EA005978B1 - Добыча нефти и газа с применением внутрискважинного отделения и повторного закачивания газа - Google Patents

Abstract

Предложена система для доставки смешанного газонефтяного потока, содержащего твердые макрочастицы, в которой газ отделяют и сжимают внутри скважины в компрессоре с турбинным приводом перед нагнетанием газа в подземный пласт. Поток пропускают через расположенный выше по течению сепаратор для отделения макрочастиц, которые проходят через первую и вторую группу щелей в первый и второй каналы, а оба эти канала выходят в обходной канал, идущий через турбину, вследствие чего отделенные макрочастицы не вступают в контакт с вращающимися лопатками турбины, тем самым смягчая влияния эрозии, обуславливаемой твердыми частицами, в получаемом потоке.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к отделению некоторых компонентов протекающего потока, а в одном своем аспекте относится к подземной системе для отделения части газа от газонефтяного технологического потока, пропускания отделенного газа через скважинный турбокомпрессорный агрегат для сжатия и повторного закачивания отделенного газа в пласт внутри скважины, причем материал в виде макрочастиц (например, песок) отделяется от технологического потока и отводится вокруг турбины для предотвращения повреждения этой турбины.

Предшествующий уровень техники

Хорошо известно, что многие углеводородные коллекторы обеспечивают добычу исключительно больших объемов газа наряду с сырой нефтью и другими пластовыми текучими средами, например, водой. При разработке таких месторождений, как эти, не является необычным достижение таких высоких газовых факторов (ГФ), как 25000 стандартных кубических футов на баррель (ст.куб.фт/бр) или более. В результате, большие объемы газа можно отделять от жидкостей до транспортировки этих жидкостей с целью дальнейшей обработки, хранения и/или использования. Если места добычи находятся близко или расположены удобно для крупных рынков, этот газ считают ценным активом, когда спрос на газ велик. Однако в случаях, когда спрос на газ низок или когда разрабатываемый коллектор находится в отдаленной области, большие объемы добываемого газа могут создавать большие проблемы, поскольку придется прерывать добычу или, по меньшей мере, резко сокращать ее объем, если своевременная и надежная подача добываемого газа с месторождения невозможна.

В областях, где нельзя продать или иным образом использовать большие объемы газа, обычно практикуют «повторное закачивание» газа в подходящий подземный пласт. Например, хорошо известно закачивание газа обратно в зону «газовой шапки», зачастую пролегающую над зоной добычи, из резервуара, чтобы поддержать давление внутри коллектора и тем самым увеличить предельную добычу жидкости из него. В других применениях газ можно закачивать в разрабатываемый пласт через нагнетательную скважину, чтобы обеспечить движение углеводородов перед газом в эксплуатационную скважину. Кроме того, добываемый газ можно закачивать в подходящий подземный проницаемый пласт и «хранить» в нем, а добывать газ из этого пласта можно позже, когда это будет продиктовано ситуацией.

Для повторного нагнетания газа на месте добычи или рядом с ним необходимо построить располагаемые на поверхности большие и дорогостоящие отделяющие и компрессорные производственные мощности. Основным экономическим соображением при создании таких производственных мощностей является относительно высокая стоимость газокомпрессорной системы, которая обычно необходима для сжатия добываемого газа с целью повторного нагнетания. Должно быть понятно, что если бы можно было снизить требования к газокомпрессорной системе, то это принесло бы значительную экономию затрат.

Предложены различные способы и системы для снижения затрат на некоторые из технологических этапов отделения и/или транспортировки, обычно необходимых на поверхности для обработки и/или повторного нагнетания по меньшей мере части добываемого газа. Все эти способы предусматривают, главным образом, внутрискважинное отделение газа от технологического потока с последующей транспортировкой отделенного газа и остатка технологического потока по отдельности друг от друга.

Например, один такой способ предусматривает расположение «шнекового» сепаратора внутри скважины, т.е. внутри ствола эксплуатационной скважины, причем этот сепаратор отделяет часть газа от технологического потока, когда этот поток протекает вверх по стволу скважины, см. патент США № 5431228, выданный 11 июля 1995 г. После этого остаток технологического потока и отделенный газ протекают к поверхности по отдельным проточным каналам, причем технологические операции с каждым из этих потоков осуществляют отдельно. Хотя это и уменьшает объем отделения, которое в противном случае пришлось бы осуществлять на поверхности, все равно приходится осуществлять на поверхности технологические операции с газом, отделяемым внутри ствола скважины.

Одна система отделения газа внутри ствола скважины, выполненная с возможностью снижения требуемой мощности, выражаемой в лошадиных силах, компрессора, располагаемого на поверхности, полностью описана в патенте США № 5794697, выданном 18 августа 1998 г., и согласно предложенному решению компрессор для подземной обработки и повторного нагнетания (КПОПН) располагают внутри ствола скважины. КПОПН включает шнековый сепаратор, который отделяет часть газа от технологического потока, а потом сжимает отделенный газ, пропуская его через компрессор с турбинным приводом, который сам, в свою очередь, приводится в действие технологическим потоком. Сжатый газ не выпускают на поверхность, а нагнетают прямо в назначенный пласт (например, в газовую шапку) внутри ствола эксплуатационной скважины. Информацию о других аналогичных системах для отделения газа внутри скважин, содержащих КПОПН, можно найти в патентах США №№ 6035934 и 6189614.

Большинство технологических потоков могут содержать помимо газа, нефти и воды значительные объемы материала в виде макрочастиц (например, песка). Поскольку технологический поток является также текучей средой, обладающей энергией и приводящей в движение турбину в системах этого типа, содержащих КПОПН, можно заметить, что этот захватываемый материал в виде макрочастиц может вызывать серьезные проблемы эрозии, которые могут привести к преждевременному отказу КПОПН. По

- 1 005978 этому желательно отделять как можно больше такого материала в виде твердых макрочастиц от технологического потока до пропускания этого потока через турбину КПОПН.

Примеры систем, содержащих КПОПН и выполненных с возможностью отделения материала в виде макрочастиц от технологического потока до пропускания этого потока через турбину, описаны в патенте США № 6026091, выданном 22 февраля 2000 г., и в патенте США № 6283204 В1, выданном 4 сентября 2001 г. В этих системах жидкости и материалы в виде макрочастиц поднимаются по спирали вверх, когда технологический поток течет вверх через шнековый сепаратор, и текут дальше вверх по спиральной канавке, которая выполнена во внутренней стенке корпуса сепаратора. Эта спиральная канавка опорожняется в канал, проходящий через корпус турбины, что позволяет отделенным крупным частицам обойти саму турбину, не проходя через нее.

Настоящее изобретение посвящено системе этого типа, содержащей КПОПН, причем в этой системе значительное количество материала в виде макрочастиц отделяется от технологического потока до пропускания остатка технологического потока через турбину. За счет отвода отделенного материала в виде макрочастиц в значительной степени устраняется эрозия лопаток турбины. Кроме того, расположенный выше по течению шнековый сепаратор согласно настоящему изобретению можно также использовать для отделения макрочастиц и других компонентов от протекающего потока на поверхности.

Краткое изложение сущности изобретения

В настоящем изобретении предложена подземная система для доставки смешанного газонефтяного потока на поверхность из подземной зоны по стволу скважины, причем, по меньшей мере, часть газа отделяется от смешанного газонефтяного потока и сжимается до повторного нагнетания сжатого газа в пласт, находящийся рядом со стволом скважины. Как известно в данной области техники, технологический поток может включать также некоторое количество воды и некоторое количество твердых частиц (например, песка, обломков породы, и т.д.), которые будут добываться вместе с нефтью и газом, вследствие чего употребляемый в данном описании термин «смешанный газонефтяной поток (смешанные газонефтяные потоки)» следует считать распространяющимся на такие технологические потоки.

Более конкретно, предлагаемая система для доставки смешанного газонефтяного потока, содержащего жидкость, газ и твердые макрочастицы, из подземной зоны состоит из колонны труб, проходящей от подземной зоны до поверхности. В этих трубах расположена секция турбины и компрессора (КПОПН), выполненная с возможностью отделения по меньшей мере части жидкости и твердых макрочастиц от газонефтяного потока, когда упомянутый поток протекает вверх по упомянутым трубам. КПОПН состоит из секции расположенного выше по течению первого сепаратора, секции турбины и компрессора и секции расположенного ниже по течению второго сепаратора.

Секция расположенного выше по течению первого сепаратора состоит из корпуса, имеющего первый канал (первые каналы) и второй канал (вторые каналы), которые проходят через часть этого корпуса и которые оканчиваются в соответствующих выпускных отверстиях на верхнем конце корпуса. Первая группа щелей, выполненных во внутренней стенке корпуса около верхнего конца первого шнека образует впускное отверстие для отделенных жидкостей и твердых частиц в первый канал (первые каналы), тогда как вторая группа щелей, расположенных над первой группой щелей, образует впускное отверстие во второй канал (вторые каналы). Каналы и их соответствующие группы щелей могут быть выполнены в трубе-втулке, которую, в свою очередь, тогда располагают внутри корпуса расположенного выше по течению сепаратора.

По существу, через весь корпус проходит центральная опора, которая имеет выполненный на ней первый шнековый винт, обеспечивающий завихрение газонефтяному потоку при его протекании через винт, отделяя тем самым, по меньшей мере, некоторые из жидкостей и некоторые из твердых частиц от газонефтяного потока за счет увлечения их наружу по направлению к внутренней стенке корпуса под действием центробежной силы, тогда как остаток газонефтяного потока остается протекающим у центральной опоры. На центральной опоре также выполнен второй шнековый винт, расположенный над первым шнековым винтом, при этом вторая группа щелей расположена между шнековыми винтами. Действие второго шнекового винта заключается в «устранении завихрения» газонефтяного потока после прохождения этого потока через первый шнековый винт.

Хотя предлагаемый расположенный выше по течению шнек используется, в частности, в скважинном КПОПН, следует признать, что его также можно использовать на поверхности для отделения тяжелых компонентов от многокомпонентного протекающего потока, например, путем обработки технологического потока после того, как он доставлен на поверхность.

Секция турбины и компрессора находится над расположенным выше по течению шнековым сепаратором и состоит из корпуса, который имеет впускное отверстие и выпускное отверстие. В корпусе оперт вал, который имеет совокупность лопаток турбины, прикрепленных к одному его концу и расположенных между впускным и выпускным отверстием корпуса. Впускное отверстие турбины выполнено с возможностью приема остатка технологического потока после отделения от него по меньшей мере части жидкостей и твердых макрочастиц с помощью располагающегося выше по течению сепаратора. В корпусе турбины выполнен обходной канал, обеспечивающий соединение выпускных отверстий первых и вторых каналов посредством текучей среды с выпускным отверстием турбины, вследствие чего отделенные

- 2 005978 твердые частицы будут обходить лопатки турбины. Это существенно уменьшает эрозию вращающихся лопаток турбины и значительно увеличивает срок службы турбины.

Выпускное отверстие обходного канала турбины сообщается посредством текучей среды с выпускным отверстием турбины, за счет чего обходящие текучие среды и твердые макрочастицы рекомбинируют с остатком потока после того, как остаток потока прошел через вращающиеся лопатки турбины. Рекомбинированный поток протекает во впускное отверстие расположенного ниже по течению шнекового сепаратора, который, в свою очередь, состоит из центральной полой трубы, имеющей выполненный на ней шнековый винт. Один конец этой трубы связан посредством текучей среды со впускным отверстием компрессора, который, в свою очередь, расположен над турбиной и соединен с валом турбины.

Другой конец трубы имеет раструбное впускное отверстие, которое обеспечивает попадание газа, отделенного располагающимся ниже по течению сепаратором, в трубу и протекание в компрессор, где этот газ предварительно сжимается, а потом повторно нагнетается в пласт, например в газовую шапку, около ствола скважины. Над впускным отверстием для газа на полой трубе расположен устраняющий завихрение шнек, предназначенный для устранения завихрения технологического потока после отделения от него газа и действующий как «капюшон дождевика», предотвращая попадание жидкости во впускное отверстие для газа. Технологический поток без отделенного газа вытекает из располагающегося ниже по течению сепаратора и попадает в технологические трубы, по которым его потом доставляют на поверхность.

Краткое описание чертежей

Реальная конструкция, работа и очевидные преимущества настоящего изобретения станут более понятными при обращении к чертежам, которые выполнены необязательно в масштабе и на которых одинаковые позиции относятся к одинаковым деталям, при этом на чертежах показано следующее:

фиг. 1 представляет поперечное сечение укомплектованной подземной сепараторно-компрессорной системы, содержащей КПОПН согласно настоящему изобретению, установленной в рабочем положении внутри ствола эксплуатационной скважины;

фиг. 2 - в увеличенном масштабе поперечное сечение верхней части секции расположенного выше по течению шнекового сепаратора системы, содержащей КПОПН и показанной на фиг. 1;

фиг. 3 - в увеличенном масштабе перспективное изображение трубы, установленной внутри корпуса шнекового сепаратора системы, содержащей КПОПН и показанной на фиг. 1;

фиг. 4 - в дополнительно увеличенном масштабе сечение, на котором раскрыта часть корпуса шнекового сепаратора и трубы, показанных на фиг. 1, изображающее первую группу отводящих щелей для материала в виде макрочастиц;

фиг. 5 - поперечное сечение по линии 5-5, показанной на фиг. 4;

фиг. 6 представляет в дополнительно увеличенном масштабе сечение, на котором раскрыта другая часть корпуса шнекового сепаратора и трубы, показанных на фиг. 1, изображающее вторую группу отводящих щелей для материала в виде макрочастиц;

фиг. 7 - поперечное сечение, проведенное вдоль линии 1-1, показанной на фиг. 6;

фиг. 8 представляет в дополнительно увеличенном масштабе сечение, на котором раскрыта верхняя часть корпуса шнекового сепаратора и трубы, показанных на фиг. 1, изображающее впуск в обходной канал турбины;

фиг. 9 - поперечное сечение, проведенное вдоль линии 9-9, показанной на фиг. 8;

фиг. 10 - в увеличенном масштабе сечение секции шнекового сепаратора, расположенной ниже по течению, системы, содержащей КПОПН и показанной на фиг. 1 и фиг. 11 представляет в увеличенном масштабе поперечное сечение секции турбины и компрессора системы, показанной на фиг. 1.

Хотя изобретение будет описано в связи с предпочтительными конкретными вариантами его осуществления, следует понять, что это изобретение ими не ограничивается. Наоборот, изобретение следует считать охватывающим все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые могут оказаться в рамках существа и объема притязаний изобретения, определяемые прилагаемой формулой изобретения.

Лучший вариант осуществления изобретения

На фиг. 1 изображен внутренний участок эксплуатационной скважины 10, имеющей ствол 11 скважины, который идет от поверхности в и/или через зону добычи (на чертежах не показаны ни поверхность, ни зона добычи). Как показано на фиг. 1, ствол 11 скважины обсажен колонной обсадных труб 12, которая перфорирована или завершена иным образом около зоны добычи, обеспечивая протекание текучих сред из зоны добычи в ствол скважины, что будет совершенно ясно для специалистов в данной области техники. Хотя скважина 10 изображена на фиг.1 как имеющая по существу вертикальный обсаженный ствол скважины, следует признать, что настоящее изобретение с равным успехом можно применить в необсаженных и/или расширяющихся скважинах, законченных бурением, а также в наклонных и/или горизонтальных скважинах.

Кроме того, хотя система 13 согласно настоящему изобретению, содержащая компрессор для подземной обработки и повторного нагнетания (КПОПН), проиллюстрирована как собираемая в колонну насосно-компрессорных труб 14 и опускаемая в ствол 11 скважины в положение рядом с пластом 15 (на

- 3 005978 пример, у газовой шапки над разрабатываемым пластом), следует признать, что систему 13 можно было бы собрать в виде агрегата, а затем опустить через насосно-компрессорные трубы 14 на талевом канате, колонне гибких сворачиваемых труб и т.д. после опускания насосно-компрессорных труб в ствол 11 скважины.

Как показано на чертежах, система 13 состоит главным образом из трех основных составных частей: секции 16 первого или расположенного выше по течению шнекового сепаратора, секции 17 турбины и компрессора, а также секции 18 второго или расположенного ниже по течению шнекового сепаратора. С целью, указываемой ниже, между системой 13 и обсадными трубами 12 расположены пакеры 19, 20.

Секция 16 расположенного выше по течению первого шнекового сепаратора состоит из корпуса 21 шнекового сепаратора, который, в свою очередь, связан посредством текучей среды на своем нижнем конце с колонной 14 насосно-компрессорных труб для обеспечения втекания технологического потока по мере его протекания вверх по упомянутым трубам. Внутри корпуса 21 расположен шнековый сепаратор 22, который выполнен с возможностью обеспечения завихрения технологического потока при его протекании вверх с целью, описываемой ниже. Как показано на чертеже, шнековый сепаратор 22 состоит из центрального штока или центральной опоры 23, имеющей прикрепленный к ней спиралевидный шнековый винт 24. Спираль шнекового винта 24 обеспечивает завихрение технологического потока, чтобы вследствие этого отделять тяжелые жидкости и материал в виде макрочастиц от технологического потока по мере протекания этого потока вверх через шнековый сепаратор 22.

Шнековые сепараторы этого общего типа известны в данной области техники и полностью описаны в патенте США № 5431228, который выдан 11 июля 1995 г., который приведен здесь в качестве ссылки. Кроме того, дополнительные сведения о конструкции и работе таких сепараторов можно найти в докладе Ысет Эеδίβη Гог Сотрас1-ис.|шб Сак Ратба1 8ерагаИои: Όο\νη Но1е аиб 8игГасе ИтДаПабощ Гог ΛπίΠοίαΙ Ь1й ЛррНсабопк. 1еаи 8. \Vе^ηдаΠеη е1 а1. («Новая конструкция для компактного разделения жидкости и газа на части: Скважинные и поверхностные установки для приложений механизированной добычи», авторы Жан С. Вейнгартен и др.), представленном на конференции в Далласе, проходившей 22-25 октября 1995 г.

Как показано на фиг.2 и 3, отмечаем, что внутри корпуса 21 закреплена труба-втулка 25, которая проходит от места, находящегося как раз над шнековым винтом 24, до места, находящегося рядом с нижним концом секции 17 турбины и компрессора. Труба-втулка 25 имеет выполненную в ней первую группу отводящих щелей 26 (например, содержащую одну или более щелей), которые проходят, по существу, рядом с верхним концом шнекового винта 24 (фиг. 4). Эти щели 26 открываются в канавку (канавки) 27, которая, в свою очередь, проходит по трубе-втулке 25 в ее продольном направлении. Канавка 27 образует первый канал внутри корпуса 21, когда труба-втулка собрана внутри корпуса, назначение этого канала описано ниже. В том смысле, в каком он употребляется по всему описанию и формуле изобретения, термин «первый канал» следует считать распространяющимся на один или несколько каналов, которые проходят в продольном направлении через корпус 21 и выполнены с возможностью приема потока через первую группу отводящих щелей 26.

Труба-втулка 25 также имеет вторую группу отводящих щелей 28 (содержащую одну или более щелей), которая расположена сверху или ниже по течению от первой группы щелей 26. Вторая щель (вторые щели) 28 открываются в продольную канавку (продольные канавки) 29, которая образует второй канал внутри корпуса 21, когда труба находится в собранном положении. Хотя показана лишь одна продольная канавка, термин «второй канал» в том смысле, в каком он употребляется по всему описанию и формуле изобретения, следует считать распространяющимся на один или более каналов через корпус 21, которые проходят в продольном направлении и выполнены с возможностью приема потока через первую группу отводящих щелей 28.

На опоре 23 установлен второй или «устраняющий завихрение» шнековый винт 30, расположенный сверху или ниже по течению от первого шнекового винта 24. Спираль второго шнека 30 обычно имеет меньшую длину, чем первый шнек 24, как будет подробнее описано ниже. Вторая группа щелей 28 в трубе-втулке 25 расположена так, что находится внутри незаполненной части опоры 23, а эта часть проходит между первым шнековым винтом 24 и вторым шнековым винтом 30. Хотя расположенный выше по течению шнековый сепаратор 16 описан как часть КПОПН 13, следует признать, что сам по себе этот сепаратор можно использовать в других окружающих условиях, например на поверхности, с целью отделения тяжелых компонентов, например материала в виде макрочастиц, от многокомпонентного протекающего потока.

Как показано на фиг. 8 и 11, можно заметить, что и каналы 27, и каналы 29 открываются в обходной канал 31, который проходит через секцию 17 турбины и компрессора. Конструкция секции 17 турбины и компрессора может изменяться, но, как показано на фиг. 11, секция 17 состоит из турбины 17Т и компрессора 17С. Турбина 17Т содержит впускное отверстие (впускные отверстия) 32, вращающиеся лопатки 33, установленные на валу 38, неподвижные лопатки 33а и выпускное отверстие 34. Компрессор 17С содержит впускное отверстие 35, вращающиеся лопатки 36, установленные на другом конце вала 38, и выпускное отверстие (выпускные отверстия) 31.

Должно быть понятно, что когда обладающая энергией текучая среда протекает через турбинную секцию 17Т, эта текучая среда будет вращать лопатки 33, которые прикреплены к валу 38, который, в

- 4 005978 свою очередь, будет вращать лопатки 36 секции 17С компрессора и сжимать вследствие этого газ по мере его протекания через эту секцию. Обходной канал 31 проходит через турбокомпрессорную секцию 17 и обеспечивает для текучих сред, содержащих макрочастицы, возможность обхода турбины 17Т и вытекающее отсюда смягчение влияний эрозии, обуславливаемой такими текучими средами и твердыми частицами, на лопатки турбины.

В процессе эксплуатации смешанный газонефтяной поток 40 из подземной эксплуатационной зоны (не показана) протекает вверх к поверхности (не показана) по насосно-компрессорным трубам 14. Как известно в данной области техники, большинство смешанных газонефтяных потоков будут включать некоторое количество сопутствующей воды, так что в том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «смешанный газонефтяной поток» следует считать распространяющимся на потоки, имеющие в своем составе некоторое количество сопутствующей воды. Кроме того, для большинства технологических потоков не является необычным наличие значительных количеств материала в виде твердых макрочастиц (например, песка, добываемого из пласта, продуктов коррозии и обломков иной природы и т.д.).

Когда смешанный газонефтяной поток протекает вверх через секцию 16 сепаратора, шнековый винт 24 шнекового сепаратора 22 будет придавать потоку вращение или завихрение, причем более тяжелые компоненты потока (например, нефть, вода и твердые макрочастицы) будут принудительно увлекаться в этом потоке наружу из шнека под действием центробежной силы, тогда как газ и другие жидкости будут оставаться около стенки центрального штока 23. По мере протекания потока по направлению к верхнему концу корпуса 21 сепаратора более тяжелые компоненты (т.е. жидкости и макрочастицы) будут выходить через первые отводящие щели 26, расположенные около верха шнека 24, и будут протекать вверх по первому каналу 27.

Когда технологический поток выходит сверху шнекового винта 24, он течет через «незаполненную» часть опоры 23, т.е. через часть, на которой не выполнена шнековая кромка. Предполагается, что отделение тяжелых жидкостей и макрочастиц можно значительно интенсифицировать в области, где происходит интенсивное завихрение технологического потока, даже при отсутствии там каких-либо шнековых кромок. Испытания показали 10%-ное увеличение отделения по сравнению с тем, которое могло бы быть достигнуто в противном случае. Когда это интенсифицированное отделение имеет место в незаполненной части сепаратора 22, через вторую группу отводящих щелей 28 выходит дополнительная жидкость, обремененная макрочастицами, и вытекает по второму каналу 28 в трубе-втулке 25. Когда отделенные более тяжелые компоненты (т.е. жидкость, обремененная макрочастицами) достигают верхних концов каналов 27, 29, эти компоненты текут в обходной канал 31, протекают по нему и вытекают из отверстий 31а (фиг. 11) в выпускной канал (выпускные каналы) 34 турбины, обходя таким образом лопатки 33 турбины.

Остаток газонефтяного потока 40 продолжает течь вверх через секцию 16 первого или расположенного выше по течению сепаратора и проходит через «устраняющий завихрение» шнековый винт 30, который установлен на опоре 23 на некотором расстоянии над шнековым винтом 24, как пояснялось выше. Когда поток проходит через последний упомянутый шнековый винт, завихрение, существующее в потоке, значительно «уменьшается» перед тем, как этот поток попадает во впускной канал (впускные каналы) 32 турбины 17Т, вращая лопатки 33, вал 38 и лопатки 36 в компрессоре 17С. Этот (т.е. газонефтяной) поток затем протекает через выпускной канал (выпускные каналы) 34 турбины 17Т, где он рекомбинирует с потоком, обремененным макрочастицами, вытекающим из обходного канала 31 (фиг. 11).

Рекомбинированный поток, который теперь представляет собой по существу исходный технологический поток, протекает через секцию 18 второго или расположенного ниже по течению сепаратора, которая, в свою очередь, состоит из центральной полой трубы 51, имеющей выполненный на ней шнековый винт 52. По мере протекания рекомбинированного потока вверх через второй сепаратор 18 этому потоку снова будет придано завихрение, чтобы принудительно увлечь более тяжелые компоненты, т.е. жидкости и материал в виде макрочастиц, наружу под действием центробежной силы, и при этом часть газа будет отделяться и останется внутри у внешней стенки центральной трубы 51. Когда газ достигает верхнего конца трубы 51, он течет в эту трубу через впускное отверстие 53 на ее верхнем конце, предпочтительно являющееся раструбным впускным отверстием.

Потом газ течет вниз по трубе 51 во впускное отверстие 35 компрессора 17С, где подвергается сжатию перед его выходом через выпускное отверстие (выпускные отверстия) 55 компрессора. Сжатый газ затем течет в пространство, изолированное между пакерами 19, 20 в кольцевом пространстве скважины, из которого газ нагнетается в пласт 15 через отверстия 55 (например, перфорационные отверстия) в колонне обсадных труб 12 (фиг. 1).

Затем жидкости и неотделенный газ, наряду с макрочастицами, текут через второй «устраняющий завихрение» шнековый винт 60, который расположен как раз над раструбным впускным каналом 53, что значительно уменьшает влияние завихрения потока перед тем, как этот поток потечет вверх в насоснокомпрессорные трубы 14, по которым он затем поднимется на поверхность. Помимо «устранения завихрения» потока перед тем, как этот поток поднимется на поверхность, второй устраняющий завихрение

- 5 005978 шнековый винт 60 также служит в качестве «капюшона дождевика» впускного отверстия 53 для газа, поскольку препятствует попаданию капель жидкости во впускной канал компрессора 17С.

Claims (22)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Насосно-компрессорная система, содержащая компрессор для подземной обработки и повторного нагнетания, предназначенная для расположения внутри ствола эксплуатационной скважины, выполненная с возможностью отделения по меньшей мере части жидкостей и твердых макрочастиц от смешанного газонефтяного потока при его протекании вверх по стволу скважины и содержащая секцию расположенного выше по течению первого сепаратора, секцию турбины и компрессора и секцию расположенного ниже по течению второго сепаратора, при этом секция расположенного выше по течению первого сепаратора содержит корпус первого сепаратора, сообщенный посредством текучей среды со стволом скважины, имеющий первый канал, проходящий в продольном направлении вдоль части корпуса и оканчивающийся в выпускном отверстии на верхнем конце корпуса, центральную опору, проходящую, по существу, через весь корпус сепаратора, первый шнековый винт, расположенный на центральной опоре, проходящий вдоль существенного отрезка ее длины, вследствие чего обеспечивается завихрение газонефтяного потока по мере его протекания через первый сепаратор, вследствие чего по меньшей мере часть жидкостей и твердых макрочастиц отделяется от газонефтяного потока за счет принудительного увлечения по меньшей мере некоторых из жидкостей и твердых макрочастиц наружу по направлению к внутренней стенке корпуса первого сепаратора, при этом остаток газонефтяного потока по-прежнему протекает около центральной опоры, первую группу щелей во внутренней стенке корпуса первого сепаратора, находящуюся около верхнего конца первого шнекового винта, которые образуют впускное отверстие в первый канал, предназначенный для протекания по меньшей мере части отделенных жидкостей и твердых макрочастиц, и при этом секция турбины и компрессора содержит турбину, расположенную над секцией первого сепаратора и содержащую корпус турбины, имеющий впускное отверстие и выпускное отверстие, совокупность неподвижных лопаток, закрепленных внутри упомянутого впускного отверстия корпуса турбины, вал, установленный с возможностью вращения в корпусе турбины, совокупность вращающихся лопаток, прикрепленных к одному концу вала, причем впускное отверстие выполнено с возможностью приема остатка газонефтяного потока для вращения вращающихся лопаток и вала, и обходной канал, выполненный в корпусе турбины, связывающий посредством текучей среды выпускное отверстие первого канала с выпускным отверстием корпуса турбины, вследствие чего по меньшей мере некоторые жидкости и твердые макрочастицы протекают из первого канала по обходному каналу в корпусе турбины.
2. 2. Система по п.1, включающая второй канал, проходящий в продольном направлении вдоль части корпуса первого сепаратора и оканчивающийся в выпускном отверстии на верхнем конце этого корпуса, который, в свою очередь, связан посредством текучей среды с обходным каналом в корпусе турбины, и вторую группу щелей во внутренней стенке корпуса первого сепаратора, расположенную над верхним концом первого шнекового винта, которые образуют впускное отверстие во второй канал, через которое дополнительные отделенные жидкости и твердые макрочастицы проходят во второй канал и протекают по нему в обходной канал.
3. 3. Система по п.2, включающая в себя второй шнековый винт, установленный на центральной опоре и расположенный над первым шнековым винтом, и при этом вторая группа щелей расположена между первым шнековым винтом и вторым шнековым винтом.
4. 4. Система по п.3, в которой спираль первого шнекового винта обеспечивает завихрение газонефтяного потока при его прохождении через этот винт, а спираль второго шнекового винта обеспечивает устранение завихрения газонефтяного потока после его прохождения через первый шнековый винт.
5. 5. Система по п.3, в которой секция турбины и компрессора дополнительно содержит компрессор, расположенный ниже по течению от турбины и содержащий лопатки, установленные на другом конце вала упомянутой турбины, выполненные с возможностью приведения в движение посредством вала, и впускное отверстие для приема газа из газонефтяного потока для сжатия газа.
6. 6. Система по п.5, в которой секция расположенного ниже по течению второго сепаратора содержит корпус второго сепаратора, расположенный над секцией турбины и компрессора, центральную полую опорную трубу, расположенную внутри корпуса второго сепаратора, сообщенную посредством текучей среды с впускным отверстием компрессора на ее нижнем конце и имеющую впускное отверстие для газа, открывающееся на ее верхнем конце, и шнековый винт, прикрепленный к центральной полой трубе и проходящий вдоль значительной части ее длины, для придания завихрения газонефтяному потоку для отделения по меньшей мере части газа от остатка потока.
7. 7. Система по п.6, в которой впускное отверстие для газа, открывающееся на верхнем конце полой трубы, является раструбным.
8. 8. Система по п.7, включающая устраняющий завихрение шнек, расположенный внутри корпуса расположенного ниже по течению сепаратора и находящийся выше впускного отверстия для газа на верхнем конце полой трубы.

   - 6 005978
9. 9. Система по п.1, включающая трубу-втулку, расположенную внутри корпуса расположенного выше по течению первого сепаратора, проходящую из-под верха первого шнекового винта до низа секции турбины и компрессора и имеющую по меньшей мере одну первую канавку и по меньшей мере одну вторую канавку, проходящие в продольном направлении по внешней поверхности трубы-втулки и оканчивающиеся в соответствующем выпускном отверстии на верхнем конце корпуса расположенного ниже по течению сепаратора, при этом по меньшей мере одна первая канавка и по меньшей мере одна вторая канавка образуют первый канал и второй канал, соответственно, в корпусе расположенного ниже по течению сепаратора, а труба-втулка имеет выполненные в ней первую группу щелей и вторую группу щелей, образующих соответствующие впускные отверстия для первого канала и второго канала.
10. 10. Шнековый сепаратор, содержащий корпус, имеющий первый канал, проходящий в продольном направлении вдоль части корпуса и оканчивающийся в выпускном отверстии на его верхнем конце, центральную опору, проходящую, по существу, через весь корпус, первый шнековый винт, расположенный на центральной опоре, проходящий вдоль существенного отрезка ее длины, вследствие чего обеспечивается завихрение многокомпонентного потока по мере его протекания через корпус, вследствие чего по меньшей мере некоторые из более тяжелых компонентов отделяются от протекающего потока за счет принудительного увлечения по меньшей мере некоторых из более тяжелых компонентов наружу по направлению к внутренней стенке корпуса, первую группу щелей, выполненных во внутренней стенке корпуса, находящуюся около верхнего конца первого шнекового винта, которые образуют впускное отверстие в первый канал, предназначенный для протекания по меньшей мере части отделенных более тяжелых компонентов, второй канал, проходящий в продольном направлении вдоль части корпуса и оканчивающийся в выпускном отверстии на его верхнем конце, и вторую группу щелей во внутренней стенке корпуса расположенного выше по течению первого сепаратора, находящуюся над верхним концом первого шнекового винта, которые образуют впускное отверстие во второй канал, через которое проходят дополнительные отделенные более тяжелые компоненты во второй канал и текут по нему.
11. 11. Шнековый сепаратор по п.10, включающий второй шнековый винт, установленный на центральной опоре и расположенный над первым шнековым винтом, при этом вторая группа щелей расположена между первым шнековым винтом и вторым шнековым винтом.
12. 12. Шнековый сепаратор по п.11, в котором спираль первого шнекового винта обеспечивает завихрение газонефтяного потока при его прохождении через винт, а спираль второго шнекового винта обеспечивает устранение завихрения газонефтяного потока после его прохождения через первый шнековый винт.
13. 13. Шнековый сепаратор по п.11, включающий трубу-втулку, расположенную внутри корпуса и проходящую, по существу, из-под верха первого шнекового винта до верхнего конца корпуса и имеющую по меньшей мере одну первую канавку и по меньшей мере одну вторую канавку, проходящие в продольном направлении по внешней поверхности трубы-втулки и оканчивающиеся в соответствующем выпускном отверстии на верхнем конце корпуса, при этом по меньшей мере одна первая канавка и по меньшей мере одна вторая канавка образуют первый канал и второй канал, соответственно, в корпусе расположенного ниже по течению второго сепаратора, а труба-втулка имеет выполненные в ней первую группу щелей и вторую группу щелей, образующих соответствующие впускные отверстия для первого канала и второго канала.
14. 14. Подземная система для доставки смешанного газонефтяного потока, имеющего жидкости, газ и твердые макрочастицы, на поверхность из подземной зоны по стволу скважины, содержащая колонну труб, расположенную внутри ствола скважины и проходящую от подземной зоны до поверхности, сепараторно-компрессорную систему, расположенную внутри ствола скважины в трубах, выполненную с возможностью отделения по меньшей мере части жидкостей и твердых макрочастиц от газонефтяного потока при протекании потока вверх по трубам и содержащую секцию расположенного выше по течению первого сепаратора, секцию турбины и компрессора и секцию расположенного ниже по течению сепаратора, при этом секция расположенного выше по течению первого сепаратора содержит корпус первого сепаратора, сообщающийся посредством текучей среды с трубами и имеющий первый канал, проходящий в продольном направлении вдоль части корпуса первого сепаратора и оканчивающийся в выпускном отверстии на верхнем конце корпуса первого сепаратора, центральную опору, проходящую, по существу, через корпус расположенного выше по течению первого сепаратора, первый шнековый винт, расположенный на центральной опоре, проходящий вдоль существенного отрезка ее длины, вследствие чего обеспечивается завихрение газонефтяного потока при его протекании через первый сепаратор, вследствие чего по меньшей мере некоторые из жидкостей и твердых макрочастиц будут отделяться от газонефтяного потока за счет принудительного увлечения по меньшей мере некоторых из жидкостей и твердых макрочастиц наружу по направлению к внутренней стенке корпуса расположенного выше по течению первого сепаратора, при этом остаток газонефтяного потока по-прежнему протекает около центральной опоры, первую группу щелей, выполненную во внутренней стенке корпуса расположенного выше по течению сепаратора, находящуюся около верхнего конца первого шнекового винта, которые образуют впускное отверстие в первый канал для протекания по меньшей мере части отделенных жидкостей и макрочастиц, которая проходит в первый канал, при этом секция турбины и компрессора содер

    - 7 005978 жит турбину, расположенную над секцией расположенного выше по течению сепаратора и содержащую корпус, имеющий впускное отверстие и выпускное отверстие, вал, установленный с возможностью вращения в корпусе, совокупность вращающихся лопаток, прикрепленных к одному концу вала, причем впускное отверстие выполнено с возможностью приема остатка газонефтяного потока для вращения вращающихся лопаток и вала, и обходной выполненный канал в корпусе турбины, связывающий посредством текучей среды выпускное отверстие первого канала с выпускным отверстием корпуса турбины, вследствие чего по меньшей мере некоторые жидкости и твердые макрочастицы протекают из первого канала по обходному каналу в корпусе турбины.
15. 15. Подземная система по п.14, включающая второй канал, проходящий в продольном направлении вдоль части корпуса расположенного выше по течению первого сепаратора и оканчивающийся в выпускном отверстии на верхнем конце этого корпуса, который сообщен посредством текучей среды с обходным каналом в корпусе турбины, и вторую группу щелей, выполненных во внутренней стенке корпуса расположенного выше по течению первого сепаратора, находящуюся над верхним концом первого шнекового винта, которые образуют впускное отверстие во второй канал, через которое дополнительные отделенные жидкости и твердые макрочастицы проходят во второй канал и протекают по нему в обходной канал.
16. 16. Подземная система по п.15, включающая второй шнековый винт, установленный на центральной опоре и расположенный над первым шнековым винтом, при этом вторая группа щелей расположена между первым шнековым винтом и вторым шнековым винтом.
17. 17. Подземная система по п.16, в которой спираль первого шнекового винта обеспечивает завихрение газонефтяного потока при его прохождении через этот винт, а спираль второго шнекового винта обеспечивает устранение завихрения газонефтяного потока после его прохождения через первый шнековый винт.
18. 18. Подземная система по п.17, в которой секция турбины и компрессора дополнительно содержит компрессор, расположенный ниже по течению от турбины и содержащий лопатки, установленные на другом конце вала турбины, выполненные с возможностью приведения в движение посредством вала, и впускное отверстие для приема газа из газонефтяного потока для сжатия газа.
19. 19. Подземная система по п.18, в которой секция расположенного ниже по течению второго сепаратора содержит корпус второго сепаратора, находящийся над секцией турбины и компрессора, центральную полую опорную трубу, расположенную внутри корпуса второго сепаратора, связанную посредством текучей среды с впускным отверстием компрессора на ее нижнем конце и имеющую впускное отверстие для газа, открывающееся на ее верхнем конце, и шнековый винт, прикрепленный к центральной полой трубе и проходящий вдоль значительной части ее длины, для обеспечения завихрения газонефтяного потока для отделения, по меньшей мере, части газа от остатка потока.
20. 20. Подземная система по п.19, в которой впускное отверстие для газа, открывающееся на верхнем конце полой трубы, является раструбным.
21. 21. Подземная система по п.20, включающая устраняющий завихрение шнек, расположенный внутри корпуса расположенного ниже по течению сепаратора и находящийся выше впускного отверстия газа на верхнем конце полой трубы.
22. 22. Подземная система по п.14, включающая трубу-втулку, расположенную внутри корпуса расположенного выше по течению первого сепаратора, проходящую из-под верха первого шнекового винта до низа секции турбины и компрессора и имеющую по меньшей мере одну первую канавку и по меньшей мере одну вторую канавку, проходящие в продольном направлении по внешней поверхности трубывтулки и оканчивающиеся в соответствующем выпускном отверстии на верхнем конце корпуса расположенного ниже по течению второго сепаратора, при этом по меньшей мере одна первая канавка и по меньшей мере одна вторая канавка образуют первый канал и второй канал, соответственно, в корпусе расположенного ниже по течению второго сепаратора, причем труба-втулка имеет выполненные в ней первую группу щелей и вторую группу щелей, образующих соответствующие впускные отверстия для первого канала и второго канала.