

Заявляемое устройство работает следующим образом. Его устанавливают в НКТ выше уровня разгазирования нефти (выделения газа в свободную фазу). Газожидкостный поток за счет скоростного напора поднимает шар 4 от посадочного гнезда 3 и удерживает его в подвешенном состоянии, т.к. часть потока обтекает шар в кольцевом зазоре между ним и стенками трубы. При этом шар находится в неустойчивом состоянии и совершает поперечные колебания, которые за счет ударов передаются трубе 1.

Определение сил, действующих на шар в восходящем газожидкостном потоке.

В трубе радиуса R_т (фиг. 3) на удалении от шара движется поток на скорости v . Вследствие удара жидкости о шар и передачи ему части импульса потока возможно движение шара вверх с некоторой постоянной v_ш. Пренебрегая внутренним трением жидкости, положим, что за шаром формируется зона разрежения, и гидродинамическая сила с этой стороны не действует.

Возьмем систему отсчета в центре шара. Тогда жидкость в этой системе на удалении будет двигаться со скоростью V = v - V_ш. Считая удар жидкости абсолютно упругим, имеем в точке A за время t, на площадку AB попадает количество жидкости _смv_Atdr2r, где _см - плотность газожидкостного потока.

Импульс силы от этого количества жидкости будет: v_A(v_Atdr2r_см) Как видно из фиг. 4, при ударе жидкости о шар ему передается только часть импульса, равная: 2v_Asin(v_Atdr2r_см) Вследствие шаровой симметрии часть этого импульса гасится и остается величина, равная: где R_ш - радиус шара.

Найдем v_A из уравнения, учитывая то, что ускоряется и передает импульс силы только часть жидкости, заключенная внутри трубы в цилиндре с радиусом, равным радиусу шара: (R²_т-r²)v_A= R²_ш Отсюда Следовательно, переданный жидкостью импульс силы за время t равен: Интегрируя по r от 0 до R_ш, имеем полную силу напора, действующую на шар: Для взвешивания шара в потоке необходимо уравнять силу напора и вес шара (G).

G = 4/3R³_ш(_ш- _см)g = F где _ш - плотность шара, g - ускорение силы тяжести.

Сокращая, получим: Отсюда найдем скорость потока, необходимую для взвешивания шара: Эффект, связанный с формированием четочной (пробковой) структуры газожидкостного потока с помощью заявляемого устройства, состоит в том, что: a) При обтекании шара за ним, как показано на фиг. 4, образуется зона пониженного давления (полость разрежения), куда устремляется газ, в то время как жидкость идет, прилипая к стенкам трубы. В результате за шаром формируется газовая четка (пробка).

b) Жидкость, стекающая вниз по стенкам трубы, образует над газовой четкой жидкую четку (пробку).

c) Поперечные колебания шара обеспечивают отрыв газовой четки (пузыря) и одновременно ускоряют образование жидкой четки (пробки) за счет вибрации стенок трубы.

d) Колебания шара и трубы с частотами порядка 1500-2000 Гц резко ускоряют сепарацию газа (выделение газа из жидкости).

Пример практической реализации предлагаемого устройства.

Устройство, показанное на фиг. 1, встраивают в лифтовую колонну в количестве одного узла или нескольких узлов. Количество узлов определяют из гидродинамических расчетов, согласно исходных данных по конкретной скважине. Варианты конструкции системы узлов показаны на фиг. 2 и 5, откуда следует, что система узлов устройства может быть стационарной (когда посадочные гнезда жестко закрепляются между стыками насосно-компрессорных труб) или подвесной, например, на тросе или на штангах (фиг. 5). Схему расстановки узлов по длине лифтовой колонны задают после проведения расчетов.

Для работы устройства и подбора радиуса и веса шара производят расчет минимально необходимой скорости газожидкостного потока в лифтовой колонне данного размера, который выполняют по формуле, выведенной выше с учетом некоторых поправок.

Возьмем для конкретного примера лифтовую колонну, состоящую из насосно-компрессорных труб d = 73 мм. При _ш = 7,8 г/см³, _см = 0,4 г/см³, g = 980 см/сек², R_ш = 3 см, R_т = 3,2 см, v = 1,2 м/сек.

Лифт, оснащенный системой узлов, содержащих обратные клапаны, как показано на фиг. 2, по существу выполняемого им действия можно назвать (именовать) трапповым лифтом.

Отметим некоторые основные преимущества траппового лифта по сравнению с обычным лифтом: 1) Одним из преимуществ траппового лифта является то, что в аварийных случаях разгерметизации устья, прорыва газа или отклонения режима работы лифта от заданного при резком возрастании скорости потока шаровые клапаны, установленные в лифтовой колонне, срабатывают как прямые клапаны и автоматически перекрывают скважину.

2) В отличив от обычного лифта трапповый лифт осуществляет сепарацию газа (отделение его от нефти) уже по пути движения в лифтовой колонне, что практически исключает необходимость использования траппа (газосепаратора) на выходе из скважины.

3) Снижение расхода газа в конечном итоге создает условия для увеличения периода фонтанирования продуктивного объекта, т.к. при обычном лифте большая часть попутного газа расходуется бесполезно и поэтому приводит к досрочному падению пластового давления, в результате чего фонтанирование (самоизлив) прекращается.

Источники информации 1. Муравьев И. М. и др. Технология и техника добычи нефти и газа. М., Недра, 1971, с. 25.

2. Муравьев И.М. и др. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М., Недра, 1972, с. 50.

3. SU 1117395 A, 07.10.1984.

Формула изобретения

1. Устройство для фонтанной и газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, включающее лифтовую колонну труб для подъема жидкости и газа и размещенные внутри колонны узлы для изменения структуры газожидкостного потока, отличающееся тем, что узлы для изменения структуры газожидкостного потока выполнены в виде обратного шарового клапана, в котором радиус и вес шара выбран в зависимости от скорости газожидкостного потока по формулам G = 4/3R³_ш(_ш- _см), где v - скорость газожидкостного потока; R_ш - радиус шара; _ш - плотность шара; _см - плотность газожидкостной смеси; g - ускорение свободного падения; R_т - внутренний радиус труб лифтовой колонны; G - вес шара.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что предпочтительный радиус шара составляет 0,8 - 0,9 от внутреннего радиуса труб лифтовой колонны.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5

NF4A Восстановление действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Дата, с которой действие патента восстановлено: 20.11.2008

Извещение опубликовано: 20.11.2008        БИ: 32/2008