СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ГАЗЛИФТНОГО ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ И ГАЗА, ПРИТЕКАЮЩИХ К СКВАЖИНЕ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/00 

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для газлифтного подъема жидкости и газа, притекающих к скважине, посредством нагнетания подъемного газа в скважину в поток жидкости и газа, притекающих к скважине.

Такие способ и устройство известны, например, из патента США №5562161.

В известном устройстве подъемный газ нагнетают через проход для нагнетания газа в насосно-компрессорной колонне нефтяной скважины.

Подъемный газ снижает среднюю плотность жидкости и газа в насосно-компрессорной колонне, что способствует повышению добычи нефти в случае нагнетания подъемного газа с нужной интенсивностью.

Недостаток известного способа нагнетания подъемного газа заключается в том, что нагнетаемый газ может немедленно образовывать газовые (Тейлор) пузырьки, которые постепенно растут в результате постепенного снижения гидростатического давления при перемещении текучих сред из зоны добычи, находящейся на несколько километров ниже поверхности, к устью скважины, находящемуся на поверхности земли или рядом с ней. Эти расширяющиеся газовые (Тейлор) пузырьки могут обходить нефть, в результате чего создается нестабильный режим потока, и в крайних случаях на поверхность поступает главным образом подъемный газ, а не нефть.

В патенте СССР 1819322 раскрыты способ газлифтного подъема жидкости и газа, притекающих к скважине, путем нагнетания подъемного газа в скважину в поток жидкости и газа в виде скопления тонкодиспергированных пузырьков и устройство, содержащее колонну лифтовых труб, снабженную выше места соединения с газоподводящими трубками шайбами, делящими ее полость на отдельные камеры, в которых установлены диспергаторы в виде шаров со сквозными радиальными отверстиями, расположенные с возможностью их осевого перемещения и вращения в камере в разных направлениях.

В патенте РФ 2021491 раскрыт диспергатор, содержащий корпус, в котором установлен пористый элемент, выполненный в виде набора соосных колец с радиальными пазами, расположенными на одной из торцевых поверхностей каждого кольца.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности газлифтного подъема газа и жидкости, притекающих к скважине.

Этот технический результат достигается тем, что в способе газлифтного подъема жидкости и газа, притекающих к скважине, посредством нагнетания подъемного газа в поток жидкости и газа, притекающих к скважине, в виде скопления тонкодиспергированных пузырьков, согласно изобретению, подъемный газ нагнетают в поток жидкости и газа через пористую стенку, имеющую группу проходов для нагнетания подъемного газа.

Средняя ширина проходов для нагнетания газов может составлять менее 0,5 мм, предпочтительно менее 0,1 мм.

Соответственно пористая стенка может быть образована пористой мембраной, или пористая стенка может иметь трубчатую форму и образует часть трубного сердечника для нагнетания газа, который вставляют с возможностью извлечения в боковой паз насосно-компрессорной колонны, так что в процессе эксплуатации подъемный газ нагнетают через кольцевое пространство, окружающее насосно-компрессорную колонну, вовнутрь сердечника и затем выталкивают через пористую стенку в поток жидкости и газа, притекающих к скважине, находящихся в насосно-компрессорной колонне.

Согласно изобретению создано устройстве для газлифтного подъема жидкости и газа, притекающих к скважине, содержащее пористую стенку, имеющую группу проходов для нагнетания подъемного газа, через которые в процессе эксплуатации в поток жидкости и газа, притекающих к скважине, нагнетают подъемный газ в виде скопления тонкодиспергированных пузырьков.

Изобретение будет описано более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, которые демонстрируют различные варианты реализации устройства, являющегося предметом настоящего изобретения, и на которых изображено следующее:

фиг.1 схематически показывает продольный разрез эксплуатационной нефтяной скважины, в которой через боковой паз в насосно-компрессорной колонне вставлен с возможностью извлечения сердечник для нагнетания диспергированного подъемного газа;

фиг.2 схематически показывает продольный разрез соединительной муфты в эксплуатационной нефтяной скважине, в которой установлен пористый патрубок для нагнетания диспергированного подъемного газа;

фиг.3 схематически показывает продольный разрез насосно-компрессорной нефтяной колонны, в которой пористый патрубок для нагнетания диспергированного подъемного газа установлен с возможностью извлечения;

фиг.4 показывает схематический поперечный разрез скважины, оборудованной извлекаемым сегментированным устройством для нагнетания диспергированного подъемного газа, имеющим форму ступицы колеса со спицами;

фиг.5 показывает схематический поперечный разрез скважины, оборудованной извлекаемым телескопическим устройством для нагнетания диспергированного подъемного газа.

На фиг.1 показана насосно-компрессорная колонна 1, через которую происходит поступление сырой нефти из подземных нефтяных пластов на поверхность, как показано стрелкой 2.

В процессе эксплуатации подъемный газ нагнетают из кольцевого пространства 6, окружающего трубу 1, через проходное отверстие 8 в трубе и через группу проходных отверстий 9 в стенке прилегающего сердечника 4, как указано стрелками 10.

Затем подъемный газ перетекает через запорный клапан 11 и конусную муфту 12 в щелевой несущий элемент 13. После этого подъемный газ проходит через щели 14 в кольцо 15, окружающее несущий элемент 13 и окруженное пористой керамической мембраной 15, содержащей узкие отверстия, ширина которых меньше 0,5 мм. Подъемный газ, нагнетаемый через узкие отверстия, образует большое количество мелких пузырьков 16, тонкодиспергированных в добытой сырой нефти.

Пузырьки 16 и сырая нефть образуют таким образом тщательно перемешанную пенистую смесь, что ведет к снижению опасности образования пробок из пузырьков подъемного газа, которые обходят пробки из сырой нефти и вызывают сильную нестабильность режима течения.

В нижней части сердечника 4 содержится мембранная коробка 17, в которой находится сжатый газ типа азота, предназначенный для управления открыванием запорного клапана 11 таким образом, чтобы поддерживать минимальное давление с газовой стороны и не допускать обратного потока из трубы 1.

В верхней части сердечника 4 помещена ловильная шейка 18, которая может быть захвачена ловителем, или средство для позиционирования в скважине для извлечения сердечника 4 на поверхность в целях технического обслуживания или замены.

На фиг.2 показана соединительная муфта 20 с верхним и нижним резьбовыми соединителями 21, между которыми приварен короткий отрезок трубы 22, в котором с помощью имеющих кольцевую форму буртиков 24 установлен пористый стеклокристаллический патрубок 23.

Труба 25 для нагнетания подъемного газа приварена к наружной поверхности трубы 22 и сообщена, пропуская текучие среды, с кольцевым пространством 26 между внутренней поверхностью трубы 22 и наружной поверхностью пористого стеклокристаллического патрубка 23 через отверстие 27 в стенке трубы 22.

Труба 25 для нагнетания подъемного газа оборудована однопутевым запорным клапаном 28 и может быть соединена с жестким или гибким трубопроводом 29 для нагнетания подъемного газа, проходящим от устья скважины (не показано) через кольцевое пространство между обсадными трубами и насосно-компрессорной колонной (не показано). В процессе эксплуатации подъемный газ нагнетают так, как показано стрелкой 30, через трубопровод 29, трубу 25, отверстие 27, кольцевое пространство 26 и поры пористого стеклокристаллического патрубка 23 во внутреннюю полость патрубка 23 и насосно-компрессорной колонны, тонко диспергируя таким образом пузырьки 31 нагнетаемого подъемного газа в сырой нефти, в результате чего получается пенистая смесь газа и жидкости.

На фиг.3 показан альтернативный вариант реализации устройства для нагнетания диспергированного подъемного газа, являющегося предметом настоящего изобретения, при котором пористый стеклокристаллический патрубок 33 вставляют с возможностью извлечения посредством двух опор 35 из нитриловой резины внутрь насосно-компрессорной колонны 34 эксплуатационной скважины для добычи вязкой сырой нефти.

Патрубок 33 размещен в кольцевой камере для приема газа 36, в которую подъемный газ нагнетают через гибкий шланг 37 для нагнетания подъемного газа, как это показано стрелкой 38. Подъемный газ проходит через поры пористого стеклокристаллического патрубка 33 и образует пену или пенистую смесь 39 газа и жидкости с сырой нефтью, проходящей по насосно-компрессорной колонне 34.

Патрубок 33 может быть вставлен и/или заменен с помощью инструмента, спускаемого в скважину на канате, оборудованного раздуваемым баллоном, который прикладывает в процессе установки усилие расширения к резиновым опорам 36, так что опоры 36 прижимаются к внутренней стенке насосно-компрессорной колонны 34 и могут быть зафиксированы на месте с помощью, например, кольцевой шпонки пружинного типа или пружинной шайбы (не показана).

На фиг.4 схематически показано изображение в поперечном разрезе нефтяной эксплуатационной скважины 40, пересекающей подземную формацию 41. Насосно-компрессорная колонна 42 подвешена в скважине 40. Внутри насосно-компрессорной колонны 42 помещен узел подачи подъемного газа, состоящий из спиральной трубы 43 для нагнетания подъемного газа и трех имеющих форму ступицы колеса со спицами пористых сегментов 44 патрубка для нагнетания подъемного газа, которые все установлены на радиальной опорной трубе 45, через которую в процессе использования подъемный газ нагнетают из спиральной трубы 43 для нагнетания подъемного газа внутрь пористых сегментов 44 патрубка.

Подъемный газ проходит через поры стенок сегментов стеклокристаллического патрубка и затем смешивается с добытой сырой нефтью и образует пену из жидкой фазы сырой нефти и тонкодиспергированных пузырьков 46 газа.

Спиральная труба 43 для нагнетания подъемного газа и/или сегменты 44 для нагнетания подъемного газа могут быть закреплены в насосно-компрессорной колонне 42 и/или могут быть снабжены балластным весом для удержания трубы 43 и сегментов 44 в нужном месте в нижней части скважины, где подъемный газ должен нагнетаться в насосно-компрессорную колонну 42.

Пористые сегменты 44 могут иметь длину в несколько метров, а группа сегментов 44 может быть подвешена в скважине на различной глубине.

На фиг.5 показан еще один вариант реализации устройства для нагнетания диспергированного подъемного газа, являющегося предметом настоящего изобретения. Устройство размещается в насосно-компрессорной колонне 50 нефтяной эксплуатационной скважины 51, которая пересекает подземную формацию 52. Сердечник 53 для нагнетания подъемного газа размещается и закрепляется в боковом пазе 54 насосно-компрессорной колонны 50 способом, подобным показанному на фиг.1.

Сердечник 53 оборудован в своем верхнем конце телескопическим узлом из пористых сегментов 55 патрубка. Во время установки сегменты 55 втягиваются так, что меньшие сегменты 55 по существу размещаются внутри наибольшего сегмента.

В процессе эксплуатации подъемный газ нагнетают из кольцевого пространства, окружающего насосно-компрессорную колонну 50, через отверстие 56 и сердечник 53 в пористые сегменты 55. Повышенное давление подъемного газа выталкивает меньшие сегменты 55 из наибольшего сегмента, переводя их в раздвинутое положение, показанное на фиг.5.

Подъемный газ проходит через поры в стенках стеклокристаллических пористых сегментов 55, в результате чего множество тонкодиспергированных микроскопических пузырьков 56 газа вдувается в сырую нефть, проходящую через насосно-компрессорную колонну 55, так что происходит образование пенистой смеси газа и жидкости при уменьшении вероятности того, что подъемный газ будет обходить добываемую сырую нефть.

Изобретение относится к газлифтному подъему жидкости и газа, притекающих к скважине, путем нагнетания подъемного газа в скважину. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности устройства за счет повышения стабильности подъема нефти. Сущность изобретения: в скважину нагнетают подъемный газ в поток жидкости и газа в виде скопления тонкодиспергированных пузырьков. При этом подъемный газ нагнетают в поток жидкости и газа сквозь пористую стенку, имеющую ряд проходов для нагнетания подъемного газа. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ газлифтного подъема жидкости и газа, притекающих к скважине, посредством нагнетания подъемного газа в скважину в поток жидкости и газа в виде скопления тонкодиспергированных пузырьков, отличающийся тем, что подъемный газ нагнетают в поток жидкости и газа, притекающих к скважине, сквозь пористую стенку, имеющую ряд проходов для нагнетания подъемного газа.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что средняя ширина проходов для нагнетания газа составляет менее 0,5 мм.3. Способ по п.2, отличающийся тем, что средняя ширина проходов для нагнетания газа составляет менее 0,1 мм.4. Способ по п.3, отличающийся тем, что используют пористую стенку, образованную пористой мембраной.5. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют пористую стенку, имеющую трубчатую форму и образующую часть трубного сердечника для нагнетания газа, который вставляют с возможностью извлечения в боковой паз насосно-компрессорной колонны, так что в процессе эксплуатации подъемный газ нагнетают через кольцевое пространство, окружающее насосно-компрессорную колонну, вовнутрь сердечника и затем выталкивают через пористую стенку в поток жидкости и газа, притекающих к скважине, находящихся в насосно-компрессорной колонне.6. Устройство для газлифтного подъема жидкости и газа, притекающих к скважине, содержащее пористую стенку, имеющую ряд проходов для нагнетания подъемного газа в процессе эксплуатации в поток жидкости и газа, протекающих к скважине, в виде скопления тонкодиспергированных пузырьков.