СПОСОБ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОЙ ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ
PROCEDURE FOR EXTRACTION OF RESERVOIR GASSY FLUID

Способ добычи пластовой газированной жидкости относится к области нефтедобычи и может быть использован для добычи газированной пластовой жидкости из глубоких скважин.
Известен способ добычи жидкости штанговыми глубинными насосами (ШГН) (Справочник по добыче нефти. Авторы: В.В.Андреев, К.Р.Уразаков, В.У.Далимов и др.; Под ред. К.Р.Уразакова, М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000, глава 5).
ШГН дороги в изготовлении из-за применения высоколегированных сталей и высокоточной обработки при изготовлении. Достаточно жесткие требования к насосно-компрессорным трубам (НКТ) и к штангам, применяемым при добыче штанговыми насосами, делают их производство и эксплуатацию дорогими.
У ШГН достаточно жесткие требования к содержанию механических примесей в добываемой жидкости (до 3,5 г/л), а также к содержанию свободного газа (до 25%).
Прочность штанг и их деформации ограничивают глубину применения ШГН глубинами до 3200 м.
В процессе добычи жидкости с содержанием механических примесей в ШГН наблюдается повышенный износ деталей глубинного насоса, а также обрыв штанг, это приводит к внеплановым остановкам и к ремонту.
Известен также способ добычи жидкости погружными электрическими центробежными насосами многоступенчатыми (ЭЦН) (Справочник по добыче нефти. Авторы: В.В.Андреев, К.Р.Уразаков, В.У.Далимов и др.; Под ред. К.Р.Уразакова. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000, глава 6).
При добыче нефти с повышенным содержанием газа этим способом в рабочих камерах насоса образуются газовые пробки, что приводит к незапланированным остановкам в процессе добычи. Требования к содержанию механических примесей в нефти достаточно жесткие - не более 0,5 г/л. Применение ЭЦН в скважинах с дебитом менее 40 кубических метров в сутки нецелесообразно. Содержание механических примесей приводит к повышенному износу деталей насоса, из-за чего приходится производить довольно частые ремонты. При добыче с помощью ЭЦН есть опасность поражения персонала электрическим током, так как для работы погружного насоса применяется ток высокого напряжения.
Наиболее близким по технической сути является способ по патенту RU 2325553 «Способ и устройство для подъема жидкостей из скважин», от 07.11.2006, опублик. 27.05.2008, МПК F04B 47/00, включающий подъем жидкости в нижней ступени погружным электрическим насосом и подъем жидкости в верхней ступени глубинным штанговым насосом (ГШН), отделение жидкости от газа, направление газа в затрубное пространство.
Подъем жидкости в нижней ступени осуществляют на высоту, превышающую уровень входа в ГШН, при этом часть жидкости направляют в затрубное пространство через отверстия, выполненные в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на высоте, превышающей уровень входа в ГШН.
Подача жидкости на поверхность происходит прерывисто, за счет чередования в ГШН процессов всасывания и выталкивания на поверхность, что влияет на производительность способа. Производительность погружного электрического насоса выше производительности ГШН, это приводит к повышенному износу первого. Давление в трубах НКТ остается достаточно высокой, что требует повышенной их прочности, это влияет на вес всей конструкции. Насос плохо приспособлен для добычи жидкости с повышенным содержанием механических примесей. Для питания погружного электронасоса требуется подвод электрического напряжения, опасного для людей и животных, что предъявляет повышенные требования по электробезопасности к данному устройству.
Задачей предлагаемого технического решения является создание легко встраиваемого в существующую систему нефтедобычи, электробезопасного простого в эксплуатации и обслуживании способа, позволяющего осуществить добычу с больших и малых глубин газированной жидкости с большим содержанием механических примесей и попутного газа, и из скважин с малым дебетом, в том числе.
Задача решена за счет способа добычи пластовой газированной жидкости, включающего подъем жидкости насосами, при этом непрерывный поток жидкости создают путем чередования циклов приема и вытеснения рабочих камер взаимозаменяемых двухкамерных скважинных насосов замещения, соединенных трубопроводами добываемой жидкости, отвода отработавшего и попутного газов и кабелем электропитания; для этого скважинный насос замещения нижней ступени установки располагают в скважине, ниже статического уровня жидкости на 5-25 м; после чего повышают давление в загерметизированном затрубном пространстве, в котором статический уровень жидкости понижают до уровня, ниже размещения нижней ступени скважинного насоса замещения, и за счет разности повышенного давления и пониженного давления, создаваемого вакуум-компрессорным агрегатом в трубопроводе отвода отработавшего и попутного газов и в одной из рабочих камер насоса нижней ступени установки, производят прием жидкости; а вытеснение из другой камеры насоса нижней ступени и насосов остальных ступеней по трубопроводу добываемой жидкости к насосам верхних ступеней создают за счет поступления в них сжатого газа из затрубного пространства скважины, при этом прием жидкости рабочими камерами насосов, расположенных выше, обеспечивают за счет вытеснения жидкости из рабочих камер, ниже расположенных насосов.
Размещение скважинного насоса замещения нижней ступени установки в скважине, ниже статического уровня жидкости на 5-25 м; и понижение статического уровня жидкости до уровня, ниже размещения нижней ступени скважинного насоса замещения, повышением давления в загерметизированном затрубном пространстве позволяет производить прием жидкости за счет разности повышенного давления и пониженного давления, создаваемого вакуум-компрессорным агрегатом в трубопроводе отвода отработавшего и попутного газов и в одной из рабочих камер насоса нижней ступени установки.
Поступление в одни камеры сжатого газа из затрубного пространства скважины позволяет вытеснять жидкость из других камер насоса нижней ступени и насосов остальных ступеней по трубопроводу добываемой жидкости к насосам верхних ступеней, использовать пространство обсадной трубы в качестве трубопровода и резервуара сжатого газа одновременно и использовать энергию повышенного давления для подъема жидкости насосами замещения, соединенными трубопроводом добываемой жидкости и несущим трубопроводом, одновременно служащим для отвода отработавшего и попутного газов к вакуум-компрессорному агрегату, для дальнейшей подачи в затрубное пространство скважины для повторного применения в качестве рабочего газа повышенного давления.
Размещение насоса замещения в среду газа повышенного давления позволяет ему принимать жидкость без создания вакуума, и, объединяя потоки отработавшего и попутного газов, добиваемся значительного уменьшения веса конструкции за счет уменьшения количества трубопроводов. При этом также уменьшается количество применяемого наземного оборудования до одного вакуум-компрессорного агрегата.
За счет повторного применения отработавшего газа путем постоянного его закачивания в затрубное пространство для поддержания рабочего давления и отсутствия утечек попутного газа, а также использования электрического тока низкого напряжения 24 В для управления скважинными насосоми замещения способ отвечает требованиям экологической безопасности.
Способ добычи пластовой газированной жидкости осуществляют следующим образом.
При глубине залегания пласта до 50 метров осуществляют одноступенчатый подъем жидкости, а при залегании свыше 50 метров до 5000 метров - многоступенчатый подъем жидкости установкой на базе скважинных насосов замещения, изображенной на чертежах, где фиг.1 - схема одноступенчатого подъема жидкости на базе скважинного насоса замещения, фиг.2 - схема многоступенчатого подъема жидкости на базе скважинных насосов замещения, фиг.3 - принципиальная схема скважинного насоса замещения, фиг.4 - схема несущего фланца скважинного насоса, фиг.5, 6 и 7 - порядок работы скважинных насосов замещения.
На фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 и 7 изображены: труба обсадная 1, перфорационные отверстия 2 обсадной трубы, добываемая жидкость 3, скважинный насос замещения 4, несущий трубопровод 5, трубопровод 6 подъема добываемой жидкости, приемная труба 7, кабель 8 электрический промежуточный, заглушка 9 нижнего разъема электропитания насоса нижней ступени, фланец 10 обсадной трубы, несущий фланец 11 скважинного насоса, уплотнительная прокладка 12, несущий патрубок 13, патрубок 14 добываемой жидкости, патрубок 15 сжатого газа, вакуум-компрессорный агрегат 16 для подачи сжатого газа, электрический шкаф 17, выходной патрубок 18 компрессора, трубопровод 19 сжатого газа, электрический разъем 20, электрический разъем 21, магистральный трубопровод 22, центральная труба 23, электрический пневмораспределитель 24, всасывающий патрубок 25, нагнетательный патрубок 26, нижний электрический разъем 27, верхний электрический разъем 28, фильтрующая насадка 29, кабель 30 электропитания скважинного насоса, кабель 31 электропитания компрессора, линия 32 электропитания, входной патрубок 33 компрессора, соединительная труба 34, патрубок 35 избыточного давления, клапан 36 избыточного давления, трубопровод 37 попутного газа, сапун 38, управляющая секция 39 насоса, основная секция 40 насоса, клапанная секция 41 насоса, первая рабочая камера 42, вторая рабочая камера 43, поплавковая камера 44 первой рабочей камеры, поплавковая камера 45 второй рабочей камеры, первый магнитный поплавковый клапан 46 двойного действия, второй магнитный поплавковый клапан 47 двойного действия, седло 48 первой рабочей камеры, седло 49 второй рабочей камеры, верхнее седло 50 первой рабочей камеры, верхнее седло 51 второй рабочей камеры, герконовый датчик уровня 52 первой камеры, герконовый датчик уровня 53 второй камеры, всасывающий клапан 54 первой рабочей камеры, всасывающий клапан 55 второй рабочей камеры, нагнетательный клапан 56 первой рабочей камеры, нагнетательный клапан 57 второй рабочей камеры, всасывающий канал 58, нагнетательный канал 59, сквозной провод 60 цепи электропитания, провод 61 электропитания блока управления, провод 62 управления пневмораспределителем, провод 63 управления пневмораспределителем, провод 64 герконового датчика первой рабочей камеры, провод 65 герконового датчика второй рабочей камеры, отверстие 66 для отвода отработавших газов, канал 67 для отвода отработавшего газа, канал 68 для подачи и отвода рабочего газа в первую рабочую камеру, канал 69 для подачи и отвода рабочего газа во вторую рабочую камеру, управляющий электронный блок 70, канал 71 сжатого газа, муфта 72, подвесной стержень 73 приемной трубы, промежуточный провод 74, вентиль 75 подачи сжатого газа, вентиль 76 заправки сжатым газом, вентиль 77 контрольного манометра, манометр 78 контрольный, отверстия крепежные 79, отвод 80.
При монтаже установки на базе скважинных насосов замещения для многоступенчатой добычи газированной жидкости (фиг.2) все подключения производят в такой же последовательности, как и при монтаже одноступенчатой установки, с той лишь разницей, что после монтажа скважинного насоса замещения нижней ступени, через определенное расстояние (5-50 м), монтируют скважинные насосы замещения дополнительных ступеней, количество которых зависит от высоты, на которую необходимо поднять жидкость, и определяется по формуле:
n=H/h,
где n - количество ступеней установки,
H - высота, на которую необходимо поднять жидкость,
h - шаг, с которым монтируются скважинные насосы замещения (5-50 м).
Рассмотрим осуществление способа при одноступенчатой добыче газированной жидкости (фиг.1):
- скважинный насос замещения 4 подвешивают в обсадной трубе 1 скважины посредством несущего трубопровода 5;
- приемную трубу 7 с фильтрующей насадкой 29 соединяют с поддерживающим стержнем с муфтой 36 с нижним концом центральной трубы 23 скважинного насоса замещения 4, муфта 36 герметично закрывает нижний конец центральной трубы 23;
- всасывающий патрубок 25 герметично соединяют с приемной трубой 7, при этом длина приемной трубы может быть любой и зависит только от того, из какой глубины необходимо поднять жидкость;
- на нижний разъем 27 герметично устанавливают заглушку 9;
- верхний конец центральной трубы 23 герметично соединяют с несущим трубопроводом 5, а трубопровод добываемой жидкости 6 - с нагнетательным патрубком 26;
- к верхнему разъему 28 подключают кабель 8.
При осуществлении способа скважинный насос замещения нижней ступени установки располагают в скважине ниже статического уровня жидкости на 5-25 м, при этом несущий трубопровод 5 герметично соединен с несущим патрубком 13, герметично собранным на несущем фланце 11. Трубопровод добываемой жидкости 6 соединен с патрубком добываемой жидкости 14, который также герметично собран на несущем фланце 11. Кабель электропитания 8 подключен к разъему 20, расположенному на несущем фланце 11. Несущий фланец 11 установлен на фланец обсадной трубы 10, а для обеспечения герметичности между ними установлена прокладка 12 и стянуты болтами (на чертеже не показаны). Несущий патрубок 13 соединен с входным патрубком 33 компрессора 16 посредством соединительной трубы 34. Патрубок сжатого газа 15 соединен с вентилем 75, установленным на выходном патрубке 18 компрессора 16 посредством трубы 19, а патрубок добываемой жидкости 14 соединен с магистральным трубопроводом 22. Патрубок избыточного давления 35 с клапаном избыточного давления 36 соединены с трубопроводом попутного газа 37. Кабель электропитания скважинного насоса 30, одним концом подключенный к электрическому шкафу 17, подключен к разъему 21, находящемуся на несущем фланце 11 и связанному с разъемом 20 посредством промежуточного провода 34, герметично заделанного в него. Посредством кабеля 31 компрессор 16 подключен к электрическому шкафу 17, который в свою очередь подключен к линии электропитания 32.
Несущий фланец установки на базе скважинных насосов замещения для одноступенчатого или многоступенчатого подъема газированной жидкости конструктивно ничем не отличается (фиг.4) и представляет собой сборочную единицу, состоящую из фланца 11 и герметично собранных на нем патрубков: несущего 13, добываемой жидкости 14, сжатого газа 15 с находящимся на нем отводом 80 с вентилем 76 для заправки скважины сжатым рабочим газом, контрольным манометром 78, его вентилем 77 и патрубка избыточного давления 35 с клапаном избыточного давления 36. На фланце расположены также электрические разъемы 20 и 21, которые соединены между собой промежуточным проводом 74.
Несущий патрубок 13 соединен герметично с несущим трубопроводом скважинного насоса и предназначен для его удерживания, одновременно он служит для отвода отработавшего и попутного газов к вакуум-компрессорному агрегату. Патрубок добываемой жидкости 14 соединен с трубопроводом добываемой жидкости скважинного насоса и служит для перекачивания жидкости в магистральный трубопровод. Патрубок сжатого газа 15 соединен с выходным патрубком вакуум-компрессорного агрегата и предназначен для подачи сжатого газа в затрубное пространство скважины. Отвод 80 с вентилем 76 предназначены для заправки скважины сжатым газом от внешнего источника перед началом работы, а контрольный манометр 78 - для контроля давления в скважине. Патрубок избыточного давления 35 с клапаном избыточного давления 36 предназначены для удаления избыточного попутного газа из затрубного пространства скважины в трубопровод попутного газа. Электрические разъемы 20 и 21 соединены между собой герметично заделанным промежуточным проводом 34 и предназначены для передачи к скважинному насосу электропитания.
Перед включением смонтированной установки в затрубном пространстве скважины создают повышенное давление рабочего (попутного) газа до 1,0 МПа, (фиг.1 и 2). Для этого от внешнего источника сжатого газа через вентиль 76 подают сжатый газ в затрубное пространство скважины. Контроль за давлением осуществляют контрольным манометром 78. Вентиль 75 при заправке скважины должен быть закрыт. За счет создания в затрубном пространстве повышенного давления рабочего газа, под действием которого статический уровень жидкости в скважине понижается, скважинный насос замещения нижней ступени 4 оказывается выше уровня жидкости. Соответственно, рабочий газ, поступающий в одну из рабочих камер модуля (фиг.3) через сапун 38, канал сжатого газа 71, пневмораспределитель 24 и по каналам 68 или 69, в зависимости от положения пневмораспределителя 24, вытесняет жидкость из рабочей камеры 42 или 43. При этом поплавковый клапан 46 или 47 опускается и перекрывает седла 48 или 49, предотвращая тем самым утечку сжатого газа в трубопровод добываемой жидкости 6. Вторая рабочая камера в это время остается заполненной жидкостью. Жидкость в трубопроводе 6 при этом остается на статическом уровне, так как давление в ней не меняется и остается низкой.
В многоступенчатой установке (фиг.2) сжатый газ также заполнит одну из рабочих камер скважинных насосов замещения всех ступеней. После заполнения затрубного пространства сжатым газом открывают вентиль 75, и скважинная насосная установка готова к работе.
Включают вакуум-компрессорный агрегат 16, подают электрический ток по кабелю 8 к скважинным насосам замещения 4, и установка начинает работать.
При одноступенчатом подъеме жидкости установка для добычи газированной жидкости работает следующим образом.
На момент подачи электроэнергии для управления скважинным насосом замещения в затрубном пространстве скважины находится рабочий газ под высоким давлением (фиг.5). Газ также находится в одной из рабочих камер, рабочей камере 42, а другая рабочая камера 43 заполнена жидкостью. Поплавковый клапан 47, находясь в верхнем положении, перекрывает седло 51 и тем самым препятствует попаданию жидкости в трубопровод отработавшего газа 5, а магнит, встроенный в него, включает герконовый датчик 53. Давление в трубопроводе отработавшего газа 5 низкое, так как газ отсасывается постоянно вакуум-компрессорным агрегатом 16. При подаче электроэнергии по кабелю 8 герконовый датчик 53 дает сигнал по проводу 65 на блок управления 70, который формирует команду и передает ее по проводу 63 на переключение пневмораспределителя 24. После переключения пневмораспределителя 24 (фиг.6) в камеру 43 начинает поступать сжатый газ из затрубного пространства через сапун 38 по каналу 71 и 69 и вытеснять жидкость в трубопровод 6 через седло 49, нагнетательный клапан 57 и по каналу 59. В это же время из камеры 42 сжатый газ удаляется в трубопровод отработавшего газа 5 по каналам 68 и 67 через пневмораспределитель 24, в результате понижения давления в камеру поступает жидкость под напором через седло 48, клапан 54 и по приемному каналу 58 из приемной трубы 7. При завершении процесса вытеснения жидкости из камеры 43 поплавковый клапан 47 перекрывает седло 49, предотвращая утечку сжатого газа. В это время при заполнении камеры 42 поплавковый клапан 46, всплывая, перекрывает седло 50, одновременно замыкая герконовый датчик 52, в результате чего происходит переключение пневмораспределителя 24. После переключения пневмораспределителя 24 (фиг.7) в камеру 42 поступает сжатый газ и вытесняет жидкость через седло 48 и клапан 56 в нагнетательный канал 59 и далее в трубопровод 6. В это время из камеры 43 сжатый газ удаляется в трубопровод отработавшего газа 5, а в камеру поступает жидкость через седло 49, клапан 55 и по каналу 58 из приемной трубы 7. Добываемая жидкость по трубопроводу 6 поднимается на поверхность, а отработавший газ по трубопроводу отработанного газа 5 к входу вакуум-компрессорного агрегата 16, который закачивает его обратно в затрубное пространство скважины, тем самым происходит поддержание давления в затрубном пространстве. Таким образом, непрерывно чередуя циклы пиема и вытеснения в рабочих камерах 42 и 43, скважинный насос замещения создает непрерывный поток жидкости в трубопроводе 6 до тех пор, пока не будет отключено электропитание.
В процессе добычи газированной жидкости происходит выделение попутного газа в рабочий газ, а это в свою очередь приводит к повышению давления в затрубном пространстве скважины выше рабочего, чтобы этого не происходило, удаление избыточного попутного газа производится через патрубок 35 и клапан 36 избыточного давления в трубопровод попутного газа 37.
При многоступенчатом подъеме газированной жидкости установка на базе скважинных насосов замещения (фиг.2) работает аналогично, с той лишь разницей, что в ней через определенные расстояния смонтированы дополнительные скважинные насосы замещения в количестве, достаточном для подъема жидкости на поверхность. Скважинные насосы замещения всех ступеней идентичны и взаимозаменяемы.
Скважинный насос замещения любой ступени при многоступенчатой добыче предназначен для приема жидкости от соседнего нижнего и подъема к соседнему верхнему и начинает работать только тогда, когда она заполнит одну из рабочих камер, а до этого момента находится в режиме ожидания. Принцип работы всех скважинных насосов замещения установки одинаков.
Техническим эффектом является создание легко встраиваемого в существующую систему нефтедобычи, электробезопасного простого в эксплуатации и обслуживании способа, позволяющего осуществить добычу с больших и малых глубин газированной жидкости с большим содержанием механических примесей и попутного газа и из скважин с малым дебетом, в том числе за счет способа добычи пластовой газированной жидкости, включающего подъем жидкости насосами, при этом непрерывный поток жидкости создают путем чередования циклов приема и вытеснения рабочих камер взаимозаменяемых двухкамерных скважинных насосов замещения, соединенных трубопроводами добываемой жидкости, отвода отработавшего и попутного газов и кабелем электропитания; для этого скважинный насос замещения нижней ступени установки располагают в скважине, ниже статического уровня жидкости на 5-25 м; после чего повышают давление в загерметизированном затрубном пространстве, в котором статический уровень жидкости понижают до уровня, ниже размещения нижней ступени скважинного насоса замещения, и за счет разности повышенного давления и пониженного давления, создаваемого вакуум-компрессорным агрегатом в трубопроводе отвода отработавшего и попутного газов и в одной из рабочих камер насоса нижней ступени установки, производят прием жидкости; а вытеснение из другой камеры насоса нижней ступени и насосов остальных ступеней по трубопроводу добываемой жидкости к насосам верхних ступеней создают за счет поступления в них сжатого газа из затрубного пространства скважины, при этом прием жидкости рабочими камерами насосов, расположенных выше, обеспечивают за счет вытеснения жидкости из рабочих камер, ниже расположенных насосов.