UA77316C2 - Method for oil and gas extraction with separation and back filling of gas in well - Google Patents

Description

Опис винаходу

Даний винахід відноситься до відділення, стискання і зворотного закачування свердловини частини газу з потоку, що добувається з підземної зони, і відповідно до одного аспекту відноситься до способу і підповерхневої системи для відділення газу від потоку, що добувається, в якій відділений газ стискається і закачується зворотно за допомогою свердловинного турбокомпресорного пристрою системи, який включає керуючі пристрої, що створюють можливість того, що весь потік; що добувається, спочатку обходить турбокомпресорний пристрій системи під час початку добування. 70 Добре відомо, що багато вуглеводневих пластів дають надзвичайно великі об'єми газу нарівні з пластовою нафтою та іншими пластовими флюїдами, наприклад, водою. При такому добуванні не є незвичайною наявність значень газового фактора (числа кубічних футів (м) добутого газу, що припадає на один барель (му) добутої нафти), які складають цілих 700м З на барель (25000 стандартних кубічних футів на барель) або більше. В 75 результаті великі об'єми газу повинні бути відділені від рідин до того, як рідини будуть переміщені далі для продажу або зберігання. У тих випадках, коли місця видобутку зручні для кінцевих користувачів, цей газ являє собою цінний актив, коли потреби у газі високі. Проте, коли потреби низькі, або коли продуктивний пласт розташований у віддаленій зоні, великі об'єми добутого газу можуть створювати значні проблеми, якщо відсутня можливість звільнення від добутого газу своєчасно і належним чином.

Там, де відсутня потреба у добутому газі, звичайною практикою є "зворотне закачування" газу у відповідний підземний пласт. Наприклад, газ може бути закачаний зворотно у "газову шапку" продуктивної зони для підтримання тиску у пласті і, тим самим, збільшення сумарного добування рідини з нього. В інших застосуваннях газ може бути закачаний у продуктивний пласт через нагнітальну свердловину для витіснення вуглеводнів до продуктивної свердловини. Крім того, добутий газ може бути закачаний і "запасений" у відповідному пласті, з сч дв ЯКОГО він може бути добутий пізніше, коли ситуація зміниться.

Для відділення і зворотного закачування газу звичайно потрібна велика кількість обладнання на поверхні на (о) місці добування або поряд з місцем добування. Це обладнання є дорогим частково внаслідок ряду(-ів) послідовно розташованих газових компресорів великої потужності, необхідних для обробки, стискання і закачування великих об'ємів газу. З цього випливає, що істотна економія витрат може бути забезпечена, якщо с дані вимоги до потужності компресорів можуть бути знижені.

Нещодавно були запропоновані способи істотного зменшення кількостей газу, які необхідно обробити на «- поверхні. Ряд цих способів передбачає використання підповерхневого компресорного пристрою для обробки і с зворотного закачування газу, який розташований у зоні забою свердловини у стовбурі свердловини для відділення, щонайменше, частини газу до того, як потік, що добувається, буде поданий до поверхні. Типова і - зв Система складається зі шнекового сепаратора і компресорного пристрою з турбоприводом. Газ відділяється від М потоку, що добувається, у міру того, як потік проходить Через шнек, і подається у компресор, який, у свою чергу, приводиться у дію турбіною, причому сама турбіна приводиться у дію потоком, що добувається.

Після цього стиснутий газ може бути або закачаний безпосередньо у визначений пласт (наприклад, у газову шапку) поряд зі стовбуром свердловини або поданий до поверхні по окремому шляху потоку для подальшої « 20 обробки. Приклади подібних систем і те, як кожна з них працює, можна побачити |у патентах США 5 794 697, 6 -о 026 901, 6 035 934 і 6 189 614). с На жаль, турбокомпресорний пристрій вказаної системи зазнає "пульсації" під час періоду запуску :з» продуктивної свердловини. Тобто, типовий потік, що добувається, майже завжди містить скупчення рідини, коли починають добування зі свердловини у перший раз або при введенні її в експлуатацію, або після того, як свердловина була закрита протягом деякого періоду. Ці скупчення рідини викликають коливання -1 турбіни/компресора і їх роботу при критичних значеннях частоти обертання валів протягом тривалих періодів, що, у свою чергу, може викликати серйозні пошкодження турбокомпресора і привести до істотного скорочення -і терміну служби системи. Відповідно, бажано забезпечити обхід турбіни/компресора під час початкового періоду сю роботи свердловини доти, доки пульсація у потоку, що добувається, не послабшає, і склад потоку, що добувається, не стабілізується. - Відповідно до даного винаходу, створена підповерхнева система для подачі змішаного газонафтового потоку

Ф до поверхні з підземної зони через стовбур свердловини, в якій, щонайменше, частина газу, що міститься, відділяється від вказаного змішаного газонафтового потоку у зоні забою свердловини і стискається для одержання стиснутого газу, який закачується зворотно у пласт поряд зі стовбуром свердловини. Як очевидно у даній галузі техніки, потік, що добувається, скоріше всього також буде включати деяку кількість води і деякі тверді частинки (наприклад, пісок, уламки породи і т.д.), які будуть добуватися разом з нафтою і газом, так (Ф) що передбачається, що у використовуваному тут значенні вираз "змішаний газонафтовий потік" охоплює такі

Ге потоки, що добуваються.

Більш точно, дана система для добування змішаного газонафтового потоку складається з колони бор /пасосно-компресорних труб, що проходить від продуктивної зони до поверхні, яка має турбокомпресорну систему, розташовану у зоні забою свердловини. Система складається з передньої по ходу сепараторної секції, турбокомпресорної секції, задньої по ходу сепараторної секції і засобу для запобігання пульсації у турбокомпресорній секції під час запуску системи. По суті, засіб для запобігання пульсації складається з перепускного (обхідного) клапана турбіни, призначеного для забезпечення обходу турбіни під час запуску, і в5 рециркуляційного клапана компресора, призначеного для забезпечення рециркуляції потоку, що виходить з компресора, доти, доки не послабшає пульсація у потоку, що добувається.

При роботі свердловину вводять в експлуатацію шляхом відкривання повітряного клапана або т.п. на поверхні. Як слід мати на увазі, у даній галузі техніки звичайно буде мати місце "пульсація" у потоку, що добувається, під час запуску свердловини внаслідок таких, що чергуються, скупчень газу і рідини у потоку.

Якщо її не контролювати і не зупиняти, дана пульсація може викликати значні пошкодження турбіни і/або компресора, тим самим приводячи до скорочення їх термінів служби.

Як і у відомих системах даного типу, щонайменше, частина більш важких компонентів, наприклад, піску і т.д., відділяється Від іншої частини потоку, що добувається, коли потік проходить Через передню по ходу сепараторну секцію, наприклад, через шнековий сепаратор. Ці відділені компоненти обходять турбіну, щоб тим 7/0 самим запобігти руйнуванню всередині турбіни. Проте, у даному винаході перепускний клапан турбіни, будучи відкритим, створює можливість повторного з'єднання відділеної частини потоку з іншою частиною потоку, внаслідок чого весь потік буде обходити турбіну доти, доки пульсація у потоку не послабшає.

У міру збільшення швидкості витікання потоку, що добувається, зміна перепаду тисків (тобто різниці тиску на виході турбіни і тиску у кільцевому просторі свердловини) викликає закривання перепускного клапана турбіни, так що тільки відділена частина потоку буде обходити турбіну. Інша частина потоку, замість повторного з'єднання Її з відділеною частиною, тепер буде прямувати у турбіну для приведення Її у дію.

Крім того, під час періоду запуску відкритий рециркуляційний клапан компресора буде направляти потік з вихідного каналу компресора у задню по ходу сепараторну секцію, яка, у свою чергу, забезпечує відділення, щонайменше, частини газу від потоку і направлення цього газу у компресор. Рециркуляційний клапан 2о залишається відкритим доти, доки зміна перепаду тисків між тиском на виході компресора і тиском на виході турбіни не викличе закривання рециркуляційного клапана компресора. Закритий рециркуляційний клапан тепер буде направляти потік з вихідного каналу компресора (тобто стиснутий газ) у кільцевий простір свердловини, з якого він закачується у сусідній пласт. Запірний клапан розташований по ходу за компресором для запобігання зворотному потоку у вихідний канал компресора під час періоду запуску. с

Фактична конструкція, функціонування і очевидні переваги даного винаходу будуть краще усвідомлені за допомогою посилання на креслення, які необов'язково виконані у масштабі, і на яких аналогічні позиції (8) відносяться до аналогічних частин, і на яких зображено наступне:

Фіг1 представляє виконаний з місцевим розрізом вертикальний вигляд підповерхневої сепараторно-компресорної системи відповідно до даного винаходу при її розташуванні у робочому положенні Ге зо всередині стовбура продуктивної свердловини;

Фіг.2 представляє збільшений переріз турбокомпресорної секції системи за Фіг.1; --

Фіг.3 представляє збільшений переріз перепускного клапана турбіни системи за Фіг.1, коли перепускний с клапан знаходиться у першому або відкритому положенні;

Фіг.ЗА представляє переріз, виконаний по лінії ЗА-ЗА на Фіг.3; в.

Фіг.А4 представляє переріз перепускного клапана турбіни за Фіг.2, коли перепускний клапан знаходиться у ї- другому або закритому положенні;

Фіг5 представляє збільшений переріз рециркуляційного клапана компресора системи за Фіг.1, коли рециркуляційний клапан знаходиться у першому або відкритому положенні;

Фіг.6 представляє додатково збільшений переріз, що показує зону всередині кола 6-6 на Фіг.5; «

Фіг.7 представляє збільшений переріз рециркуляційного клапана компресора за Фіг.5, коли рециркуляційний з с клапан знаходиться у другому або закритому положенні;

Фіг.8 представляє додатково збільшений переріз, що показує зону всередині кола 8-8 на Фіг.7; ;» Фіг.9 представляє поперечний переріз запірного клапанного вузла системи за Фіг.1;

Фіг.10 представляє збільшений переріз запірного клапанного вузла, виконаний по лінії 10-10 на Фіг.9;

Фіг.11 представляє блок-схему свердловини, добування з якої здійснюється за допомогою системи за Фіг.1. -І Незважаючи на те, що винахід буде описаний у зв'язку з переважними варіантами його здійснення, потрібно розуміти, що даний винахід не обмежений ними. Навпаки, передбачено, що винахід охоплює всі альтернативи,

Ш- модифікації і еквіваленти, які можуть знаходитися у межах суті і об'єму винаходу, що визначаються доданою оо формулою винаходу.

На Фіг.1 показана розташована у зоні забою частина продуктивної свердловини 10, що має стовбур 11 - свердловини, який проходить від поверхні в і/або через продуктивну зону (також не показану). Як

Ф проілюстровано на Фіг.1, стовбур 11 свердловини обсаджений колоною 12 обсадних труб, яка перфорована або іншим чином закінчена (не показано) поряд з продуктивною зоною для створення можливості проходження потоку флюїдів з продуктивної зони у стовбур свердловини, як буде повністю зрозуміло для фахівців у даній ов Галузі техніки. Незважаючи на те, що свердловина 10 проілюстрована на Фіг.1 як свердловина, що має по суті вертикальний обсаджений стовбур свердловини, потрібно визнати, що даний винахід у рівній мірі може бути

Ф) використаний у свердловині, закінченій при необсадженому забої, і/або у свердловині, закінченій з розширенням ка стовбура свердловини нижче башмака обсадної колони, а також у похилих і/або горизонтальних стовбурах свердловин. во Крім того, незважаючи на те, що підповерхнева компресорна система 13 для обробки і зворотного закачування газу за даним винаходом була проілюстрована як зібрана у колоні 14 насосно-компресорних труб і спущена разом з нею у стовбур 11 свердловини у місце поряд з пластом 15 (наприклад, у зону газової подушки над продуктивним пластом), потрібно усвідомити, що система 13 може бути зібрана як єдиний вузол і потім спущена через насосно-компресорну колону 14 за допомогою дротяного каната, колони спірально згорнутих 65 ТВУб і т.д. після того, як насосно-компресорна колона буде спущена у стовбур 11 свердловини.

Як показано, система 13 по суті складається з трьох основних компонентів: першої або передньої по ходу секції 16 зі шнековим сепаратором, турбокомпресорної секції 17 і другої або задньої по ходу секції 18 зі шнековим сепаратором. Пакери 19, 20 розташовані на відстані один від одного між системою 13 і обсадною колонною 12 з метою, описаною нижче.

Перша або передня по ходу секція 16 зі шнековим сепаратором складається з корпусу 21 шнекового сепаратора, який, у свою чергу, з'єднаний по текучому середовищу на його нижньому кінці з колонною 14 насосно-компресорних труб для приймання потоку, що добувається, коли він проходить вгору по насосно-компресорних трубах. Шнековий сепаратор 22 розташований всередині корпусу 21 і пристосований для надання швидкого обертання потоку, що добувається, коли він проходить через нього, з метою, що буде описана 7/0 нижче. Як показано, шнековий сепаратор 22 складається з центрального стрижня або опори 23, що має спірально намотану, подібну до шнека пластину 24, прикріплену до нього. Шнекова пластина 24 пристосована для надання завихрення потоку, що добувається, для відділення важких рідин і матеріалу у вигляді макрочастинок від потоку, що добувається, коли потік проходить вгору Через шнековий сепаратор 24. Корпус 21 переднього по ходу шнека має прорізи 25 або т.п. у його стінці з метою, що буде описана нижче.

Шнекові сепаратори даного типу відомі у даній галузі техніки і розкриті та повністю розглянуті (у патенті

США 5 431 228, який виданий 11 липня 1995) і який повністю включений у дану заявку шляхом посилання. Крім того, для додаткового розгляду конструкції і роботи таких сепараторів |див. "Мем Оевзідп їог Сотрасі-і ідціа баз Рапіаі Зерагайоп: ЮОЮомп Ноїе апа Зипасе ІпвіаПйайопе Того Агпійісіа, й Арріїсайопв", Оеап 95.

МУеєіпдагеп ота ін. РЕ 30637 (Босіеї(у ої Рейгоїешт Епдіпееге - Суспільство інженерів-нафтовиків

Американського інституту гірських інженерів), представлене 22-25 жовтня 1995р. у Далласі, Техасі.

Як показано на Фіг.2, прорізи 25 (Фіг.1) відкриваються в обхідні канали 31, які проходять навколо турбокомпресорної секції 17. Турбокомпресорна секція 17 може відрізнятися за конструкцією, але, як проілюстровано на фіг.2, секція 17 складається з турбіни 17Т і компресора 17С. Турбіна 177 складається з вхідного каналу (каналів) 32, обертових лопаток 33, змонтованих на валу 38, нерухомих лопаток ЗЗа і вихідного сч Кканалу 34. Компресор 17С складається з вхідного каналу 35 для газу, обертових лопаток 36, змонтованих на іншому кінці вала З8 і вихідного каналу (каналів) 55 для газу. і)

Як слід мати на увазі, у міру того як напірний флюїд буде проходити через турбінну секцію 17Т, він буде приводити в обертання лопатки 33, які прикріплені до вала 38, що, у свою чергу, викличе приведення в обертання лопаток 36 у компресорній секції 17С, щоб тим самим забезпечити стискання газу, коли він проходить Ге зо через компресорну секцію. Обхідний канал 31 проходить навколо турбокомпресорної секції 17 і створює можливість того, що насичені твердими частинками текучі середовища будуть обходити турбіну 17Т, тим самим "7 зменшуючи ерозійний вплив таких текучих середовищ і твердих частинок на лопатки турбіни. со

При типовому функціонуванні системи змішаний газонафтовий потік 40 з підземної продуктивної зони (непоказаної) проходить вгору до поверхні (непоказаної) по насосно-компресорній колоні 14. Як слід мати на ї- увазі, у даній галузі техніки більшість змішаних газонафтових потоків будуть включати деяку кількість добутої ї- води, так що передбачено, що у використовуваному тут значенні вираз "змішаний газонафтовий потік" охоплює потоки, в яких є деяка кількість добутої води. Крім того, більшість потоків, що добуваються, нерідко також включають в себе істотні кількості матеріалу у вигляді твердих частинок (наприклад, піску, добутого з пласта, продуктів корозії та іншого сміття і т.д.). «

Коли змішаний газонафтовий потік проходить вгору через сепараторну секцію 16, шнекові пластини 24 тв) с шнекового сепаратора 22 будуть надавати швидкого обертання або завихрення потоку, при цьому більш важкі . компоненти потоку (наприклад, нафта, вода і тверді частинки) у потоці будуть примусово зміщуватися до и?» зовнішньої сторони шнека за рахунок відцентрової сили, у той час як інша частина потоку залишиться поряд зі стінкою центрального стрижня 23. У міру того, як потік проходить до верхнього кінця корпуса 21 сепаратора, більш важкі компоненти 40ба (тобто рідини і частинки) будуть виходити через відвідні прорізи 25, розташовані -І поряд з верхньою частиною шнека 24, і будуть проходити вгору по обхідних каналах 31, тим самим обходячи лопатки 33 турбіни. ш- Інша частина газонафтового потоку 40 буде продовжувати проходити вгору Через першу або передню по 2) ходу сепараторну секцію 16 і входити у вхідний канал (канали) 32 турбіни 17Т для приведення в обертання 5р лопаток З3, вала 38 і лопаток 36 у компресорі 17С. Цей потік (тобто газ-рідина) проходить потім по вихідному - каналу (каналах) 34 турбіни 17Т, де він знову з'єднується з насиченим частинками потоком 40а в обхідних

Ф каналах 31.

Знову з'єднаний потік, який тепер являє собою по суті вихідний потік, що добувається, проходить через другу або задню по ходу сепараторну секцію 18 (Фіг.1), яка, у свою чергу, складається з центральної дв порожнистої труби 51 для впускання газу, на якій є шнекова пластина 52. Коли об'єднаний потік проходить вгору через другий сепаратор 18, йому знову буде надане швидке обертання для примусового зміщення більш важких

Ф) компонентів, тобто рідин і матеріалу у вигляді макрочастинок, назовні за рахунок відцентрової сили, у той час ка як частина газу 50 буде відділятися і залишатися всередині біля зовнішньої стінки центральної труби 51. Коли газ 50 досягне верхнього кінця труби 51 для впускання газу, він буде проходити у трубу через впускний отвір бо (Отвори) 53 на її верхньому кінці або через її відкритий верхній кінець (непоказаний).

Після цього газ проходить вниз по трубі 51 у вхідний канал 35 компресора 17С, де він стискається перед його виходом по вихідному каналу (каналах) 55 компресора. Потім стиснутий газ зрештою проходить по вихідних каналах 55Ь для газу у простір, ізольований між пакерами 19, 20 у кільцевому просторі свердловини і закачується у пласт 15 через отвори 56 (наприклад, перфораційні отвори) в обсадній колоні 12 (Фіг.1). Рідини 65 і невідділений газ разом з частинками потім проходять вгору у насосно-компресорну колону 14, по якій вони потім подаються до поверхні. Додатковий опис системи даного типу і її роботи можна знайти у переданій заявнику за даною заявкою і одночасно розгляданій |заявці на патент США з порядковим номером Мо10/025 444, яка подана 19 грудня 2001) і яка повністю включена у даний опис шляхом посилання.

Незважаючи на те, що вважається, що системи даного загального типу добре функціонують при відділенні і стисканні газів у свердловині, турбокомпресорний пристрій 17 може стикатися з проблемами під час початку добування (або при початковому добуванні, або після того, як свердловина була закрита) внаслідок пульсації потоку, що добувається, яка, у свою чергу, викликана скупченнями рідини і газу, що чергуються, у потоці. Як слід мати на увазі, дана пульсація, якщо її не зупинити і не контролювати, може серйозно вплинути на термін служби турбіни. 70 Дана пульсація намагається слабшати у міру того, як темп добування збільшується і потік стає більш постійною сумішшю рідини і газу. Відповідно, бажано забезпечити обхід турбокомпресорного пристрою 17 під час цього періоду запуску з тим, щоб пульсація у потоку, що добувається, не здійснила негативного впливу на турбіну.

Відповідно до даного винаходу, система 13 включає засоби для захисту турбокомпресорного пристрою 17 під /5 час запуску. По суті, система 13 включає перепускний клапанний вузол 60 турбіни, рециркуляційний клапанний вузол 61 компресора і запірний клапанний вузол 62 (Фіг.1 і 11), кожний з яких здійснює внесок у захист системи під час запуску.

Як показано на Фіг.3, ЗА і 4, перепускний клапанний вузол 60 турбіни складається з корпусу 65, який виконаний з можливістю вбудовування його (тобто пригвинчування) у систему 13 між переднім по ходу шнековим сепаратором 16 і турбокомпресорним пристроєм 17. Корпус 65 несе елемент б5а на своєму нижньому кінці, який, у свою Чергу, включає перше сідло бба клапана і канал 655, що проходить через нього, який відкривається в обхідний канал 31. Труба 66 розташована концентрично всередині корпуса 65, при цьому обхідні канали 31 утворюються кільцевим простором між ними; при цьому канали 31 сполучаються по текучому середовищу з обхідними каналами 31, які проходять навколо турбокомпресорного пристрою 17 (Фіг.2). сч

Порожнисте осердя 67 розташоване і утримується всередині труби 66 зіркоподібними центраторами 68 або т.п. Поршень 69 встановлений з можливістю ковзання всередині осердя 67 і несе клапанний елемент 70 на і) своєму зовнішньому кінці. Коли клапанний засіб 60 знаходиться у відкритому положенні (Фіг.3), проходження потоку по каналу 70а блокується за допомогою клапанного елемента 70 за допомогою поршня 69, який, у свою чергу, спирається на сідло 71 клапана у клапанному елементі 70. Коли клапанний засіб 60 знаходиться у Ге зо закритому положенні (Фіг.4), поршень 69 зміщує клапанний елемент 70 вниз для відкривання каналу 70а з одночасним встановленням ("посадкою") клапанного елемента 70 на перше сідло бба клапана, щоб тим самим - блокувати потік по каналу 6б5с. Дана операція буде більш повно роз'яснена нижче. с

Цанга 72, на якій є множина фіксуючих пальців 73, встановлена у верхньому кінці порожнистого осердя 67.

Кожний палець 73 має фіксуючий елемент або виступ 74, який пристосований для входження або в обводову ї- периферійну канавку 75 (Фіг.3), або у канавку 76 (Фіг.4), які обидві утворені навколо верхнього кінця поршня ї- 69 і розташовані на відстані одна від одної на верхньому кінці поршня 69. Взаємодія між виступами 74 і відповідними канавками служить для фіксації клапанного елемента 70 в його відповідному відкритому або закритому положенні. Пружина 77 стискання розташована між поршнем 69 і внутрішньою нижньою частиною осердя 67, щоб у звичайному стані підтискати поршень 69 вгору у відкрите положення, показане на Фіг.3. «

При експлуатації система 13 розташована всередині насосно-компресорної колони М, при цьому сту с перепускний клапан 60 турбіни знаходиться в його відкритому положенні (Фіг.3). Пружина 77 підтискає поршень 69 вгору, так що клапан 70 спирається на конусоподібний нижній кінець 71 поршня 69, внаслідок чого канал б5Ь ;» буде відкритий для потоку, у той час як канал 70а буде закритий. Виступи 74 цанги 72 взаємодіють з канавкою 75 на поршні 69, щоб сприяти утриманню клапана в його відкритому положенні. Крім того, тиск потоку 40, що добувається, який фактично також являє собою тиск "на усті свердловини", тобто тиск, коли повітряний клапан -І 80 закритий або тільки частково відкритий (Фіг.11), неминуче буде прикладений до нижньої сторони клапана 70 через зворотний потік по вхідному каналу 32 турбіни і каналах 6б7а в осерді 67. Під час запуску комбінація

Ш- цього тиску, що діє на нижню сторону поршня 69, підтискання з боку пружини 77 і утримувальної здатності цанги 2) 72 "перевищує" тиск газової шапки 15, який прикладений до верхньої частини поршня 69 як за допомогою 5р отворів 78 у корпусі 65, так і за допомогою каналу 79 в осерді 67, внаслідок чого клапан утримується в його - відкритому положенні.

Ф Коли свердловину 10 вводять в експлуатацію шляхом поступового відкривання клапана 80 на поверхні (Фіг.11), потік 40, що добувається, буде проходити вгору через передню по ходу шнекову секцію 16. Більш важкі компоненти (наприклад, частинки) будуть відділятися і будуть проходити вгору по каналах З1а. Інша частина дв потоку 40 буде проходити по каналу 65Б і в обхідні канали З1а і буде знову з'єднуватися з відділеним потоком зі шнекової секції 16, внаслідок чого весь потік, що добувається, буде проходити в обхід турбіни 17Т протягом (Ф, всього часу, доки клапан 60 буде залишатися в його відкритому положенні. Свердловина буде експлуатуватися ка при тільки частково відкритому клапані 80 (наприклад, відкритому на 1/3) протягом часу, достатнього для того, щоб забезпечити можливість виходу будь-яких скупчень рідини зі свердловини шляхом продування. во Після виходу скупчень рідини зі свердловини за рахунок продування клапан 80 потім плавно відкривають до його повністю відкритого положення. У міру відкривання клапана 80 швидкість витікання потоку 40, що добувається, буде зростати, що, у свою чергу, приведе до зниження тиску на усті свердловини. У міру зниження тиску на усті свердловини (тобто тиску на вході турбіни) перепад тиску між вхідним каналом 32 турбіни і газовою шапкою 15 буде збільшуватися. Цього перепад тиску вистачить для того, щоб звільнити засувки 74 б5 Чанги з канавки 75 і підтиснути поршень 69 вниз проти напряму підтискного зусилля пружини 77 для переміщення клапанного елемента 70 на сідло б5а, щоб за допомогою цього закрити канал 656 і відкрити канал

7бОа. Поршень 69 буде утримуватися внизу з подоланням підтискного зусилля пружини 77 за рахунок перепаду тисків і виступів 74 цанги, які тепер взаємодіють з канавкою 76.

При закритому клапані 60 (Фіг.3) тільки відділені компоненти зі шнекової секції 16 будуть проходити по обхідних каналах З31а, при цьому інша частина потоку 40 буде проходити через отвір 70а у клапанному елементі 70 та у вхідні живильні канали 32 турбіни для приведення у дію турбіни 177. Турбіна 177 і компресор 17С починають обертатися і будуть прискорюватися до режиму експлуатації свердловини. Перепускний клапан 60 турбіни буде залишатися закритим доти, доки свердловина не буде закрита шляхом закривання клапана 80, при цьому протягом цього часу тиск на вході турбіни буде наближатися до тиску газової шапки. Підтискне зусилля /о пружини 77 разом зі збільшеним перепадом тисків тепер викличуть повернення перепускного клапана 60 зворотно в його відкрите положення, щоб знову створити можливість проходження будь-якого потоку в обхід турбіни 17Т.

Для запобігання пульсації компресора 17С під час чергувань запуску і тимчасової зупинки рециркуляційний клапан 61 компресора встановлений всередині системи 13 над турбокомпресорним пристроєм 17. Як показано /5 на фіг.5-8, рециркуляційний клапан 61 компресора складається із зовнішнього корпусу 85, який виконаний з можливістю вбудовування його (тобто пригвинчування) у систему 13 між турбокомпресорним пристроєм 17 і запірним клапанним вузлом 62. Внутрішній корпус 86 розташований концентрично всередині зовнішнього корпусу 85 і утворює перший канал З1а між ними, який з'єднаний по текучому середовищу з обхідним каналом 31 і, отже, з вихідним каналом 34 турбіни для приймання об'єднаного потоку з неї (Фіг.2).

Порожнистий циліндричний поршень 88 встановлений з можливістю ковзання всередині внутрішнього корпусу 86 і може переміщуватися між відкритим положенням (Фіг.5 і 6) і закритим положенням (Фіг.7 і 8).

Поршень 88 розташований навколо труби 51 для впускання газу, і між двома даними елементами утворюється другий канал 55а, який, у свою чергу, з'єднаний по текучому середовищу з вихідним каналом 55 компресора.

Поршень 88 має один або декілька отворів 89, розташованих поряд з його нижнім кінцем, які суміщені з сч ов Каналами 90 у внутрішньому корпусі 86 для забезпечення можливості проходження потоку з вихідного каналу 55 компресора у вихідний кільцевий простір З1а турбіни, коли клапан 61 знаходиться у відкритому положенні, і не і) суміщені з каналом 90 для блокування потоку з вихідного каналу 55 компресора у кільцевий простір 31, коли клапан 61 знаходиться у закритому положенні. Пружина 91 стискання звичайно підтискає поршень 88 вгору (як видно на Фіг.5-8) в його відкрите положення, при якому потік з вихідного каналу 55 компресора буде проходити Ге зо В обхідний канал З1а, так що буде забезпечена рециркуляція газу з труби 51 для впускання газу зворотно через задній по ходу сепаратор 18. У поршні 88 є канал 93, який забезпечує можливість прикладення тиску від -- вихідного каналу З1а турбіни до нижньої сторони верхнього кінця 88а поршня 88, у той час як тиск від с вихідного каналу 55а компресора буде прикладений до його верхньої сторони.

Клапан 61 спочатку відкритий, коли свердловина 10 закрита, і закривається при відкриванні клапана 80 ї- (Фіг.11) на поверхні під час запуску системи. Відкривання клапана 80 викликає збільшення перепаду тисків між ї- вихідним каналом 55а компресора і тиском на виході За турбіни, що, у свою чергу, викликає переміщення поршня 88 вниз проти дії підтискного зусилля пружини 91 для закривання рециркуляційного клапана 61. Потік з вихідного каналу 55 компресора тепер буде проходити по каналу 55а та у запірний клапанний вузол 62, який, у свою чергу, буде відкриватися, коли буде досягнутий заданий тиск, щоб забезпечити можливість проходження « стиснутого газу по каналах 555 (Фіг.1 і 10) Її подальшого закачування його у пласт 15. Клапан 61 залишається з с закритим доти, доки система 13 знаходиться у робочому режимі і забезпечує закачування газу у газову шапку 15.

Підтискне зусилля пружини 91 викличе повернення поршня в його вихідне положення для повторного ;» відкривання рециркуляційного клапана 61, коли клапан 80 закривають для закриття свердловини.

Запірний клапанний вузол 62 передбачений головним чином для запобігання зворотному потоку через бистему під час запуску. Як видно з фіг.9 ї 10, запірний клапанний вузол 62 складається з корпусу 95, який -І приєднаний до верхнього кінця рециркуляційного клапана 61 компресора. Корпус 95 має, щонайменше, один канал 96, що проходить крізь нього (показано дванадцять), кожний з яких має запірний клапан 97, встановлений

Ш- у ньому. Всі запірні клапани знаходяться у закритому положенні (Фіг.10), коли свердловина закрита, щоб 2) спочатку блокувати зворотний потік з вихідного каналу 55 компресора по каналах 96, але відрегульовані так, що 5р Вони будуть відкриватися, коли тиск на виході 55 компресора перевищить тиск газової шапки 15. Як тільки - запірні клапани відкриються, стиснутий газ з компресора 17 зможе проходити по каналах 96 і виходити по

Ф вихідних каналах 5565 у кільцевий простір свердловини між пакерами 19, 20, з якого він потім нагнітається у газову шапку 15.

Як показано на блок-схемі на Фіг.11, коли свердловина закрита, клапан 80 закритий, і відсутній потік ов через свердловину, отже, відсутній потік через систему 13. Доки свердловина закрита, перепускний клапан 60 турбіни і рециркуляційний клапан компресора відкриті, як пояснюється вище. Клапан 80 поступово відкривають (Ф, для введення свердловини в експлуатацію, внаслідок чого потік 40, що добувається, починає проходити до ка поверхні через систему 13 і по насосно-компресорній колоні 14.

Коли потік 40 проходить через передній по ходу сепаратор 16, деякі більш важкі компоненти (наприклад, во тверді частинки і т.д.) відділяються і видаляються по обхідному каналу 31. Інша частина потоку 40 проходить у відкритий перепускний клапан 60 турбіни і виходить по вихідному каналу б5с для повторного з'єднання Її з відділеним потоком у магістралі 31. Таким чином, весь потік 40, що добувається, проходить в обхід турбіни 177, доки перепускний клапан б6О відкритий, і тим самим запобігає пульсації у турбіні під час початкових стадій запуску свердловини. Тиск у газовій шапці 15, який використовується при роботі перепускного клапана 65 60, передається клапану 60 за допомогою магістралі 78 і фільтра 78а.

У міру подальшого відкривання клапана 80 перепускний клапан 60 турбіни закривається, так що інша частина потоку 40 тепер буде проходити у турбіну 17Т по магістралі 32. Коли потік 40 почне приводити у дію турбіну 17Т, компресор 17С також почне обертатися.

Для запобігання роботі компресора 17С у режимі пульсації під час запуску свердловини потік, що виходить з компресора, спочатку пропускається через відкритий рециркуляційний клапан 61 ї з'єднується з відділеними компонентами у магістралі 31 і будь-яким потоком, що виходить з турбіни, у магістралі 34. У міру подальшого відкривання клапана 80 і збільшення темпу добування рециркуляційний клапан 61 буде закриватися, внаслідок чого весь потік, що виходить з компресора (тобто стиснутий газ), буде направлятися через запірний клапанний вузол 62 та у газову шапку 15 по вихідних каналах 556.

70 Коли свердловину закривають, описана вище процедура виконується у зворотному порядку.

Тобто, у міру закривання клапана 80 і припинення добування рециркуляційний клапан 61 компресора відкривається, і перепускний клапан турбіни відкривається для запобігання роботі турбіни і компресора в умовах пульсації, коли свердловину зупиняють.

Claims (1)

19 Формула винаходу

1. Підземна сепараторно-компресорна система для обробки і зворотного закачування газу, пристосована для розміщення у зоні вибою у стовбурі продуктивної свердловини з утворенням кільцевого простору між системою і стовбуром свердловини, виконана з можливістю відділення і стискання щонайменше частини газу зі змішаного газонафтового потоку, який добувається, що складається з рідини, газу і частинок, при проходженні потоку вгору по стовбуру свердловини, яка містить передню за рухом потоку сепараторну секцію, призначену для відділення щонайменше частини потоку, що добувається, від іншої частини потоку, турбокомпресорну секцію, яка розташована за рухом потоку за сепараторною секцією і містить турбіну, що має вхідний і вихідний канали і сч о» пристосована для приведення її у дію іншою частиною потоку, компресор, що має вхідний і вихідний канали і пристосований для приведення його у дію за допомогою турбіни, засіб для запобігання пульсації у турбіні під (о) час запуску системи і задню за рухом потоку сепараторну секцію, розташовану за турбокомпресорною секцією.

2. Система за п. 1, яка відрізняється тим, що засіб для запобігання пульсації у турбіні містить щонайменше один обхідний канал, що проходить навколо турбіни і компресора, і перепускний клапан турбіни, призначений «со зо для направлення відділеної частини потоку та іншої частини потоку в обхідний канал, коли перепускний клапан турбіни знаходиться у відкритому положенні, і для направлення відділеної частини потоку по обхідному каналу «- та іншій частині потоку через турбіну, коли перепускний клапан турбіни знаходиться у закритому положенні. со

3. Система за п. 2, яка відрізняється тим, що має засіб для запобігання пульсації у компресорі під час запуску системи. о

4. Система за п. З, яка відрізняється тим, що засіб для запобігання пульсації у компресорі містить чн рециркуляційний клапанний засіб компресора, призначений для направлення потоку з вихідного каналу компресора в обхідний канал, коли рециркуляційний клапан знаходиться у відкритому положенні, і для направлення потоку з вихідного каналу компресора у кільцевий простір, утворений між системою і стовбуром продуктивної свердловини, коли рециркуляційний клапан компресора знаходиться у закритому положенні. « 20 5. Система за п. 4, яка відрізняється тим, що має засіб, розташований за рухом потоку перед компресором з с для запобігання виникнення зворотного потоку у вихідному каналі вказаного компресора.

б. Система за п. 5, яка відрізняється тим, що засіб для запобігання виникнення зворотного потоку у :з» вихідному каналі компресора містить запірний клапан, відрегульований так, щоб він відкривався, коли тиск потоку з вихідного каналу вказаного компресора перевищить задану величину.

7. Система за п. 4, яка відрізняється тим, що задня за рухом сепараторна секція містить корпус сепаратора, - розташований над турбокомпресорною секцією, центральну порожнисту опорну трубу, розташовану всередині корпусу сепаратора і з'єднану по текучому середовищу з вхідним каналом компресора на її нижньому кінці з - отвором для впускання газу на її верхньому кінці, і шнекову пластину, яка прикріплена до центральної с порожнистої труби і проходить вздовж значної частини її довжини для забезпечення швидкого обертання газонафтового потоку для відділення щонайменше частини газу від іншої частини потоку, внаслідок чого - відділена частина газу спрямовується через отвір для впускання газу та у вхідний канал вказаного компресора.

Ф 8. Система за п. 7, яка відрізняється тим, що перепускний клапан турбіни містить корпус, що встановлений між передньою за рухом потоку сепараторною секцією і турбокомпресорною секцією і приєднаний до них, який має обхідний і вхідний канали турбіни, що проходять через нього, сідло клапана на одному кінці корпусу, Поршень, встановлений з можливістю ковзання всередині корпусу і виконаний з можливістю переміщення між першим положенням і другим положенням, клапанний елемент, що утримується поршнем і пристосований для (Ф) направлення потоку по обхідному каналу у корпусі, коли поршень знаходиться у першому положенні і ГІ перепускний клапан турбіни знаходиться у відкритому положенні, і пристосований для направлення потоку у вхідний канал турбіни, коли поршень знаходиться у другому положенні і перепускний клапан турбіни знаходиться бо У закритому положенні, засіб для переміщення поршня між першим і другим положеннями, щоб тим самим відкривати і закривати перепускний клапан турбіни.

9. Система за п. 8, яка відрізняється тим, що перепускний клапан турбіни має пружину, що підтискає поршень у перше положення.

10. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що перепускний клапан турбіни має фіксатор для фіксування де поршня відповідно у першому і другому положеннях з можливістю розблокування.

11. Система за п. 10, яка відрізняється тим, що фіксатор містить цангу, що має множину фіксуючих пальців,

і виступ, виконаний на кожному з множини фіксуючих пальців і пристосований для взаємодії з першою і другою обводовими периферійними канавками на поршні для фіксування поршня відповідно у першому і другому положеннях з можливістю розблокування.

12. Система за п. 11, яка відрізняється тим, що засіб для переміщення вказаного поршня передбачає застосування перепаду тисків на поршні, який являє собою різницю тиску на виході турбіни і тиску у кільцевому просторі.

13. Система за п. 4, яка відрізняється тим, що рециркуляційний клапан компресора містить корпус, що приєднаний за турбокомпресорною секцією і має перший канал, з'єднаний по текучому середовищу з вихідним 7/о каналом турбіни, і другий канал, з'єднаний по текучому середовищу з вихідним каналом вказаного компресора, поршень, встановлений з можливістю ковзання всередині корпусу і виконаний з можливістю переміщення між першим і другим положеннями, утримуваний поршнем і пристосований для направлення потоку з вихідного каналу компресора по першому каналу, коли поршень відкритий у першому положенні, і пристосований для направлення потоку з вихідного каналу компресора по другому каналу, коли поршень закритий у другому /5 положенні, клапанний елемент і засіб для переміщення поршня між першим і другим положеннями, щоб тим самим відкривати і закривати перепускний клапан турбіни.

14. Система за п. 13, яка відрізняється тим, що рециркуляційний клапан компресора має пружину, що підтискає поршень у відкритому стані у вказане перше положення.

15. Система за п. 14, яка відрізняється тим, що засіб для переміщення поршня передбачає застосування 2о перепаду тисків на поршні, що являє собою різницю тисків на виході компресора і на виході турбіни.

16. Спосіб відділення і стискання щонайменше частини газу у змішаному газонафтовому потоці, який добувається, що складається з рідини, газу і більш важких компонентів, при проходженні потоку вгору по стовбуру свердловини, що включає встановлення підземної сепараторно-компресорної системи для обробки і зворотного закачування газу у свердловині у зоні вибою з утворенням кільцевого простору між системою і с ов стовбуром свердловини, причому система має передню за рухом потоку сепараторну секцію, турбокомпресорну секцію і задню за рухом потоку сепараторну секцію, відкривання стовбура свердловини на поверхні для і) забезпечення можливості проходження потоку, що добувається, у передню за рухом потоку сепараторну секцію системи, пропускання всього потоку, що добувається, з передньої за рухом потоку сепараторної секції в обхід і навколо турбокомпресорної секції до ослаблення пульсації у потоку, що добувається, підвищення швидкості Ге зо витікання потоку, що добувається, по стовбуру свердловини, відділення щонайменше частини більш важких компонентів потоці, що добувається, при його проходженні через передню по ходу сепараторну секцію, - направлення відділеної частини більш важких компонентів навколо турбокомпресорної секції та направлення с іншої частини потоку, що добувається, Через турбокомпресорну секцію для приведення у дію турбіни у даній секції, повторне з'єднання відділеної частини потоку, що добувається, з іншою частиною потоку після в. з5 проходження іншої частини потоку через турбіну, пропускання об'єднаного потоку через задню за рухом потоку ча сепараторну секцію для відділення щонайменше частини газу від іншої частини потоку, пропускання відділеного газу до компресора у турбокомпресорній секції для забезпечення стискання газу, пропускання стиснутого газу з компресора у кільцевий простір.

17. Спосіб за п. 16, який відрізняється тим, що включає направлення потоку з вихідного каналу компресора у « задню за рухом сепараторну секцію до ослаблення пульсації у потоку, що добувається, і подальше направлення («З с потоку з компресора у кільцевий простір.

18. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що включає блокування зворотного потоку у вихідний канал ;» компресора. -І -І (95) - 50 42) Ф) іме) 60 б5