Сепаратор газа с автоматическим управлением уровнем
Изобретение относится к добыче нефти, в частности к устройствам для гравитационного разделения несмешивающихся жидкостей, имеющих различные плотности. Обеспечивает повышение производительности устройства. Сущность изобретения: устройство включает резервуар седиментации, имеющий участок впуска флюида в верхней части своей боковой поверхности. Он выполнен с возможностью перемещения в вертикальном направлении. Имеется также пакер, установленный над резервуаром седиментации, и клапан. Клапан выполнен с возможностью управления протеканием газа с нижней боковой стороны указанного пакера к верхней боковой стороне. Клапан соединен с указанным резервуаром седиментации таким образом, что вертикальное движение резервуара седиментации приводит в действие клапан. Скважинное оборудование включает сепаратор, эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, через которую извлекают жидкость, трубу выпуска газа. Труба выпуска газа соединена с клапаном. Причем резервуар седиментации охватывает, по меньшей мере частично, насосно-компрессорную колонну. Насосно-компрессорная колонна выполнена таким образом, чтобы производить откачку насосом жидкости, которая содержится в указанном резервуаре седиментации. Способ предусматривает установку резервуара седиментации, ввод двухфазной смеси в резервуар седиментации в его верхней части, так чтобы создать каскад флюида для разделение фаз жидкости и газа, накопление отделенной жидкости в указанном резервуаре седиментации, регулирование потока отделенного газа, откачку отделенной жидкости из резервуара седиментации, открывание и закрывание клапана в зависимости от вертикального положения резервуара седиментации. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 ил.
Настоящее изобретение имеет отношение к добыче нефти. В частности, настоящее изобретение имеет отношение к созданию оборудования, используемого при добыче нефти для осуществления процесса гравитационного разделения несмешивающихся жидкостей, имеющих различные плотности.
Еще более конкретно, настоящее изобретение имеет отношение к созданию оборудования для эффективного выделения газовой фазы из смеси газа с жидкостью, которое снабжено внутренней (встроенной) системой автоматического управления уровнем. Такое оборудование может быть преимущественно установлено на дне нефтяной скважины, откуда нефть подается на поверхность за счет использования подъемных (нагнетательных) насосов.
Сепаратор такого рода может быть также использован и на поверхности земли.
Настоящее изобретение может найти применение в нефтехимической, химической и в других аналогичных областях промышленности.
Встречающаяся в природе нефть, как правило, смешана с водой и газом.
В скважинах, в которых отсутствует естественный (природный) подъем нефти на поверхность, в качестве одной из альтернатив подъема нефти со дна скважины на поверхность является использование подъемных насосов. Нагнетание (подача нефти) может производиться с использованием насосной штанги (SRP), погружного электронасоса (ESP) и, если используют установленную на морском дне фонтанную арматуру, при помощи подводного морского погружного электронасоса (ESP с мокрой фонтанной арматурой), а также с использованием способа постепенной откачки из полости (последовательной кавитации) (РСР). Вне зависимости от выбранного типа подъема нефти наличие свободного газа в количествах свыше определенного процента в перекачиваемой смеси вызывает существенное снижение производительности процесса нагнетания.
Для повышения эффективности нагнетания общеизвестной практикой является установка на дне нефтяной скважины сепараторов для отделения газа от смеси газа с жидкостью. В настоящее время существует множество типов сепараторов, предназначенных для решения указанной задачи, однако известные сепараторы, в которых преимущественно используется барботажное (пузырьковое) разделение, обычно имеют эффективность разделения ниже желательной.
Сепараторы, основанные на других принципах, такие, например, как сепараторы с использованием каскадного потока, стратифицированного (слоистого) течения, эффекта Жуковского и пр., обычно позволяют получать более высокую эффективность. Однако указанные сепараторы зависят от уровня жидкости в них, который следует поддерживать в заданном диапазоне. Это вызывает необходимость использования внешней ручной или автоматической системы управления с использованием датчиков, клапанов и связей между ними, что приводит к повышению сложности системы и снижает надежность.
В течение некоторого времени уже широко известно о том, что происходит снижение эффективности систем перекачки (нагнетания) нефтяной скважины за счет наличия свободного газа. Первый патент на сепаратор, предназначенный для снижения объема свободного газа в области всасывания донного насоса, был выдан еще в 1881 г. С этого времени появилось множество других публикаций, так как в зависимости от рабочих условий использование известных сепараторов не всегда приводит к удовлетворительной эффективности перекачки.
Процесс с использованием известных сепараторов газа, установленных на дне скважины, обычно предусматривает ввод двухфазной смеси в среду, непрерывной фазой которой является жидкость. В таких условиях газ вынужден барботировать в направлении динамического уровня скважины, при этом эффективность разделения ограничена за счет скорости подъема пузырьков в жидкости, которая в соответствии с законом Стокса обратно пропорциональна вязкости жидкости.
Обычно скважина начинает работать с высоким статическим уровнем и даже в случае сепаратора каскадного типа разделение первоначально происходит за счет барботирования. Для обеспечения гарантированного перехода от этого типа разделения к каскадному типу разделения необходимо понизить уровень жидкости в резервуаре седиментации. Это может быть достигнуто, например, за счет введения дроссельного клапана в газовую линию. Этот клапан должен быть закрыт до тех пор, пока уровень жидкости в резервуаре седиментации не будет лежать в заданном диапазоне. Таким образом, при запуске скважины указанный дроссельный клапан должен быть закрыт до тех пор, пока уровень смеси в сепараторе находится выше заданного уровня, и должен быть открыт после достижения указанного уровня, который варьирует в заданном диапазоне в резервуаре седиментации.
Максимальная подача (нагнетание) жидкости достигается после стабилизации уровня смеси в резервуаре седиментации в заданном диапазоне, когда дроссельный клапан полностью открыт. Если уровень стабилизируется только при частично закрытом дроссельном клапане, то выработка будет меньше, потому что в обсадной колонне скважины, в которой поддерживается повышенное давление газа, возникает противодавление над продуктивной породой. Однако если дроссельный клапан открыть для устранения указанного противодавления газа, то выработка будет еще меньше, потому что противодавление газа будет заменено еще большим противодавлением жидкости. В таких условиях уровень жидкости в сепараторе будет далеко подниматься над областью отверстий, что приведет к прекращению каскадного эффекта. Так как производительность разделения с использованием барботирования ниже производительности каскадного разделения, то это приведет к снижению производительности нагнетания.
При возникновении трудностей при управлении вручную уровнем жидкости в каскадном или каскадно-сегрегатном сепараторе рекомендуется применять автоматическое управление уровнем, что может быть обеспечено, например, за счет использования клапана управления в газовой линии и датчиков уровня в скважине.
Объемный поток из насоса ниже по течению относительно сепаратора является обычно постоянным. Тем не менее, в зависимости от типа двухфазного течения поток выше по течению относительно сепаратора может варьировать. Снарядный режим двухфазного потока может приводить к очень большим изменениям уровня в сепараторе главным образом в тех случаях, когда площадь кольцевого зазора в сепараторе является малой. Длинный сепаратор, который допускает значительные вариации уровня, кроме того, что его сложно конструировать и устанавливать, имеет тот недостаток, что он снижает производительность скважины за счет создания обратного давления на продуктивную породу в результате чрезмерного гидростатического столба, идущего от перфорированной оболочки до верхней части сепаратора.
Клапан управления уровнем, установленный в газовом выпуске у устья скважины, предотвращает чрезмерную вариацию уровня жидкости в сепараторе. Тем не менее, требуется установка датчиков уровня на дне скважины, что усложняет оборудование и снижает его надежность.
В патенте США No 3451477 раскрыта система для прямого управления уровнем в скважине с использованием клапана, который имеет две ступени, а именно основную и вспомогательную ступени, причем преимуществом такой системы является легкость работы даже в случае блокировки за счет дифференциального давления. Указанный клапан предназначен для того, чтобы что газ не поступал в подъемный насос. Однако в действительности такая система не предотвращает поступление значительного количества газа в насос, так как клапан, находясь в закрытом состоянии, поддерживает объем жидкости в сепараторе, но не поддерживает расход жидкости в насосе постоянным, за счет чего расход газа в насосе увеличивается, чтобы компенсировать нехватку жидкости. Если расход газа в сепараторе падает, то при этом увеличивается расход газа в насосе, так как газ расширяется при его прохождении через клапан, за счет того что давление на стороне всасывания насоса меньше, чем давление в сепараторе. Из этого можно сделать вывод о том, что использованная в указанном сепараторе система управления не может функционировать адекватным образом.
Задачей настоящего изобретения является прямое управление уровнем жидкости в сепараторе, что позволяет устранить необходимость использования системы управления на поверхности земли и датчика уровня на дне скважины, от которого поступают сигналы на поверхность. Для этого сепаратор в соответствии с настоящим изобретением, с использованием его собственных механических компонентов, позволяет образовать автоматическую систему управления, предназначенную для управления уровнем жидкости в сепараторе, что позволяет упростить оборудование и гарантировать в сепараторе наличие течения каскадного типа или каскадного и сегрегатного типов.
Настоящее изобретение имеет отношение к созданию сепаратора газа каскадного типа, имеющего средство для управления уровнем, предназначенного главным образом для установки на дне нефтяной скважины, выше по течению относительно подъемного насоса, который позволяет свести к минимуму вход газа в насос и, следовательно, максимально повысить объемную производительность нагнетания.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается сепаратор с автоматическим управлением уровнем, предназначенный для выделения газовой фазы из двухфазной смеси газа и жидкости, причем указанный сепаратор снабжен предусмотренными на дне скважины средствами для подъема жидкости при помощи нагнетания насосом и включает в себя:
резервуар седиментации, имеющий впуск флюида в верхней части своей боковой поверхности, который (резервуар) выполнен с возможностью перемещения в вертикальном направлении;
пакер (пробку), установленный над резервуаром седиментации;
клапан, выполненный с возможностью управления протеканием газа с нижней боковой стороны указанного пакера к верхней боковой стороне, причем указанный клапан соединен с указанным резервуаром седиментации таким образом, что вертикальное движение резервуара седиментации приводит в действие указанный клапан.
Предложенный сепаратор дополнительно содержит упругое средство (например, пружину), которое выполнено с возможностью создания направленного вверх усилия, приложенного к резервуару седиментации, а также содержит однопутевой клапан, который позволяет флюиду под повышенным давлением втекать в область под указанным пакером.
Пакер имеет отверстие для пропускания эксплуатационной насосно-компрессорной колонны и отверстие для пропускания трубы выпуска газа.
Сепаратор выполнен таким образом, что движение вверх резервуара седиментации приводит к открыванию указанного клапана (управления протеканием газа), а движение вниз резервуара седиментации приводит к его закрыванию.
Участок впуска флюида содержит ряд отверстий, выполненных в резервуаре седиментации.
Резервуар седиментации имеет внутри геликоидальную поверхность, идущую от его верхней части к его нижней части, или две геликоидальные поверхности, которые сдвинуты по фазе на 180 градусов, или больше двух геликоидальных поверхностей, которые равномерно распределены вокруг окружности резервуара седиментации.
Сепаратор может дополнительно содержать фиксированный охватывающий резервуар, причем резервуар седиментации в этом случае плавает на слое жидкости, который имеется внутри охватывающего резервуара.
Объектом изобретения является также оборудование для нефтяной скважины, которое включает в себя:
сепаратор, выполненный в соответствии с изобретением;
эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, через которую извлекают жидкость;
трубу выпуска газа в пакере сепаратора, которая соединена с клапаном управления протеканием газа; причем резервуар.седиментации сепаратора охватывает, по меньшей мере частично, указанную эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, при этом она выполнена таким образом, чтобы производить откачку насосом любой жидкости, которая содержится в резервуаре седиментации.
Нижнюю камеру скважины, расположенную под пакером, связывает с кольцевым зазором скважины труба выпуска газа.
Скважинное оборудование может дополнительно включать в себя обсадную колонну, которая выполнена с возможностью ее заполнения флюидом, таким образом, что флюид создает вертикальное направленное вверх усилие, воздействующее на резервуар седиментации.
Кроме того, в соответствии с настоящим изобретением предлагается способ выделения жидкости и газа из двухфазной смеси, который предусматривает:
установку резервуара седиментации с его поддержанием массой флюида;
ввод двухфазной смеси в резервуар седиментации в его верхней части, так чтобы создать каскад флюида, в результате чего происходит разделение фаз жидкости и газа;
накопление отделенной жидкости в указанном резервуаре седиментации;
регулирование потока отделенного газа с использованием регулирующего клапана;
откачку указанной отделенной жидкости из резервуара седиментации;
открывание и закрывание указанного клапана в зависимости от вертикального положения резервуара седиментации.
Способ дополнительно предусматривает:
поддержание резервуара седиментации при помощи упругого средства, и/или массой двухфазного флюида, который содержится в обсадной колонне,
или массой главным образом однофазного флюида, который содержится во втором резервуаре, в котором резервуар седиментации может совершать вертикальное перемещение.
Способ может дополнительно предусматривать:
задание направления каскада флюида при помощи геликоидальной лопасти, так чтобы сообщать винтовое движение флюиду и дополнительно содействовать отделению газа от жидкости, а также открывание однопутевого клапана для впуска флюида под повышенным давлением в область, охватывающую резервуар седиментации или в указанный второй резервуар.
Выходящий из продуктивной породы флюид, который представляет собой смесь жидкости и газа, поднимается через кольцевой зазор между сепаратором и обсадной колонной и поступает в резервуар седиментации, который представляет собой единое целое с сепаратором, через отверстия, расположенные в верхней части боковой поверхности резервуара седиментации. При горизонтальном протекании флюида из указанного кольцевого зазора во внутреннее пространство резервуара седиментации горизонтальная компонента движения, перпендикулярная к полю тяготения, способствует части разделения. Другая часть разделения имеет место в резервуаре седиментации за счет выбора типа течения, который благоприятен разделению, а именно за счет течения каскадного типа, за которым может следовать или не следовать течение сегрегатного типа. Течение сегрегатного типа возникает тогда, когда внутри резервуара седиментации имеются геликоидальные (винтовые) элементы или когда скважина является направленной, то есть когда течение имеет место над наклонной и опускающейся поверхностью. Разделенный указанным образом газ проходит через клапан и поднимается через кольцевой зазор в скважине до поверхности земли. Жидкость проходит всасывающую трубу, насос и эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, и достигает поверхности земли.
Настоящее изобретение позволяет обеспечивать высокую производительность, так как в соответствии с ним предусмотрена встроенная автоматическая система управления уровнем жидкости в резервуаре седиментации, обеспечивающая идеальный тип течения для разделения газа.
Указанные ранее и другие характеристики изобретения будут более ясны из последующего детального описания, данного в качестве примера, не имеющего ограничительного характера и приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи.
На фиг.1 схематично показано продольное сечение сепаратора газа в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг.2 схематично показано продольное сечение сепаратора газа в соответствии с настоящим изобретением, который снабжен одним геликоидальным элементом.
На фиг.3 схематично показано продольное сечение другого сепаратора газа в соответствии с настоящим изобретением, который снабжен двумя геликоидальными элементами.
На фиг.4 схематично показано продольное сечение сепаратора газа в соответствии с настоящим изобретением с двойным резервуаром седиментации.
На фиг.5 схематично показано продольное сечение сепаратора газа в соответствии с настоящим изобретением, который снабжен одним геликоидальным элементом и одним двойным резервуаром седиментации.
На фиг.6 схематично показано продольное сечение сепаратора газа в соответствии с настоящим изобретением с двумя геликоидальными элементами и одним двойным резервуаром седиментации.
Для лучшего понимания настоящего изобретения оно будет изложено далее со ссылкой на сопроводительные чертежи. Несмотря на то что будет описан предпочтительный вариант осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят, однако, за рамки приведенной далее формулы изобретения.
На фиг.1 показан сепаратор газа (8) в соответствии с настоящим изобретением каскадного типа и без геликоидальных элементов, снабженный средством управления уровнем. Показано, что он установлен на дне скважины выше по течению относительно подъемного насоса (12) для того, чтобы свести к минимуму вход газа в этот насос (12) и, следовательно, максимально повысить объемную эффективность нагнетания. Показано, что скважина ограничена обсадной колонной (9). Область, в которой установлен сепаратор (8), изолирована от верхней части скважины при помощи пакера (26).
Может быть использован насос любого подходящего типа, например, штанговый насос или последовательный кавитационный насос, а также погружной электронасос или подводный морской погружной электронасос.
Сепаратор (8) главным образом включает в себя резервуар седиментации (3), в котором протекает большая часть процесса отделения газовой фазы от ее смеси с фазой жидкости. На фиг.1 показана также автоматическая система управления уровнем, которая предназначена для регулировки и поддержания адекватного уровня жидкости внутри резервуара седиментации (3) и которая, среди прочего, включает в себя:
- трубу для выпуска газа (28), соединяющую выпуск клапана (29) с кольцевым промежутком (зазором) (25) скважины,
- упомянутый выше клапан (29), который открывается в соответствии с изменением глубины резервуара седиментации (3), которая в свою очередь зависит от уровня жидкости в резервуаре (3),
- однопутевой клапан (27), установленный в указанной трубе (28) и предназначенный для выпуска газа, и
- пружину (30), например винтовую пружину, которая установлена между резервуаром седиментации (3) и соединением (32), например, гильзой между эксплуатационной насосно-компрессорной колонной (22) и резервуаром (3).
Упомянутый пакер (26), который изолирует нижнюю область, в которой установлен сепаратор (8), от верхней части скважины, выполнен таким образом, что заставляет газ проходить через клапан управления (29), когда он движется в направлении к поверхности земли.
Подъемный насос (12) соединен с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной (22), например, при помощи гильзы (32), которая в соответствии с этим вариантом также служит нижней опорой для упругого средства, например для винтовой пружины (30), которая является добавкой к системе управления уровнем. Указанная пружина (30) охватывает эксплуатационную насосно-компрессорную колонну (22) и удерживается между указанной гильзой (32) и верхней частью резервуара седиментации (3).
Функцией пружины является создание переменного продольного усилия поддержки резервуара седиментации (3). Для этого она может быть установлена в любом месте между основанием резервуара (3) и дном обсадной колонны (9).
На фиг.1 показано, что резервуар седиментации (3) плавает на поверхности жидкости, которая накопилась на дне скважины. Положение равновесия определяется собственным весом резервуара (3) и весом жидкости, которая накопилась в нем, которые направлены вниз, и реакцией пружины (30) и осевым давлением жидкости на резервуар седиментации (3), которые направлены вверх. Можно видеть, что когда резервуар седиментации (3) стремится погрузиться, тогда клапан управления (29) стремится закрыться, а когда резервуар седиментации (3) стремится подняться, клапан управления (29) стремится открыться.
Выходящий из продуктивной породы флюид, который представляет собой смесь жидкости и газа, поднимается через кольцевой зазор (31) между сепаратором (8) и обсадной колонной (9) и поступает в резервуар седиментации (3) через отверстия (2), расположенные в верхней части боковой поверхности резервуара седиментации (3). При протекании флюида через указанный кольцевой зазор (31) в направлении вверх с преодолением силы тяготения, из области перфорированной оболочки (10) ко входу в отверстия (2) резервуара седиментации (3), фактически не происходит отделения газа. При протекании флюида из указанного кольцевого зазора (31) между сепаратором (8) и обсадной колонной (9) в резервуар седиментации (3) горизонтальная компонента движения, перпендикулярная к полю тяготения, способствует части разделения. Другая часть разделения имеет место в кольцевом зазоре (33) между внутренней боковой поверхностью резервуара седиментации (3) и эксплуатационной насосно-компрессорной колонной (22), где имеет место течение каскадного типа. Разделенный указанным образом газ проходит через клапан управления (29) и поднимается через кольцевой зазор в скважине (25) до поверхности земли. Жидкость проходит через всасывающую трубу (6), насос (12) и эксплуатационную насосно-компрессорную колонну (22) и достигает поверхности земли.
Отверстия (2) в верхней части боковой поверхности резервуара седиментации (3) имеют такие диаметры и такое распределение, что поток флюида на единицу длины перфорированного резервуара является малым, так чтобы предотвратить перемещение газа, который находится в кольцевом зазоре (31) между сепаратором (8) и обсадной колонной (9), в резервуар седиментации (3), и, в частности, не вызвать затопления жидкостью кольцевого зазора (33) между внутренней боковой поверхностью резервуара седиментации (3) и эксплуатационной насосно-компрессорной колонной (22), где начальная нисходящая скорость жидкости мала. С другой стороны, диаметр отверстий (2) должен быть достаточно большим, чтобы не происходило их забивание песком и шламом.
При увеличении количества накопленной жидкости резервуар седиментации (3) движется вниз под действием веса жидкости, которое превышает сумму усилия от жидкости вне резервуара седиментации (3) и действия пружины (30). Это приводит к тому, что клапан управления (29) закрывается, предотвращая выпуск газа и увеличивая давление в непосредственной близости от перфорированной оболочки. Следовательно, вход флюидов в скважину снижается и давление во всасывающей трубе (6) подъемного насоса (12) возрастает, что увеличивает поток и снижает количество свободного газа в насосе (12).
Противоположное имеет место в том случае, когда количество накопленной в резервуаре седиментации (3) жидкости уменьшается. Клапан управления (29) открывается при подъеме резервуара седиментации (3) в результате воздействия усилия от внешней жидкости и действия пружины (30), которые превышают действие веса жидкости в резервуаре (3). Следовательно, давление в непосредственной близости от перфорированной оболочки (10) снижается, что увеличивает поток выходящих из продуктивной породы флюидов, однако поток от насоса (12) падает, так как падает давление во всасывающей трубе (6) и количество свободного газа возрастает. Количество жидкости в резервуаре седиментации (3) возрастает, при этом последний возвращается в состояние равновесия.
Подводя итог, можно утверждать, что различные явления способствуют поддержанию заданного уровня жидкости в резервуаре седиментации (3), гарантируя наличие адекватного течения каскадного типа.
Однопутевой клапан (27), например, контрольный клапан, который установлен в трубе выпуска газа (28), связывающей клапан управления (29) с пакером (26), позволяет производить нагнетание флюида или нефти через кольцевой зазор (25) скважины при запуске вне зависимости от открывания клапана управления (29). Кроме того, он устраняет направленную вниз разность давления в клапане управления (29), которая могла бы приводить к его нежелательному закрыванию.
В отличие от сепаратора, раскрытого в упомянутом патенте США No 3451477, в соответствии с настоящим изобретением нет необходимости в наличии клапана с различными ступенями, и поэтому направленная вверх разность давления содействует открыванию клапана управления (29), а не препятствует этому.
Для повышения эффективности разделения диаметр резервуара седиментации (3) должен быть максимально увеличен, чтобы предотвращать превышение жидкостью оптимального уровня и снижать скорость потока ниже этого уровня. Кроме того, он должен быть равен диаметру (или меньше него) прохода (отклонения) обсадной колонны (9) и должен быть выполнен так, чтобы резервуар можно было "выловить" (то есть извлечь со дна скважины).
Что касается размеров всасывающей трубы (6), то следует иметь в виду, что, с одной стороны, она должна иметь достаточно малый внешний диаметр для максимального увеличения поперечного сечения потока, втекающего в резервуар седиментации (3) и, с другой стороны, она должна иметь достаточно большой внутренний диаметр, чтобы не создавать чрезмерную потерю давления. Потеря напора во всасывающей трубе (6) снижает давление в непосредственном близости от впуска подъемного насоса (12), вызывает освобождение (выделение) и расширение газа и, следовательно, снижает эффективность нагнетания. Длина всасывающей трубы (6) должна быть возможно короче для сведения к минимуму потери напора в ней и для уменьшения длины сепаратора (8). Кроме того, все переходы потока (течения) должны происходить вдоль этой длины, от небольшого кольцевого зазора (34) между насосом (12) и внутренней боковой поверхностью резервуара седиментации (3) до большого кольцевого зазора (35) между всасывающей трубой (6) и внутренней боковой поверхностью резервуара седиментации (3), то есть всасывающая труба (6) должна быть достаточно длинной для того, чтобы подъемный насос (12) не создавал помех стабилизированному двухфазному нисходящему потоку в непосредственной близости от нижнего конца всасывающей трубы (6).
Вообще говоря, все детали должны иметь минимальную необходимую толщину, чтобы максимально увеличить внутренний объем сепаратора (8).
Описанный здесь выше сепаратор каскадного типа позволяет производить выделение больших количеств газа из жидкости в верхней области резервуара седиментации (3), над уровнем жидкости, где жидкость опускается в виде капель или струй. Однако опускание жидкости протекает весьма быстро, либо при ее свободном падении, либо при течении вдоль стенок, что снижает возможность освобождения (выделения) газа из жидкости. Кроме того, резкое соударение опускающейся жидкости с жидкостью, уже накопленной в резервуаре седиментации (3), может приводить к повторному вводу газа в жидкость. В верхней области средний расход газа является низким, так же как и расход газа, подаваемого к подъемному насосу (12). Область резервуара седиментации (3) с жидкостью может быть расширена на некоторую величину за счет области, в которой содержится газ, что не приводит к существенным отрицательным последствиям.
В связи с изложенным в соответствии с настоящим изобретением в резервуаре седиментации (3) установлен геликоидальный элемент (или геликоидальные элементы), который занимает пространство над уровнем жидкости. Этот геликоидальный элемент трансформирует вертикальный хаотический нисходящий поток в наклонный и сегрегатный поток.
Для того чтобы избежать турбулентности и затопления, шаг начального участка геликоидальной поверхности должен быть бесконечным, так чтобы поток над указанным участком начинался по касательной к направлению падения флюида. По мере опускания жидкости шаг геликоидальной поверхности снижается, пока он не достигнет такой величины, при которой:
- становится максимальной центробежная сила, которая векторно суммируется с силой тяготения, что улучшает разделение,
- становится минимальной турбулентность,
- сохраняется минимальная толщина слоя жидкости на геликоидальном элементе, что сводит к минимуму время, которое требуется для того, чтобы пузырьки газа поднялись через эту толщину.
Если скорость жидкости в геликоидальном элементе при ее приближении к уровню жидкости достаточно высока для повторного ввода газа (в жидкость) за счет гидравлического обратного потока, то шаг геликоидального элемента должен быть уменьшен таким образом, чтобы скорость входа жидкости постепенно снижалась.
На фиг.2 и 3 показаны два сепаратора такого же типа, что и показанный на фиг.1, но снабженные соответственно одним геликоидальным элементом (37) и двумя геликоидальными элементами (37, 38). Число геликоидальных элементов может быть больше двух, причем в таком случае они должны быть равномерно распределены по окружности резервуара седиментации (3). Использование более одной геликоидальной поверхности способствует получению лучших качественных характеристик, так как поток жидкости разделен и, следовательно, толщина жидкости на каждом геликоидальном элементе снижена, что уменьшает время, необходимое для разделения, или время, необходимое для подъема пузырьков газа через эту толщину. Каждый геликоидальный элемент работает как параллельный сепаратор, поэтому в сравнении с другими более сложными сепараторами, такими как раскрытые в патенте США No. 5389128, настоящее изобретение обеспечивает дополнительное преимущество, связанное с отсутствием движущихся частей.
Выбор пружины (30) в системе управления уровнем не является точным, если нет точных данных о плотности двухфазной смеси вокруг резервуара седиментации (3), и, следовательно, нет данных относительно воздействующего на резервуар (3) усилия. Для разрешения указанной проблемы предложен показанный на фиг.4 сепаратор, в котором воздействующее на резервуар (3) усилие создается однофазной жидкостью. Этот сепаратор аналогичен описанному ранее, но имеет фиксированный резервуар (36), в котором находится однофазная жидкость, окружающая резервуар седиментации (3). Далее в этом описании такой сепаратор именуется как "сепаратор с двойным резервуаром седиментации".
Выходящая из продуктивной породы двухфазная смесь поднимается через кольцевой зазор (31) между обсадной колонной (9) и резервуаром (36), в котором находится однофазная жидкость, окружающая резервуар седиментации (3), проходит через отверстия (37), расположенные в верхней части боковой поверхности охватывающего резервуара (36), и через отверстия (2), расположенные в верхней части боковой поверхности резервуара седиментации (3), и поступает в резервуар седиментации (3), где происходит разделение аналогично тому, как это было описано здесь ранее для одинарного резервуара седиментации. Резервуар (36), который охватывает резервуар седиментации (3), заполнен простой плотной жидкостью, а обычно водой, плотность и осевое давление которой хорошо известны, что позволяет облегчить выбор пружины (30) для системы управления уровнем.
Преимуществом сепаратора каскадного типа с управлением уровнем и двойным резервуаром седиментации также является то, что охватывающий резервуар (36) защищает резервуар седиментации (3) и содействует его перемещению.
Аналогично тому, как это было описано здесь ранее для одинарного резервуара седиментации каскадного типа, сепаратор с двойным резервуаром седиментации может быть снабжен одним или несколькими геликоидальными элементами. На фиг.5 показан сепаратор каскадного типа с двойным резервуаром, снабженный одним геликоидальным элементом (37), а на фиг.6 показан сепаратор каскадного типа с двойным резервуаром, снабженный двумя геликоидальными элементами (37, 38). Если число геликоидальных элементов больше двух, то в таком случае они должны быть равномерно распределены по окружности резервуара седиментации (3).
В зависимости от плотности флюидов, удельного веса материала сепаратора и желательной высоты уровня жидкости пружина (30) в системе управления уровнем может не понадобиться как в конструкции с одинарным, так и с двойным резервуаром седиментации.
Обе описанные конструкции имеют следующие преимущества:
- низкая стоимость изготовления и эксплуатации, так как отсутствует установленная на поверхности земли система управления (контроллер, клапан управления, средства обработки сигнала) и система измерения уровня на дне скважины (датчик уровня, средства обработки сигнала, электрический кабель),
- низкая стоимость изготовления, так как можно уменьшить длину сепаратора,
- высокая эффективность разделения, так как управление уровнем производится непосредственно на дне скважины, что обеспечивает идеальное течение (поток) для разделения, а именно поток каскадного типа, или при наличии геликоидальных элементов, или когда скважина является направленной, потоки каскадного и сегрегатного типа.
1. Сепаратор с автоматическим управлением уровнем, предназначенный для выделения газовой фазы из двухфазной смеси газа и жидкости, причем указанный сепаратор может быть снабжен располагаемыми на дне скважины средствами для подъема жидкости при помощи нагнетания насосом и включает в себя резервуар седиментации (3), имеющий участок впуска флюида в верхней части своей боковой поверхности, причем резервуар седиментации (3) выполнен с возможностью перемещения в вертикальном направлении; пакер (26), установленный над резервуаром седиментации (3); клапан (29), выполненный с возможностью управления протеканием газа с нижней боковой стороны указанного пакера (26) к верхней боковой стороне, причем указанный клапан (29) соединен с указанным резервуаром седиментации (3) таким образом, что вертикальное движение резервуара седиментации (3) приводит в действие указанный клапан (29).
2. Сепаратор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит упругое средство (30), которое выполнено с возможностью создания направленного вверх усилия, приложенного к резервуару седиментации (3).
3. Сепаратор по п.1 или 2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит однопутевой клапан (27), который позволяет флюиду под повышенным давлением втекать в область под указанным пакером (26).
4. Сепаратор по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что пакер (26) имеет отверстие для пропускания эксплуатационной насосно-компрессорной колонны (22) и отверстие для пропускания трубы выпуска газа (28).
5. Сепаратор по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что сепаратор выполнен таким образом, что движение вверх резервуара седиментации (3) приводит к открыванию указанного клапана (29), а движение вниз резервуара седиментации (3) приводит к закрыванию указанного клапана (29).
6. Сепаратор по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что указанный участок впуска флюида содержит ряд отверстий, выполненных в резервуаре седиментации (3).
7. Сепаратор по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что резервуар седиментации (3) имеет внутри геликоидальную поверхность (37), идущую от его верхней части к его нижней части.
8. Сепаратор по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что резервуар седиментации (3) имеет внутри две геликоидальные поверхности (37, 38), которые сдвинуты по фазе на 180°.
9. Сепаратор по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что резервуар седиментации (3) имеет внутри больше двух геликоидальных поверхностей, которые равномерно распределены вокруг окружности резервуара седиментации (3).
10. Сепаратор по одному из пп.1-9, отличающийся тем, что он дополнительно содержит фиксированный охватывающий резервуар (36), причем указанный резервуар седиментации (3) плавает на слое жидкости, который имеется внутри охватывающего резервуара (36).
11. Скважинное оборудование для нефтяной скважины, отличающееся тем, что оно включает в себя сепаратор по одному из пп.1-10; эксплуатационную насосно-компрессорную колонну (22), через которую извлекают жидкость; трубу выпуска газа (28) в указанном пакере (26), причем указанная труба выпуска газа (28) соединена с указанным клапаном (29); причем указанный резервуар седиментации (3) охватывает, по меньшей мере частично, указанную эксплуатационную насосно-компрессорную колонну (22), при этом указанная эксплуатационная насосно-компрессорная колонна (22) выполнена таким образом, чтобы производить откачку насосом любой жидкости, которая содержится в указанном резервуаре седиментации (3).
12. Скважинное оборудование по п.11, отличающееся тем, что указанная труба выпуска газа (28) связывает нижнюю камеру скважины, расположенную под пакером (26), с кольцевым зазором (25) скважины.
13. Скважинное оборудование по п.11 или 12, отличающееся тем, что в качестве указанного упругого средства (30) использована пружина сжатия, верхний конец которой поддерживает указанный резервуар седиментации (3) за счет упора изнутри в верхнюю часть указанного резервуара седиментации (3), а нижний конец которой упирается в указанную эксплуатационную насосно-компрессорную колонну (22).
14. Скважинное оборудование по одному из пп.11-13, отличающееся тем, что оно дополнительно включает в себя обсадную колонну (9), которая выполнена с возможностью ее заполнения флюидом таким образом, что указанный флюид создает вертикальное направленное вверх усилие, воздействующее на указанный резервуар седиментации (3).
15. Способ выделения жидкости и газа из двухфазной смеси, отличающийся тем, что он предусматривает установку резервуара седиментации (3) с его поддержанием массой флюида; ввод двухфазной смеси в указанный резервуар седиментации (3) в его верхней части так, чтобы создать каскад флюида, в результате чего происходит разделение фаз жидкости и газа; накопление отделенной жидкости в указанном резервуаре седиментации (3); регулирование потока отделенного газа с использованием регулирующего клапана (29); откачку указанной отделенной жидкости из указанного резервуара седиментации (3); открывание и закрывание указанного клапана (29) в зависимости от вертикального положения резервуара седиментации (3).
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что он дополнительно предусматривает поддержание указанного резервуара седиментации (3) при помощи упругого средства (30).
17. Способ по п.15 или 16, отличающийся тем, что указанный резервуар седиментации (3) поддерживают массой двухфазного флюида, который содержится в обсадной колонне (9).
18. Способ по п.15 или 16, отличающийся тем, что указанный резервуар седиментации (3) поддерживают массой главным образом однофазного флюида, который содержится во втором резервуаре (36).
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что он дополнительно предусматривает использование жестко установленного второго резервуара (36), в котором указанный резервуар седиментации (3) может совершать вертикальное перемещение.
20. Способ по одному из пп.15-19, отличающийся тем, что он дополнительно предусматривает задание направления указанного каскада флюида при помощи геликоидальной лопасти так, чтобы сообщать винтовое движение указанному флюиду и дополнительно содействовать отделению газа от жидкости.
21. Способ по одному из пп.15-20, отличающийся тем, что он дополнительно предусматривает открывание однопутевого клапана (27) для впуска флюида под повышенным давлением в область, охватывающую указанный резервуар седиментации (3), или в указанный второй резервуар (36).
