УСТРОЙСТВО ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2002 года по МПК E21B37/00 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к устройствам для удаления пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин.

Анализ существующего уровня показал следующее:
Известно устройство для удаления жидкости с забоя газовой скважины, описанное в авторском свидетельстве 1391201 "Способ удаления жидкости с забоя газовой скважины" (см. а.с. 1391201 от 18.06.86г. по кл. Е 21 В 43/00, опубл. в ОБ 11 (ч.II), 1999г.), состоящее из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с установленной в осевом канале нижней опорной поверхностью, включающей ограничитель (опорное кольцо) и обратный шаровой клапан, состоящий из шара и седла. Функцию диффузора выполняет седло в виде короткого сопла Вентури. Верхняя опорная поверхность выполнена в виде сферической крестовины.

Недостатком известного устройства является неэффективность работы.

Это обусловлено рядом причин:
- невозможность проведения исследований на забое скважины при наличии устройств в осевом канале колонны НКТ, для удаления которых необходим подъем колонны НКТ;
- необходимость предварительной настройки каждого устройства на один определенный технологический режим ограничителем при изменении технологического режима эксплуатации газовой скважины, например, образование песчаной пробки в зоне фильтра, выделение гидратов на устье, износ посадочного места седла и шара и т. д., изменяется и режим работы устройства в худшую сторону, что требует перенастройки на новый режим с соответствующим подъемом устройства и колонны НКТ;
- невозможность автоматического поддержания расчетного перепада давления на устройстве и отсутствие сифонного эффекта.

В качестве прототипа взято устройство для удаления жидкости с забоя газовой скважины, описанное в а.с. 302468 "Устройство для удаления воды из при забойной зоны скважины" (см. а.с. 302468 от 19.04.67г. по кл. Е 21 В 43/00, опубл. в ОБ 15, 1971г.), состоящее из корпуса (муфты), нижней опорной поверхности, содержащей ограничитель, выполненный в осевом канале корпуса, шаровой обратный клапан, состоящий из седла и шара. Диффузор (золотник), подпружиненный в нижней части пружиной. Верхняя опорная поверхность выполнена в виде штифта, жестко связанного с диффузором.

Недостатком известного устройства является неэффективность работы, обусловленная рядом причин:
- невозможность оснащения скважины без ее глушения;
- невозможность проведения исследований в зоне продуктивного пласта, поскольку осевой канал колонны НКТ занят устройством, для удаления которого необходим подъем колонны НКТ;
- отсутствие возможности активного воздействия на газожидкостный поток с целью повышения эффективности дробления капель пластовой жидкости и транспортирования последних на поверхность;
- невозможность автоматического поддержания расчетного перепада давления на устройстве и отсутствие сифонного эффекта;
- при достаточно большом столбе жидкости в колонне НКТ над устройством, например, 20-30 м, что соответствует давлению 2-3 атм, возможно перемещение диффузора (золотника) с шаром вниз и открытие гидравлической связи полости колонны НКТ с полостью скважины, что приводит к попаданию жидкости на забой.

Технический результат заключается в повышении эффективности работы ввиду следующих причин:
- возможности проведения исследовательских работ без остановки скважины и поднятия колонны НКТ на дневную поверхность за счет автономного спуска-подъема устройства;
- обеспечения сифонного эффекта, активного воздействия на газожидкостный поток и дробления капель пластовой жидкости до структуры тумана, автоматического поддержания расчетного перепада давления на устройстве с возбуждением в газожидкостном потоке волн давления и расхода за счет возникновения гидравлических связей и колебаний шара в поперечном и осевом направлениях.

Технический результат достигается с помощью известного устройства, содержащего корпус, нижнюю опорную поверхность, включающую ограничитель и шаровой обратный клапан, диффузор, установленный в осевом канале корпуса, и верхнюю опорную поверхность, в котором нижняя опорная поверхность установлена с возможностью образования щелевого зазора с нижней поверхностью диффузора и дополнительно содержит подпружиненный полый шток, образующий кольцевой зазор с ограничителем, и торцовый клапан, жестко закрепленный на внешней стороне полого штока, опирающийся на ограничитель, причем шаровой обратный клапан установлен в осевом канале полого штока, а диффузор дополнительно содержит перфорированную перегородку и выполнен в виде втулки с коническим осевым каналом и тангенциальными каналами в нижней части, и образует кольцевую камеру, гидравлически связанную с осевыми каналами корпуса и диффузора, а верхняя опорная поверхность дополнительно содержит перфорированную перегородку с коническим опорным выступом, входящим в осевой канал диффузора, подпружиненную относительно корпуса и установленную с возможностью осевого перемещения.

Анализ изобретательского уровня показал следующее: известно устройство для удаления жидкости с забоя газовой скважины, в котором имеется аналогичное выполнение тангенциальных каналов в виде прорезей, размещенных тангенциально к продольной оси диспергатора.

Известно устройство для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, в котором образована кольцевая камера, гидравлически связанная с осевым каналом (см. п. 2058476 от 22.06.93г. по кл. Е 21 В 43/00, опубл. в ОБ 11, 1996г.). Известен гидравлический шаровой вибратор с верхним опорным выступом, седлом, шаром и коническим осевым каналом (см. п. 2148148 от 17.11.97г. по кл. Е 21 В 28/00, опубл. в ОБ 12, 2000г.). Более того, известно устройство для воздействия на призабойную зону с коническим осевым каналом, подпружиненным полым штоком (поршнем) с седлом и шаром, установленное в корпусе с возможностью образования кольцевой камеры (см. а.с. 1535971 от 24.09.87г. по кл. Е 21 В 43/00, опубл. в ОБ 2, 1990г.). Таким образом, совокупность конструктивных элементов отличительной части формулы изобретения, дающих вышеуказанный технический результат, не выявлена по источникам известности, т.е. обладает изобретательским уровнем.

Конструкция заявляемого устройства поясняется следующими чертами:
- на фиг.1 представлено устройство в разрезе, в статическом положении;
- на фиг.2 представлено устройство в разрезе, в положении добычи газа;
- на фиг. 3 представлено устройство в разрезе, при увеличении перепада давления в осевом канале диффузора выше расчетного;
- на фиг.4 показана схема оснащения колонны НКТ устройством.

Заявляемое устройство имеет полый цилиндрический корпус 1 с осевым каналом 2, в котором установлена нижняя опорная поверхность. Нижняя опорная поверхность содержит ограничитель 3, полый шток 4, подпружиненный пружиной 5 относительно ограничителя 3, с образованием между ними кольцевого зазора 6. В осевом канале 7 полого штока 4 установлен шаровой обратный клапан, состоящий из седла 8 и шара 9. На внешней стороне полого штока 4 жестко закреплен торцовый клапан 10, опирающийся на ограничитель 3. На нижнем конце полого штока 4 закреплена регулировочная гайка 11. Над нижней опорной поверхностью установлен диффузор 12 с возможностью образования между ними щелевого зазора 13. Диффузор 12 выполнен в виде втулки с коническим осевым каналом 14 и тангенциальными каналами 15 в нижней части. В верхней части диффузор 12 снабжен перфорированной перегородкой 16, связывающей диффузор 12 с корпусом 1. Диффузор 12 образует с корпусом 1 кольцевую камеру 17, гидравлически связанную перфорационными отверстиями 18, выполненными в перфорированной перегородке 16, с осевым каналом 2 корпуса 1. Тангенциальные каналы 15 гидравлически соединяют кольцевую камеру 17 с коническим осевым каналом 14 диффузора 12. Над диффузором 12 установлена верхняя опорная поверхность, которая состоит из перфорированной перегородки 19 с перфорационными отверстиями 20 и коническим опорным выступом 21, входящим в конический осевой канал 14 диффузора 12. Верхняя опорная поверхность подпружинена пружиной 22 относительно корпуса 1.

Устройство для колонны НКТ диаметром 114 мм имеет следующие габариты:
наружный диаметр, мм - 96
диаметр осевого канала полого штока, мм - 30
длина, мм - 270
масса, кг - 11
Работа устройства
На устье скважины перед спуском устройства в осевой канал колонны НКТ его настраивают на технологический режим (фиг.1). Устройство устанавливают на нижнем конце пакерующего устройства и через лубрикатор опускают в действующую скважину с установкой на заданной глубине. Устройство фиксируют в стыке труб муфтового соединения с перекрытием кольцевого зазора уплотнителем. При открытии задвижки на устье скважины (фиг.2) газожидкостный поток поступает в осевой канал полого штока 4 и отжимает шар 9 вверх до контакта с коническим опорным выступом 21 верхней опорной поверхности. При этом между шаром 9 и седлом 8 образуется кольцевой зазор, по которому газожидкостная смесь поступает в конический осевой канал 14 диффузора 12, обтекая шар 9. За счет неустойчивого положения шара 9 в коническом осевом канале 14 диффузора 12 последний совершает поперечные колебания с высокой частотой. При перепаде давления на шаре 9, превышающем усилие сжатия пружины 22, верхняя опорная поверхность приподнимается вверх относительно диффузора 12, что приводит к подъему шара 9 на новый уровень относительно седла 8 нижней опорной поверхности и диффузора 12 с соответствующим увеличением кольцевого зазора между его стенкой и шаром 9. Это приводит к увеличению расхода газожидкостной смеси через устройство, снижению перепада давления на шаре 9, изменению-уменьшению частоты колебаний. При снижении давления шар 9 может автоматически опуститься на какую-то величину вниз, с повторением процесса подъема-перемещения. Усилие пружины 22 подобрано таким образом, что перепад давления на шаре 9 можно изменить в малом диапазоне порядка 0,1-0,15 атм. Газожидкостная смесь проходит по коническому осевому каналу 14 диффузора 12, далее через перфорационные отверстия 20 в перфорированной перегородке 19 подается в осевой канал 2 корпуса 1 и далее по колонке НКТ на устье скважины. Колебания шара 9 в коническом осевом канале 14 диффузора 12 в поперечном и осевом направлениях приводят к наложению на газожидкостный поток пульсирующих колебаний расхода и давления и дроблению капель пластовой жидкости до структуры тумана. При подъеме газожидкостного потока по колонке НКТ мельчайшие капельки пластовой жидкости укрупняются и конденсируются на стенке НКТ с образованием пленки. Практика показывает, что пленочная жидкость постепенно стекает по стенке трубы к месту установки устройства и через перфорационные отверстия 20 в перегородке 19, перфорационные отверстия 18 в перфорированной перегородке 16 диффузора 12 скапливается в кольцевой камере 17. Из кольцевой камеры 17 по тангенциальным каналам 15 диффузора 12 жидкость за счет действия сифонного эффекта подсасывается в конический осевой канал 14 и вновь увлекается потоком в колонку НКТ.

В случае, если перепад давления на шаре 9 превысит допустимый, определяемый условиями эксплуатации скважины (фиг. 3), например, давление газа в промысловом коллекторе, влияние соседней скважины и т. д., что приведет в конечном итоге к остановке процесса добычи, то под действием увеличенного перепада давления нижняя опорная поверхность перемещается вверх относительно ограничителя 3 с отрывом от него торцового клапана 10, сжатием пружины 22 и подачей газожидкостной смеси по кольцевому зазору 6 в кольцевую камеру 17 с увеличенным расходом. Подача газожидкостной смеси сохраняется также и через диффузор 12 с сохранением процесса дробления капель и выносом в осевой канал колонны НКТ.

При снижении перепада давления до расчетного усилием пружины 22 нижняя опорная поверхность возвращается в исходное положение с посадкой торцового клапана 10 на ограничитель 3 и прекращением гидравлической связи кольцевого зазора 6 с кольцевой камерой 17.

При остановке процесса добычи газа шар 9 садится на седло 8, перекрывая связь полости колонны НКТ с продуктивным пластом. Пластовая жидкость, находящаяся в виде пленки на стенке колонны НКТ, постепенно стекает вниз и скапливается над шаром 9, тем самым исключая ее попадание в зону продуктивного пласта, с соответствующим его глушением при малом пластовом давлении и высоким столбом жидкости.

Количество устройств, устанавливаемых в скважине, рассчитывают исходя из конкретных условий эксплуатации, конструкции скважины, дебита газа и жидкости (см. а.с. 1391201 от 18.06.86г. по кл. Е 21 В 43/00, опубл. в ОБ 11 (ч. II), 1999г.). При остановке скважины общий объем жидкости, имеющейся в колонне НКТ, разделяется на объемы жидкости, скапливающиеся над каждым устройством. При повторном запуске скважины газ барботирует через жидкость над каждым устройством с постепенным газированием столба жидкости и выносом ее на поверхность.

Заявляемое устройство прошло стендовые испытания и является широко применимым, т.к. меняя габариты устройства, его можно использовать при работе в колонне НКТ различного диаметра.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин. В полом цилиндрическом корпусе с осевым каналом установлена нижняя опорная поверхность. Нижняя опорная поверхность содержит ограничитель, полый шток, подпружиненный пружиной относительно ограничителя, с образованием между ними кольцевого зазора. В осевой канал полого штока установлен шаровой обратный клапан, состоящий из седла и шара. На полом штоке жестко закреплен торцовый клапан, опирающийся на ограничитель. На нижнем конце полого штока над нижней опорной поверхностью установлен диффузор с образованием между ними щелевого зазора. Диффузор имеет конический осевой канал и тангенциальные каналы в нижней части. В верхней части диффузор снабжен перфорированной перегородкой. Диффузор образует с корпусом кольцевую камеру, гидравлически связанную перфорационными отверстиями с осевым каналом. Тангенциальные каналы гидравлически соединяют кольцевую камеру с коническим осевым каналом. Над диффузором установлена верхняя опорная поверхность. Упомянутая верхняя опорная поверхность содержит перфорированную перегородку с перфорационными отверстиями, коническим опорным выступом, входящим в конический осевой канал диффузора. Верхняя опорная поверхность подпружинена относительно корпуса. В действующей скважине в колонну насосно-компрессорных труб через лубрикатор спускают расчетное количество устройств и устанавливают их в стыках. Обеспечивается повышение эффективности работы. 4 ил.

Устройство для удаления жидкости с забоя газовой скважины, содержащее корпус, нижнюю опорную поверхность, включающую ограничитель и шаровой обратный клапан, диффузор, установленный в осевом канале корпуса, и верхнюю опорную поверхность, отличающееся тем, что нижняя опорная поверхность установлена с возможностью образования щелевого зазора с нижней поверхностью диффузора и дополнительно содержит подпружиненный полый шток, образующий кольцевой зазор с ограничителем, и торцовый клапан, жестко закрепленный на внешней стороне полого штока, опирающийся на ограничитель, причем шаровой обратный клапан установлен в осевом канале полого штока, а диффузор дополнительно содержит перфорированную перегородку и выполнен в виде втулки с коническим осевым каналом и тангенциальными каналами в нижней части и образует кольцевую камеру, гидравлически связанную с осевыми каналами корпуса и диффузора, а верхняя опорная поверхность дополнительно содержит перфорированную перегородку с коническим опорным выступом, входящим в осевой канал диффузора, подпружиненную относительно корпуса, и установленную с возможностью осевого перемещения.