Способ добычи жидкости и газа из скважины и штанговая насосная установка для его осуществления

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором, а также для скважин, где эксплуатацию осуществляют при динамических уровнях на приеме штангового насоса. Обеспечивает увеличение добычи нефти, повышение надежности работы наземного и подземного глубинно-насосного оборудования, сокращение эксплуатационных затрат, уменьшение размеров установки. По способу штанговую насосную установку выполняют таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера ее надплунжерную часть гидравлически сообщают с подплунжерной частью. В процессе эксплуатации из межтрубного пространства скважины откачивают свободный газ штанговой насосной установкой. В ней одновременно повышают коэффициент наполнения и устраняют гидравлические удары путем поддерживания динамического уровня на приеме штанговой насосной установки с обеспечением сепарирования потока жидкости. Ее вводят из полых штанг в кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб и сплошных штанг. В каждом цикле откачки отсепарированную жидкость направляют в накопитель между колонной насосно-компрессорных труб и полых штанг, а в конце восходящего хода плунжера отсепарированную жидкость из накопителя вводят во внутреннюю полость цилиндра через дросселирующее устройство. Ввод потока жидкости из полых штанг в кольцевое пространство предусматривают в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения. Устройство состоит из цилиндра со всасывающим клапаном и плунжера с нагнетательным клапаном. При этом устройство снабжено фильтром с радиальными отверстиями. Фильтр размещен в насосно-компрессорных трубах. Через фильтр проходит полый шток. Он соединен с плунжером и полыми штангами. В зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения, полые штанги соединены со сплошными штангами посредством муфты с каналами для прохода добываемой жидкости. При этом цилиндр соединен с колонной насосно-компрессорных труб при помощи патрубка, на его внутренней поверхности выполнен продольный конический канал. Имеется направляющая труба, внутри которой по окружности размещены ребра для центрирования плунжера в конце восходящего хода относительно оси цилиндра. Между колонной насосно-компрессорных труб и полых штанг имеется накопитель. Он выполнен таким образом, чтобы в нем накапливалась отсепарированная жидкость в количестве, которое необходимо для оптимальной работы по коэффициенту наполнения штанговой насосной установки в каждом цикле откачки. 2 с.п.ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором, а также для скважин, где эксплуатацию осуществляют при динамических уровнях на приеме штангового насоса.

Известен глубинный насос для скважин, дающих продукцию с большим содержанием газа, состоящий из двух ступеней нагнетания, выполненных в цилиндре со всасывающим клапаном за счет применения плунжера, оборудованного полым штоком с радиальными отверстиями и имеющего два нагнетательных клапана: один - в нижней части, другой - в верхней части, причем полый шток плунжера проходит внутрь глубинного насоса через сальниковое уплотнение пары: металл - металл. [1] Недостаток глубинного насоса заключается в следующем: при низких динамических уровнях насос не может откачивать свободный газ из межтрубного пространства скважины без присутствия жидкости. Это связано с тем, что в насосе есть вредное пространство, заключенное между нагнетательным клапаном плунжера в его крайнем нижнем положении и всасывающим клапаном.

Кроме этого, в процессе эксплуатации под воздействием многих факторов нарушается герметичность всасывающего клапана, и когда плунжер в цилиндре совершает движение вниз, часть жидкости выдавливается обратно в скважину, в результате подача насоса уменьшается. Если насос вместо жидкости будет откачивать свободный газ, его утечки через клапанную пару будут во много раз выше, так как вязкость газа во много раз меньше чем у жидкости.

Известен способ эксплуатации скважины [2]. Способ включает спуск в скважину подъемной колонны труб с фильтром и хвостовиком переменного сечения по глубине, разгрузку части веса подъемной колонны с опорой хвостовика на забой скважины, при этом породы в продуктивном пласте разуплотняют, кроме этого, скважину оборудуют глубинным насосом и запускают в работу, причем в качестве глубинного насоса используют штанговый плунжерный насос, выполненный таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера его надплунжерная часть гидравлически сообщена с подплунжерной частью, а после запуска скважины в работу периодически с частотой 1-2 раза в месяц перекрывают выкидную линию скважины на устье на время, соответствующее 30-40 тысячам ходов плунжера и до повышения дебита скважины, в дальнейшем, при снижении дебита скважины ниже допустимого, перекрытие выкидной линии повторяют чаще, при этом степень разгрузки веса подъемной колонны на забой скважины изменяют.

Недостатки способа эксплуатации скважины в следующем: 1. При низких динамических уровнях в полости цилиндра насоса в конце восходящего хода, когда подплунжерная часть сообщается с надплунжерной, создаются большие динамические ударные нагрузки, передающиеся на подвеску штанг, насосно-компрессорные трубы, станок-качалку и клапана насос а, в результате снижается ресурс работы этого оборудования, а в отдельных случаях может произойти их разрушение.

2. При динамических уровнях на приеме насоса уменьшается коэффициент его наполнения, это связано с тем, что в подплунжерную часть насоса в конце восходящего хода из надплунжерной части поступает неотсепарированная жидкость, а так как она входит в область пониженного давления, из нее в первую очередь будет прорываться газ, в результате чего при ходе плунжера вверх от нижней точки из жидкости, которая остается во вредном пространстве, выделяется газ, занимая определенный объем в цилиндре. Таким образом, в каждом цикле откачки количество поступаемой жидкости из межтрубного пространства в насос будет уменьшаться на величину этого объема.

3. За счет применения в глубинном насосе кожуха увеличиваются его диаметральные размеры и металлоемкость.

Техническая задача - увеличение добычи нефти, повышение надежности работы наземного и подземного глубинно-насосного оборудования, сокращение эксплуатационных затрат, уменьшение диаметральных размеров штанговой насосной установки.

Техническая задача выполняется следующим образом. На добывающей скважине в процессе эксплуатации из межтрубного пространства откачивают свободный газ штанговой насосной установкой, которую выполняют таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера ее надплунжерную часть гидравлически сообщают с подплунжерной частью, при этом в ней одновременно повышают коэффициент наполнения и устраняют гидравлические удары путем поддерживания динамического уровня на приеме штанговой насосной установки с обеспечением сепарирования потока жидкости, который вводят из полых штанг в кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб и сплошных штанг, при этом в каждом цикле откачки отсепарированную жидкость направляют в накопитель между колонной насосно-компрессорных труб и полых штанг, а в конце восходящего хода плунжера отсепарированную жидкость из накопителя вводят во внутреннюю полость цилиндра через дросселирующее устройство, причем ввод потока жидкости из полых штанг в кольцевое пространство предусматривают в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения, при этом штанговая насосная установка отличается тем, что снабжена фильтром с радиальными отверстиями, размещенным в насосно-компрессорных трубах, при этом через фильтр проходит полый шток, соединенный с плунжером и полыми штангами, а в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения, полые штанги соединены со сплошными штангами посредством муфты с каналами для прохода добываемой жидкости, при этом цилиндр соединен с колонной насосно-компрессорных труб при помощи патрубка, где на внутренней поверхности выполнен продольный конический канал, и направляющей трубы, внутри которой по окружности размещены ребра для центрирования плунжера в конце восходящего хода относительно оси цилиндра, причем накопитель между колонной насосно-компрессорных труб и полых штанг выполнен таким образом, чтобы в нем накапливалась отсепарированная жидкость в количестве, которое необходимо для оптимальной работы по коэффициенту наполнения штанговой насосной установки в каждом цикле откачки.

На фиг. 1, 2, 3 и 4 изображена штанговая насосная установка в разрезе, общий вид. Стрелки на фиг. 1 показывают направление движения добываемой жидкости и выделяющейся из нее отсепарированной жидкости.

Штанговая насосная установка состоит из цилиндра 17 со всасывающим клапаном 20, плунжера 16 с нагнетательным клапаном 18, фильтра 9 с радиальными отверстиями 10, который размещен в насосно-компрессорных трубах 5, при этом через фильтр 9 проходит полый шток 8, соединенный с плунжером 16 и полыми штангами 6, а в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения, полые штанги 6 соединены со сплошными штангами 1 посредством муфты 3 с каналами 4 для прохода добываемой жидкости, при этом цилиндр 17 соединен с колонной насосно-компрессорных труб 5 при помощи патрубка 14, где на внутренней поверхности выполнен продольный конический канал 13, и с помощью направляющей трубы 12, внутри которой по окружности размещены ребра 11 для центрирования плунжера 16 в конце восходящего хода относительно оси цилиндра 17, причем накопитель 7 между полыми штангами 6 и насосно-компрессорными трубами 5 выполнен таким образом, чтобы в нем накапливалась отсепарированная жидкость в количестве, которое необходимо для оптимальной работы по коэффициенту наполнения штанговой насосной установки в каждом цикле откачки.

Способ добычи жидкости и газа из скважины с помощью штанговой насосной установки осуществляется следующим образом. При подземном ремонте на насосно-компрессорных трубах в скважину на заданную глубину спускают штанговую насосную установку в собранном виде, как это изображено на фиг. 1 - 4. Откачка газожидкостной смеси, поступающей из пласта, и свободного газа, скапливающегося в межтрубном пространстве, и нагнетание их на земную поверхность осуществляется в следующей последовательности. При ходе плунжера 16 вверх нагнетательный клапан 18 закрывается под действием собственного веса и давления столба жидкости, действующего на него сверху, и под плунжером 16 в цилиндре 17 создается разрежение, в результате чего из межтрубного пространства, приподнимая всасывающий клапан 20, во внутреннюю полость 19 цилиндра 17 начинает поступать газожидкостная смесь или свободный газ. Одновременно из кольцевого зазора 15, существующего между полым штоком 8 и цилиндром 17, за счет перемещения плунжера 16 вытесняется отсепарированная жидкость в накопитель 7, где она постоянно накапливается в процессе эксплуатации.

В конце восходящего хода, когда нижний торец плунжера 16 в цилиндре 17 входит в контакт с продольным конусным каналом 13, образуется щель, через которую во внутреннюю полость 19 цилиндра 17 из накопителя 7 начинает поступать отсепарированная жидкость под действием давления столба жидкости, присутствующего в насосно-компрессорных трубах, причем отсепарированная жидкость, проходя через щель, дросселируется, что способствует дополнительному выделению из нее газа непосредственно во внутренней полости 19 цилиндра 17, при этом отсепарированная жидкость стремится занять нижнее положение в нем, а газ, соответственно, верхнее.

В дальнейшем по мере движения плунжера 16 вверх вдоль продольного конусного канала 13 площадь проходного сечения щели постепенно увеличивается, благодаря чему во внутренней полости 19 цилиндра 17 постепенно повышается давление до величины давления столба жидкости, действующего на нагнетательный клапан 18 сверху, при этом свободный газ растворяется в верхних слоях газожидкостной смеси, которая обычно состоит из легких фракций. В результате того, что при каждом цикле откачки в конце восходящего хода плунжера во внутреннюю полость 19 цилиндра 17 поступает отсепарированная жидкость, увеличивается коэффициент наполнения штанговой насосной установки, это объясняется тем, что при ходе плунжера 16 вверх из жидкости, которая находится во вредном пространстве, практически не выделяется газ, следовательно, увеличивается полезный объем, в который может поступить газожидкостная смесь из межтрубного пространства.

При ходе плунжера 16 вниз постепенно перекрывается продольный конусный канал 13, при этом вытесняемая жидкость плунжером 16 из внутренней полости 19 цилиндра 17 поступает в кольцевой зазор 15 между полым штоком 8 и цилиндром 17. После перекрытия продольного конусного канала 13 наружной поверхностью плунжера 16 газожидкостная смесь, приподнимая нагнетательный клапан 18, поступает в полый шток 8 и в полые штанги 6, а затем через каналы 4 муфты 3 - в кольцевое пространство 2 между сплошными штангами 1 и насосно-компрессорными трубами 5, изменяя при этом свое направление и скорость движения, а так как это происходит в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения, газ сепарируется от жидкости, в результате чего часть отсепарированной жидкости направляется в накопитель 7, а остальная часть совместно с газом поступает в кольцевое пространство 2 (изображено стрелками на фиг. 1), где при движении смеси вверх газовые пузырьки, расширяясь, увеличивают объемное газосодержание потока.

При дальнейшем уменьшении давления и поступления из нефти новых порций газа пузырьки, сливаясь, образуют глобулы больших размеров, скорость всплытия которых увеличивается в результате действия архимедовой силы. В зависимости от интенсивности выделения газа в кольцевом пространстве 2 в нем последовательно существует несколько режимов, при которых по стенкам труб движется жидкостный слой, часть которого постепенно за счет гравитационных сил стекает вниз, в накопитель 7, затем из него эта отсепарированная жидкость в конце восходящего хода плунжера 16 поступает во внутреннюю полость 19 цилиндра 17.

Таким образом, применение способа добычи жидкости и газа из скважины и штанговой насосной установки для его осуществления позволит: 1. Увеличить текущую добычу нефти на скважинах с высоким газовым фактором и на скважинах, где эксплуатацию осуществляют при динамических уровнях на приеме штанговой насосной установки за счет того, что в процессе эксплуатации из межтрубного пространства откачивается свободный газ, что приводит к увеличению депрессии, а следовательно, и притока жидкости из пласта в скважину и за счет того, что откачка продукции производится непрерывно без срывов подач, так как штанговая насосная установка не блокируется газом.

2. Увеличить межремонтный период на скважинах с низким динамическим уровнем за счет применения в цилиндре штанговой насосной установки продольного конусного канала, позволяющего устранять гидравлические удары в конце восходящего хода плунжера, когда подплунжерная часть сообщается с надплунжерной.

3. Увеличить коэффициент наполнения штанговой насосной установки за счет того, что в конце восходящего хода плунжера из кольцевого пространства в подплунжерную зону вводят отсепарированный поток жидкости, в результате чего при ходе плунжера вверх из жидкости, которая остается во вредном пространстве, не выделяется газ, соответственно, не будет происходить запаздывание открытий всасывающего клапана.

4. Сократить эксплуатационные затраты, связанные с применением значительного количества дополнительных труб и штанг для увеличения погружения штанговой насосной установки под приведенный динамический уровень благодаря тому, что данный способ позволяет вести эксплуатацию скважины при динамических уровнях на приеме штанговой насосной установки.

5. Определять герметичность клапанов штанговой насосной установки без применения приборов.

Источники информации 1. Н. Д. Дрэготеску. Глубинно-насосная добыча нефти М.: Недра, 1966 г., стр.254. Глубинный насос для скважин, дающих продукцию с большим содержанием газа (тип тандем).

2. Патент RU N 2136851, С1, 6 Е 21 В 43/00 Способ эксплуатации скважины (прототип).

Формула изобретения

1. Способ добычи жидкости и газа из скважины, осуществляемый посредством штанговой насосной установки, которую выполняют таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера еe надплунжерную часть гидравлически сообщают с подплунжерной частью, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации из межтрубного пространства скважины откачивают свободный газ штанговой насосной установкой, при этом в ней одновременно повышают коэффициент наполнения и устраняют гидравлические удары путем поддерживания динамического уровня на приеме штанговой насосной установки с обеспечением сепарирования потока жидкости, который вводят из полых штанг в кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб и сплошных штанг, при этом в каждом цикле откачки отсепарированную жидкость направляют в накопитель между колонной насосно-компрессорных труб и полых штанг, а в конце восходящего хода плунжера отсепарированную жидкость из накопителя вводят во внутреннюю полость цилиндра через дросселирующее устройство, причем ввод потока жидкости из полых штанг в кольцевое пространство предусматривают в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения.

2. Штанговая насосная установка для добычи жидкости и газа из скважины, состоящая из цилиндра со всасывающим клапаном и плунжера с нагнетательным клапаном, отличающаяся тем, что она снабжена фильтром с радиальными отверстиями, размещенным в насосно-компрессорных трубах, при этом через фильтр проходит полый шток, соединенный с плунжером и полыми штангами, а в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения, полые штанги соединены со сплошными штангами посредством муфты с каналами для прохода добываемой жидкости, при этом цилиндр соединен с колонной насосно-компрессорных труб при помощи патрубка, где на внутренней поверхности выполнен продольный конический канал, и направляющей трубы, внутри которой по окружности размещены ребра для центрирования плунжера в конце восходящего хода относительно оси цилиндра, причем накопитель между колонной насосно-компрессорных труб и полых штанг выполнен таким образом, чтобы в нем накапливалась отсепарированная жидкость в количестве, которое необходимо для оптимальной работы по коэффициенту наполнения штанговой насосной установки в каждом цикле откачки.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4