RU2201535C2 - Установка для откачивания двухфазной газожидкостной смеси из скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к установке для откачивания двухфазной газожидкостной смеси, в частности, предназначенной для откачивания углеводородов из нефтяной скважины. Установка предназначена для размещения в скважине, проходящей от поверхности земли до нефтеносного пласта. Установка содержит колонну подъемных труб, на нижнем конце которой установлен насос, герметичное уплотнение, расположенное в скважине вокруг колонны и образующее камеру в нижней части скважины. В нижней части камеры находится жидкость, а в верхней - газ. В колонне расположен гидроэжектор, содержащий зону разрежения, сообщенную с верхней частью камеры. В колонне между насосом и гидроэжектором установлен возвратный клапан и имеется боковое отверстие для выпуска газа, выполненное между насосом и возвратным клапаном. Изобретение направлено на обеспечение подачи на поверхность отдельных потоков жидкости и газа, образующихся внизу скважины из двухфазной газожидкостной смеси, проходящей к забою скважины из пласта в виде единого потока. 2 з.п.ф-лы, 4 ил.

Description

Изобретение относится к установке для откачивания двухфазной газожидкостной смеси, в частности к такой установке, предназначенной для откачивания углеводородов, поступающих из нефтяной скважины.

В некоторых нефтяных скважинах естественное истечение углеводородов из глубины скважины на поверхность оказывается недостаточно интенсивным для того, чтобы обеспечивать или длительно поддерживать коммерчески выгодную производительность. Это обычно связано либо с высокой вязкостью и весом истекающих углеводородов, либо со слишком малым естественным давлением в глубине скважины, противодействующим тем факторам, которые препятствуют подъему этих углеводородов на поверхность. Для обеспечения в этом случае производительности скважины, оправданной с коммерческой точки зрения, приходится использовать ту или иную систему искусственного подъема углеводородов или систему активации скважины. Так, например, можно смонтировать специальный нагнетательный насос на нижнем конце подъемной трубы, расположенной в скважине. Можно также использовать установку закачивания газа в забой скважины. Такой способ подъема с использованием упомянутой выше установки, в более общем смысле называемый "газлифт", служит для облегчения столба углеводородов, расположенного в скважине, с тем, чтобы способствовать подъему этих углеводородов на поверхности земли.

Такая установка закачивания газа в забой скважины обычно работает достаточно надежно, однако требует наличия на изолированной рабочей площадке у скважины источника газа под давлением, например мощного компрессора и связанной с ним системы трубопроводов.

Использование насоса, расположенного на нижнем конце колонны обсадных труб, по которой к поверхности поднимается двухфазная газожидкостная добываемая смесь углеводородов, имеет существенные недостатки в том случае, когда эта газожидкостная смесь содержит значительную пропорцию газа. Пузырьки газа, содержащиеся в такой газожидкостной смеси, являются сжимаемыми, вследствие чего часть энергии насоса расходуется на сжатие газа, а не для перемещения этой смеси к поверхности.

Это явление может даже привести к тому, что расход выкачиваемой текучей среды становится равным нулю (ситуация, в целом, называемая "кавитация" или "газовая пробка"). Центробежные насосы особенно подвержены такой ситуации, в частности, в нефтяных скважинах, вследствие их установки в основании столба текучей среды, которая в результате своего собственного веса противопоставляет гидростатическое противодавление ее нагнетанию к поверхности, вплоть до обнуления расхода.

Кроме того, в случае остановок истечения газожидкостной смеси из скважины газ и жидкость перестают разделяться под действием силы тяжести в забое скважины, что в некоторых случаях приводит к тяжелым нарушениям нормального функционирования насоса при его повторном запуске, если накопленный газ проникает в насос или если вследствие этого переходного режима большой пузырь газа формируется внутри этого насоса.

Таким образом, следует отделять основную массу газа от жидкой фазы газожидкостной смеси перед всасыванием этой жидкости насосом. Тем самым, практически вся энергия насоса может быть направлена на нагнетание жидкости в направлении поверхности земли и существенно уменьшается опасность кавитации.

Однако отделение газа от жидкости на входе нагнетательного насоса требует наличия канала отведения и удаления газа, отличного от канала, проходимого и занятого жидкостью, проходящей через насос. Обычный способ обеспечения этой функции состоит в том, чтобы дать газу "вентилироваться", то есть продвигаться через кольцевое пространство, которое существует между внутренней стенкой колонны обсадных труб данной скважины и наружной стенкой колонны труб, которая служит для истечения откачиваемой из скважины текучей среды. Однако этот метод обладает многими существенными недостатками, вследствие которых эксплуатация скважины становится более дорогостоящей и даже опасной. В частности, речь идет о потерях естественной энергии подъема подземных углеводородов, об агрессивном химическом и/или механическом воздействии на оборудование в контакте с газом, а также о значительных и неконтролируемых тепловых обменах между истекающими жидкими и газообразными средами и периметром скважины, которые могут стать причиной дорогостоящих проблем извлечения углеводородов из данной скважины.

Для частичного устранения этих недостатков патент Франции 2723143 описывает установку, предназначенную для использования на нефтяных скважинах и содержащую насос, расположенный на нижнем конце первой колонны труб, причем вторая колонна труб предназначена для приема в случае необходимости газа, поступающего из извлекаемой газожидкостной смеси и отделяемого от жидкости на входе насоса, и его отведения на поверхность земли независимо от подачи на поверхность жидкой фазы. В соответствии с этим патентом для обеспечения отделения газа от жидкости в забое скважины насос снабжен рубашкой, которая проходит вплоть до уровня ниже границы нефтеносного пласта. Таким образом, газожидкостная углеводородная смесь, поступающая в данную скважину, вынуждена опускаться вниз перед всасыванием насосом, следствием чего является гарантированное обеспечение превосходного отделения от этой смеси газа, предназначенного для отведения через независимую колонну труб.

Установка, описанная в упомянутом выше патенте Франции, хотя и позволяет насосу получать гидрожидкостную смесь, содержащую весьма небольшое количество газа, обладает, тем не менее, существенными недостатками. Данная установка требует использования второй независимой колонны труб по всей протяженности данной скважины, что порождает значительные размерные и экономические проблемы ее сооружения. Кроме того, столб жидкого углеводорода, поднятый вплоть до поверхности земли при помощи насоса, является слишком тяжелым, потому что он, по существу, лишен газовой составляющей, а это обстоятельство требует применения насоса более высокой нагнетательной мощности.

Из авторского свидетельства СССР 1160116 А, кл. F 04 D 13/12 от 7.06.1985 известна установка для откачивания, предназначенная для размещения в скважине, проходящей от поверхности земли до соответствующего нефтяного пласта, и содержащая колонну подъемных труб, на нижнем конце которой установлен насос, связанный с электродвигателем, расположенным под насосом, уплотнение, называемое пакером и расположенное в обсадной колонне вокруг колонны подъемных труб и образующее камеру, причем часть обсадной колонны находится ниже уплотнения 6. Насос расположен внутри камеры. Гидроэжектор установлен в колонне 12 подъемных труб ниже по течению от насоса и непосредственно под уплотнением. Гидроэжектор содержит зону разрежения, образованную наружным кожухом, и камеру смешения. В кожухе выполнены отверстия, посредством которых камера смешения гидроэжектора сообщается через зону разрежения с верхней частью камеры. Электродвигатель снабжен на его наружной поверхности средством, позволяющим электродвигателю работать в режиме центробежного сепаратора, который сообщается с зоной разрежения гидроэжектора через отверстия кожуха.

Вышеописанная насосная установка обеспечивает откачку жидкости, которая содержит частицы механических элементов и одновременно предотвращает прохождение этих частиц через насос. Это обеспечивается за счет совместного действия центробежного сепаратора, расположенного выше по течению от насоса и направляющей частицы, содержащиеся в жидкости обсадной колонны скважины до их поступления в насос, и гидроэжектора, обеспечивающего отвод жидкой фракции, содержащей частицы, из верхней части камеры через отверстия кожуха в зону разрежения, а затем - в смесительную камеру гидроэжектора, в котором жидкая фракция смешивается с жидкостью, по существу, не содержащей частицы и подаваемой в качестве движущей текучей среды насосом в гидроэжектор, причем получаемая смесь течет вверх к поверхности по колонне подъемных труб. Из описания указанного авторского свидетельства очевидно, что гидроэжектор, применяемый в известной насосной установке, является гидроэжектором типа "жидкость/жидкость", а именно гидроэжектором, обеспечивающим использование жидкости в качестве движущей текучей среды и отводящим жидкую фракцию через свою зону разрежения в смесительную камеру, в которой жидкая фракция смешивается с движущей текучей средой, образуя единую жидкую среду, которая направляется к поверхности.

Технический результат настоящего изобретения состоит в обеспечении подачи на поверхность отдельных потоков жидкости и газа, образующихся на нижнем конце скважины из двухфазной газожидкостной смеси, проходящей к забою скважины из пласта нефтеносной породы в виде потока единого потока.

Этот технический результат достигается тем, что установка для откачивания двухфазной газожидкостной смеси, предназначенная для размещения в скважине, проходящей от поверхности земли до соответствующего нефтеносного пласта, содержит колонну подъемных труб, на нижнем конце которой установлен насос, герметичное уплотнение, расположенное в скважине вокруг колонны подъемных труб и образующее камеру в нижней части скважины, содержащую в нижней части жидкость и в верхней части газ, причем насос расположен в жидкости, и гидроэжектор, расположенный в колонне подъемных труб и содержащий зону разрежения, сообщенную с камерой. Согласно изобретению зона разрежения гидроэжектора сообщена с верхней частью камеры, содержащей газ, и имеются возвратный клапан, установленный в колонне подъемных труб между насосом и гидроэжектором, и боковое отверстие для выпуска газа, выполненное в колонне подъемных труб между насосом и возвратным клапаном.

Гидроэжектор может быть установлен в колонне подъемных труб на уровне, расположенном непосредственно ниже герметичного уплотнения, а зона разрежения сообщена с камерой при помощи отверстий, выполненных в жидкостно-газовом гидроэжекторе.

Насос может содержать дополнительно центробежный сепаратор, сообщенный с зоной разрежения гидроэжектора.

Другие преимущества и характеристики предлагаемого изобретения будут лучше поняты из приведенного ниже описания вариантов его выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 представляет схематический вид в продольном разрезе установки для откачивания газожидкостной смеси из скважины в соответствии с первым вариантом выполнения предлагаемого изобретения;
фиг. 2А, 2В и 2С представляют схематические виды трех вариантов функционирования установки в соответствии с предлагаемым изобретением.

На фиг.1 показана нефтяная скважина 10, проходящая от поверхности земли (не показанной на этой фиг.1) вплоть до нефтеносного пласта 12. Скважина 10 содержит отверстия 14, раскрывающие нефтеносный пласт, которые обеспечивают возможность истечения смеси углеводородов из этого пласта во внутреннюю полость скважины 10.

Нефтяная скважина 10 содержит колонну 16 обсадных труб, которая обеспечивает герметичность скважины по отношению к геологическим пластам, через которые проходит скважина 10. Внутри скважины 10 проходит колонна 18 подъемных труб, расположенная между поверхностью земли и некоторой точкой, находящейся на несколько метров выше верхней границы нефтеносного пласта 12.

Эта колонна 18 труб содержит на своем нижнем конце насос 20, снабженный входом 22, предназначенным для газожидкостной смеси, откачиваемой на поверхность земли. В представленном варианте реализации предлагаемого изобретения насос 20 представляет собой вращающийся центробежный насос, приводной электрический двигатель которого запитывается с поверхности земли при помощи специального электрического кабеля (на чертеже не показан).

Перед поступлением во входные отверстия насоса 20 газожидкостная смесь, поступающая из нефтеносного пласта 12 и заполняющая скважину вплоть до уровня 24, перемещается в направлениях, показанных стрелками 26. В процессе этого перемещения газ, содержащийся в данной смеси, высвобождается и поднимается в скважину вплоть до уровня герметичного уплотнения 28, обычно называемого пакером и образующего газовый мешок 30 между уровнем 24 жидкой фазы газожидкостной смеси и этим уплотнением 28 в камере 31, образованной в скважине 10 ниже уровня расположения этого уплотнения 28.

Насос 20 в предпочтительном варианте реализации может содержать специальный сепаратор с перегородками или динамический сепаратор центробежного или вихревого типа (на чертеже не показан) для улучшения разделения жидкой и газообразной фаз смеси на входе насоса. Без использования такого сепаратора разделение фаз осуществляется обычно при помощи силы тяжести в камере 31, где находится при относительно небольшой скорости перемещения, учитывая размеры этой камеры, сырая газожидкостная смесь, поступающая из отверстий 14 (фиг.1) в данном нефтеносном пласте.

Уплотнение (пакер) 28 образует кольцевую камеру 33, образованную внутренними стенками колонны 16 обсадных труб и наружной стенкой колонны 18 подъемных труб между уплотнением 28 и поверхностью земли. Уплотнение 28 препятствует проникновению газожидкостной смеси, в частности газа, в эту камеру 33. Компоненты газожидкостной смеси могут пройти через верхнюю часть скважины только сквозь подъемную трубу 18.

Таким образом, сама эта камера 33 и все вспомогательные средства, которые она содержит, такие, например, как электрический кабель питания двигателя насоса 20, оказываются предохраненными от агрессивных механических и химических воздействий и остаются пригодными для выполнения других функций, таких, например, как прием соответствующего теплоизолирующего материала для обеспечения термической изоляции колонны 18 подъемных труб.

На уровне газового мешка 30 колонна 18 подъемных труб содержит газожидкостной гидроэжектор 32 или трубку Вентури, предназначенный для создания в его внутренней полости зоны 34 разрежения в результате эффекта Вентури. Газожидкостной гидроэжектор 32 содержит отверстия 36, обеспечивающие сообщение зоны разрежения 34 с газовым мешком 30, как это можно видеть на фиг.1.

В процессе запуска установки откачивания из скважины газожидкостной смеси углеводородов в соответствии с предлагаемым изобретением, описанной выше, прежде всего приводится в движение насос 20, который обеспечивает всасывание жидкой фазы газожидкостной смеси через входные отверстия 22 и нагнетание этой жидкой фазы в направлении поверхности земли, как это схематически показано стрелкой 38. Прохождение жидкой фазы газожидкостной смеси через гидроэжектор 32 создает разрежение во внутренней полости этого эжектора вследствие его сужающейся внутри формы. Это разрежение вызывает всасывание через отверстия 36 газа из газового мешка 30 в направлении, показанном стрелкой 40 на фиг. 1. Во внутренней полости гидроэжектора газ увлекается потоком жидкой фазы газожидкостной смеси, поступающей от насоса 20, где этот газ смешивается и рекомбинируется с жидкостью, облегчая таким образом столб газожидкостной смеси, содержащейся в колонне 18 подъемных труб, что упрощает подъем этого столба в направлении поверхности земли к выходу из скважины 10.

Поскольку газовый мешок 30 постоянно сообщается с колонной 18 подъемных труб через отверстия 36, исключается образование газового мешка, распространяющегося вплоть до насоса 20, даже в случае продолжительной остановки функционирования данной установки. Это позволяет исключить ситуацию, при которой насос повторно запускается в том случае, когда он окружен газом.

На фиг.2А схематически представлена конфигурация нормального типа истечения газожидкостной смеси углеводородов в установке в соответствии с предлагаемым изобретением, соответствующая конфигурации, описанной со ссылками на фиг. 1. Способы функционирования установки в соответствии с предлагаемым изобретением, схематически представленные на фиг.2В и 2С, содержат дополнительные отличительные признаки, которые позволяют этой установке лучше реагировать на текущую ситуацию в случае кратковременных или переходных нарушений нормального функционирования и сделать эту установку более эффективной и производительной.

На фиг. 2А схематически представлены характеристики установки в соответствии с предлагаемым изобретением, описанной выше со ссылками на фиг.1. Жидкая фаза газожидкостной смеси, нагнетаемая насосом 20 в направлении стрелки 38, то есть на поверхность земли, обеспечивает засасывание газа в гидроэжектор 32 в направлении, показанном стрелкой 40. Рекомбинированная смесь жидкости с газом направляется в сторону поверхности земли через колонну 18 подъемных труб в направлении стрелки 50.

На фиг.2В схематически представлена ситуация, когда в установке в соответствии с предлагаемым изобретением насос 20 по тем или иным причинам всасывает газожидкостную смесь, имеющую высокое содержание газа, или содержит внутри большие пузыри газа. Насосы центробежного типа плохо реагируют на наличие в них пузырей газа, будучи по своей конструкции плохо адаптированными к нагнетанию такой газожидкостной двухфазной смеси. Таким образом, предпочтительно облегчить удаление этих газовых пузырей в направлении выхода из данного насоса перед продолжением нагнетания газожидкостной смеси в направлении поверхности земли.

Действительно, наличие больших пузырей газа во внутренней полости насоса 20 может неожиданно произойти, несмотря на предусмотренную систему отделения газа на входе газожидкостной смеси в насос 20, что может быть связано, например, с дополнительным выделением газа даже внутри насоса 20 или с некоторой переходной фазой функционирования этого насоса, например с повторным запуском данной установки.

Для исключения возможности продолжения и стационарного установления такой ситуации в ущерб нефтедобывающему оборудованию, которое в этом случае будет перегреваться, и в ущерб производительности данной скважины, которая в этом случае будет равна нулю, данное изобретение предлагает уменьшить обратное давление на насос 20 при помощи, с одной стороны, обратного клапана 52, установленного в колонне 18 подъемных труб между насосом 20 и гидроэжектором 32 для предотвращения возврата насоса 20 и удержания веса гидростатического столба газожидкостной смеси над этим клапаном, а с другой стороны, при помощи бокового отверстия 54, расположенного под клапаном 52 и обеспечивающего возможность бокового отведения газожидкостной смеси, образованной, в основном, газообразной фазой, в кольцевую камеру 31.

Клапан 52 и боковое отверстие 54 в предпочтительном варианте выполнения представляют собой системы, которые могут быть установлены на месте и извлечены из скважины по тросу для того, чтобы сделать техническое обслуживание этих систем менее дорогостоящим. Можно, например, использовать оборудование, размещенное в боковых "карманах" типа тех, которые обычно используются для клапанов закачивания газа для облегчения столба газожидкостной смеси.

Боковое отверстие 54 должно закрываться после того, как определенный расход жидкости и более высокое давление будут достигнуты в результате нагнетания насоса 20. Управление открытием и закрытием бокового отверстия 54 может либо осуществляться с поверхности земли при помощи электрической или гидравлической линии управления и в функции тех параметров, которые могут быть известны на поверхности, либо может быть автоматическим и осуществляться прямо на месте при помощи, например, давления нагнетания насоса 20 или разности давлений между входом и выходом бокового отверстия 54, связанной с трением газожидкостной смеси. Этот принцип используется в предохранительных клапанах.

Как можно видеть на фиг.2В, в том случае, когда насос уже больше не подает жидкость на поверхность, столб жидкости, присутствующий в колонне 18 подъемных труб выше гидроэжектора 32, вытекает под действием своего собственного веса и вплоть до установления равновесия через отверстия 36, выполненные в этом гидроэжекторе, в кольцевую камеру 31. Как только колонна подъемных труб освободится от некоторого количества газожидкостной смеси и будет достигнуто равновесие, газ, присутствующий в камере 31, сможет снова подниматься к поверхности земли, проникая в колонну 18 подъемных труб через отверстия 36.

Таким образом, даже в том случае, когда уровень 24 жидкости опускается ниже уровня расположения насоса 20, выпуск газа из камеры 31 позволяет жидкости снова подняться выше уровня расположения насоса 20. Как только этот насос снова окажется погруженным в жидкость, имеющую относительно малое содержание газа, подача этой жидкости на поверхность земли может быть возобновлена.

На фиг. 2С схематически представлена установка, предназначенная для устранения проблем, возникающих при превышении уровня 24 жидкости уровня расположения гидроэжектора 32.

Такая ситуация может возникать в том случае, когда данный гидроэжектор обладает способностью всасывания газа, превышающей количество газа, высвобождаемое в процессе разделения жидкой и газообразной фаз газожидкостной смеси перед ее поступлением в насос 20, что является обстоятельством, наиболее вероятным в нормальной конфигурации установки в соответствии с предлагаемым изобретением. Однако даже в том случае, когда гидроэжектор способен функционировать в режиме жидкость-жидкость, предпочтительным является исключение эффективного увлечения жидкости, поступающей из камеры 31, жидкости, истекающей или нагнетаемой в направлении поверхности, показанном на фиг.1 стрелкой 38, поскольку такое увлечение жидкости будет ухудшать характеристики и/или эффективность системы.

Для устранения упомянутого увлечения жидкости и для того, чтобы сделать это увлечение селективным по отношению к газу и к жидкости из камеры 31, были предложены многочисленные технические решения, о которых будет сказано ниже.

Первое такое техническое решение опирается на то обстоятельство, что гидроэжектор 32 в большей или меньшей степени способен осуществлять эту селекцию естественным образом при помощи так называемой "гидравлической блокировки". Это явление проявляется в том случае, когда в режиме увлечения жидкости жидкостью поток образует газовую пробку, то есть перестает увлекать жидкость. Это условие обеспечивается при достаточно высокой величине расхода увлекающей жидкости.

Второе техническое решение состоит в использовании специального поплавка, предназначенного для перекрытия бокового входа газа в гидроэжектор 32 в том случае, когда жидкость в камере 31 поднимает этот поплавок. Такой поплавок также будет представлять собой систему, которая может быть поднята на поверхность по соответствующему тросу и которая может быть установлена, например, в боковом кармане, через который будет проходить весь газ из мешка 30 перед поступлением в гидроэжектор 32.

Третье техническое решение, которое также подразумевает извлечение соответствующего оборудования из скважины по тросу также эквивалентно поплавку, но с использованием другой технологии, например створки или другого типа предохранительного клапана, перекрывающей проход для жидкости. Можно предусмотреть наличие отверстия малого диаметра или "дозы", создающего относительно малое сопротивление для протекания газа и относительно большое сопротивление для протекания жидкости и даже вызывающее дополнительное выделение газа из этой жидкости.

Газожидкостной гидроэжектор 32 и вспомогательные средства, соответствующие функциям, схематически представленным на фиг.2В и 2С, а также подвижный элемент нагнетательного насоса в предпочтительном варианте реализации выполнены таким образом, чтобы обеспечить возможность их подъема на поверхность земли при помощи специального троса в том случае, когда необходимо выполнение их технического обслуживания.

Газожидкостной гидроэжектор также может быть установлен в колонне подъемных труб в точке, расположенной выше герметичного уплотнения или пробки, причем зона разрежения этого гидроэжектора сообщается с камерой при помощи канала, который проходит сквозь это уплотнение.

Claims (3)

1. Установка для откачивания двухфазной газожидкостной смеси, предназначенная для размещения в скважине, проходящей от поверхности земли до соответствующего нефтеносного пласта, и содержащая колонну подъемных труб, на нижнем конце которой установлен насос, герметичное уплотнение, расположенное в скважине вокруг колонны подъемных труб и образующее камеру в нижней части скважины, содержащую в нижней части жидкость и в верхней части газ, причем насос расположен в жидкости, и гидроэжектор, расположенный в колонне подъемных труб и содержащий зону разрежения, сообщенную с камерой, отличающаяся тем, что зона разрежения гидроэжектора сообщена с верхней частью камеры, содержащей газ, и имеются возвратный клапан, установленный в колонне подъемных труб между насосом и гидроэжектором, и боковое отверстие для выпуска газа, выполненное в колонне подъемных труб между насосом и возвратным клапаном.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что гидроэжектор установлен в колонне подъемных труб на уровне, расположенном непосредственно ниже герметичного уплотнения, а зона разрежения сообщена с камерой при помощи отверстий, выполненных в гидроэжекторе.

3. Установка по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что насос содержит дополнительно центробежный сепаратор, сообщенный с зоной разрежения гидроэжектора.

Images