УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА В СКВАЖИНЕ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области нефтегазодобычи в скважинах и может быть использовано при эксплуатации нефтяных объектов на стадиях естественного фонтанирования скважин, а также при искусственной подаче компримированного газа в скважины для подъема методом эргазлифта.

В добычных скважинах, где подъем жидкости на поверхность осуществляют с помощью газа, имеют место три структуры газожидкостных смесей:
1. Эмульсионная или пенная структура, которая характеризуется более или менее равномерным распределением газа в жидкости. Газ находится в жидкости в виде отдельных пузырьков (меньших диаметра подъемных труб).

2. Четочная или пробковая структура. При таких структурах основная масса газа движется в виде четок, перекрывающих все сечение трубы и чередующихся с прослойками жидкости.

3. Стержневая или кольцевая структура. При таких структурах основная масса газа движется по центру трубы сплошным потоком (стержнем), а жидкость движется по стенкам в виде тонкого слоя.

Для вертикальных и наклонных потоков можно привести карту режимов течения Хьюитта (фиг.1).

Известно устройство для преобразования газожидкостного потока в скважине, содержащее колонну насосно-компрессорных труб и камеру замещения, выполненную в виде перевернутого стакана и переливного патрубка, закрепленного в колонне насосно-компрессорных труб и образующего со стаканом полость, в нижней части гидравлически связанную с внутренней полостью насосно-компрессорных труб (1).

Вышеописанное устройство для преобразования газожидкостного потока в скважине, может быть охарактеризовано и как устройство, содержащее колонну насосно-компрессорных труб и камеру замещения (1).

Недостатком известного устройства (в одном и другом случае) является то, что его камера замещения выполнена из жестко сочлененных элементов и ее полезный объем для формирования газового поршня ограничен.

Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности саморегулирования системы газожидкостных поршней при изменении параметров газожидкостной смеси и гидродинамики системы "пласт - скважина".

Необходимый технический результат достигается тем, что в одном устройстве для преобразования газожидкостного потока в скважине, содержащего колонну насосно-компрессорных труб и камеру замещения, выполненную в виде перевернутого стакана и переливного патрубка, закрепленного в колонне насосно-компрессорных труб и образующего со стаканом полость, в нижней части гидравлически связанную с внутренней полостью насосно-компрессорных труб, согласно изобретению, перевернутый стакан имеет возможность осевого перемещения, а ход стакана определяется и регламентируется из условия:
F > V·g(ρ_ж- ρ_г)·G·P_гс,
где F - сила, заставляющая стакан подниматься;
V - объем газа в камере замещения;
g - ускорение свободного падения;
ρ_ж, ρ_г - плотность жидкости и газа;
G - вес стакана с учетом облегчения в жидкости;
P_гс - гидростатическое давление на стакан сверху.

В другом устройстве технический результат достигается тем, что в устройстве для преобразования газожидкостного потока в скважине, содержащем колонну насосно-компрессорных труб и камеру замещения, согласно того же изобретения, камера замещения выполнена в виде стакана с боковыми окнами внизу и фланцем вверху, нормально перекрывающим выпускные отверстия для газа во втулке, жестко закрепленной на стыке между трубами лифтовой колонны, при этом фланец стакана имеет возможность осевого перемещения во втулке.

Общий вид одного устройства показан на фиг. 2. Другое устройство показано на фиг. 3.

Первое устройство (фиг. 2) содержит колонну насосно-компрессорных труб 1 и камеру замещения, выполненную в виде перевернутого стакана 2 и переливного патрубка 3, образующего со стаканом полость. Устройство имеет фланец 4. На наружной поверхности переливного патрубка 3 жестко закреплены бобышки 5 для ограничения хода стакана 2.

Другое устройство (фиг. 3) содержит колонну насосно-компрессорных труб 2 и камеру замещения 3, которая выполнена в виде стакана 4 с боковыми окнами внизу и фланцем 5 вверху нормально перекрывающим выпускные отверстия для газа во втулке 6, жестко закрепленной на стыке между насосно-компрессорными трубами. При этом фланец стакана 5 имеет возможность осевого перемещения во втулке 6.

Первое устройство (представленное на фиг. 2) работает следующим образом: газожидкостная смесь, поднимающаяся вверх, поступает в устройство через переливной патрубок 3, жестко закрепленный в месте соединения насосно-компрессорных труб, при этом газ отделяется и скапливается в перевернутом стакане 2, а жидкость переливается и накапливается снаружи стакана. Одновременно сверху натекает жидкость, находящаяся в трубах выше устройства. Таким образом, формируются жидкий и газовый поршни. Когда объем газа в стакане 2 достигнет критической величины, стакана пойдет вверх, увеличивая объем газовой камеры. Это увеличение необходимо для согласования режима работы данного устройства с гидродинамикой лифтовой колонны, оснащенной гирляндой устройств. Выход газового поршня из стакана произойдет в тот момент, когда объем и масса натекающей сверху жидкости превысит давление внутри стакана. В это время стакан пойдет вниз до насадки на фланец 4 и далее процесс будет повторяться.

Ход стакана вверх ограничен в соответствии с расчетом необходимого объема камеры замещения для данного места в лифтовой колонне бобышками 5.

Возможность свободного перемещения перевернутого стакана обеспечивает изменение объема газового поршня и позволяет при натекании жидкости на перевернутый стакан сверху резко вытолкнуть газовый поршень в лифтовую колонну, предотвращая его разрывы, что улучшает работу устройства по формированию поршневой (четочной) структуры газожидкостного потока.

Второе устройство работает следующим образом. Газожидкостная смесь, поступающая снизу, разделяется (сепарируется) в устройстве на две фазы: газовый объем накапливается в кольцевом пространстве между стаканом 4 и колонн насосно-компрессорных труб 2, а жидкость находится ниже. Одновременно с этим жидкость стекает сверху в стакан и перетекает через окна вниз. Как только объем газа в кольцевом пространстве достигнет некоторой критической величины, стакан пойдет вверх и откроет отверстия для выпуска газового поршня. После этого стакан опустится на втулку и далее процесс повторится.

Процесс движения газожидкостного потока в поршневом режиме в колонне насосно-компрессорных труб показан на фиг. 4. Газовый поршень не является герметичным, поэтому при его движении часть перемещаемой им жидкости (q_в) стекает по стенкам трубы вниз (q_н). Когда эти расходы уравняются, т.е. q_в = q_н, газовый поршень (пузырь) перейдет в режим дрейфа (всплывания) и уже не будет выполнять полезной работы. В этот момент необходимо, чтобы на пути всплывающего пузыря газа было установлено очередное устройство, улавливающее пузыри газа и компримирующее их в газовый поршень и вновь направляющее на работу по подъему жидкости.

Таким образом, происходит принудительное формирование поршневой (четочной) структуры восходящего потока газожидкостной смеси в лифтовой колонне.

Организовать такой процесс можно с помощью гирляндной системы преобразователей потока (ГСПП), которую встраивают в лифтовую колонну и располагают над уровнем разгазирования жидкости. Количество и схему расстановки устройств в ГСПП задают расчетным путем, исходя из вышеуказанных условий.

Имеется скважина, работающая в фонтанном режиме эксплуатации нефтяного объекта. При этом в лифтовой колонне превалирует стержневая структура газожидкостного потока, как менее эффективная из-за высокого расхода газа на удельный объем извлекаемой из скважины жидкости.

Обычная практика установки устьевого или забойного штуцера не влияет существенно на структуру потока, а лишь меняет граничные условия, создавая противодавление на пласт, что подавляет дебит нефти, но не сдерживает выход газа.

Оснащение фонтанирующей скважины системой ГСПП, как показали промысловые испытания, позволяет снизить выбросы попутного газа в атмосферу минимум в 1,5 - 2 раза и одновременно увеличить на 30 - 50% текущую добычу нефти, без изменения основных параметров процесса.

Испытание системы ГСПП в газлифтных скважинах показало, что коэффициент полезного действия лифтирования увеличивается в 2-3 раза.

Дополнительные преимущества при работе фонтанных и газлифтных скважин, оснащенных системой ГСПП:
1. По сравнению с обычной лифтовой колонной с открытым нижним концом, где внутреннее гидростатическое давление газожидкостной смеси полностью передается на забой (на пласт), в скважинах, где колонна насосно-компрессорных труб оснащена системой ГСПП, гидростатическое давление распределяется по длине колонны. Это обеспечивает лучшие условия для притока нефти при одинаковых размерах устьевого штуцера. В газлифтах скважинах это облегчает условия запуска лифта в работу.

2. Система ГСПП, разделяя колонну на секции, не дает возможности стекать в обратном направлении к забою скважины и тем самым повышает коэффициент полезного действия системы по подъему жидкости.

3. Система ГСПП, формируя поршневую структуру восходящего потока, создает пульсирующее давление в колонне, что благоприятно сказывается на стимулировании притока нефти из пласта.

4. Разделение фаз в системе ГСПП (а не смешение их как в эмульсионном потоке) облегчает и ускоряет процесс газовыделения наверху в газосепараторах (трапах).

5. Расход газа при поршневой структуре газожидкостного потока в системе ГСПП может быть доведен до минимального значения по сравнению со стержневой и эмульсионной структурой потока.

К недостаткам системы ГСПП относится то, что она перекрывает доступ к забою скважины через колонну для проведения текущих измерений при исследовании скважин и пластов, однако для этого можно оставлять одну из блока скважин пустой без оснащения системой ГСПП, как наблюдательную, и таким образом разрешать это неудобство.

Стратегический эффект от оснащения системами ГСПП всего фонтанирующего фонда скважин на месторождении будет выражаться в продлении периода фонтанной добычи на 1-2 года против проектного в зависимости от: газового фактора, истощенности объекта по запасу упругой пластовой энергии, объема запасов УВ сырья, геологической специфики месторождения.

Кроме того, ожидается увеличение коэффициента нефтеизвлечения в целом по месторождению примерно на 10% против проектного.

Литература
1. SU 1117395 A, 07.10.1984.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи в скважинах и может быть использовано при эксплуатации нефтяных объектов на стадиях естественного фонтанирования скважин, а также при искусственной подаче компримированного газа в скважины для подъема нефти методом эргазлифта. Обеспечивает повышение надежности работы устройства. Сущность изобретения: устройство содержит колонну насосно-компрессорных труб и камеру замещения. Она выполнена в виде перевернутого стакана и переливного патрубка, закрепленного в колонне насосно-компрессорных труб и образующего со стаканом полость. В нижней части она гидравлически связана с внутренней полостью насосно-компрессорных труб. Перевернутый стакан имеет возможность осевого перемещения. Ход стакана определяется и регламентируется из аналитической формулы. По другому варианту устройство содержит колонну насосно-компрессорных труб и камеру замещения. Камера замещения выполнена в виде стакана с боковыми окнами внизу и фланцем вверху. Он нормально перекрывает выпускные отверстия для газа во втулке, жестко закрепленной на стыке между трубами лифтовой колонны. При этом фланец стакана имеет возможность осевого перемещения во втулке. 2 с.п. ф-лы, 4 ил.

1. Устройство для преобразования газожидкостного потока в скважине, содержащее колонну насосно-компрессорных труб и камеру замещения, выполненную в виде перевернутого стакана и переливного патрубка, закрепленного в колонне насосно-компрессорных труб и образующего со стаканом полость, в нижней части гидравлически связанную с внутренней полостью насосно-компрессорных труб, отличающееся тем, что перевернутый стакан имеет возможность осевого перемещения, а ход стакана определяется и регламентируется из условия:
F > V·g(ρ_ж- ρ_г)·G·P_гс,
где F - сила, заставляющая стакан подниматься;
V - объем газа в камере замещения;
g - ускорение свободного падения;
ρ_ж, ρ_г - плотность жидкости и газа;
G - вес стакана с учетом облегчения в жидкости;
P_гс - гидростатическое давление на стакан сверху. 2. Устройство для преобразования газожидкостного потока в скважине, содержащее колонну насосно-компрессорных труб и камеру замещения, отличающееся тем, что камера замещения выполнена в виде стакана с боковыми окнами внизу и фланцем вверху, нормально перекрывающим выпускные отверстия для газа во втулке, жестко закрепленной на стыке между трубами лифтовой колонны, при этом фланец стакана имеет возможность осевого перемещения во втулке.