ПЛУНЖЕРНЫЙ ЛИФТ

Полезная модель относится к области газодобычи и может применяться для подъема жидкости из скважин за счет энергии ископаемого природного газа с использованием плунжера в случаях, когда энергия газа недостаточна для подъема жидкости без дополнительных приспособлений.
Известны конструкции плунжерных лифтов для подъема жидкости из скважин газовых месторождений, содержащие обсадную (эксплуатационную) колонну, лифтовую колонну, и летающий клапан, который перемещается по лифтовой колонне между верхним устьевым ограничителем и нижним ограничителем летающего клапана (хода плунжера) (авторские свидетельства SU 63138, 1944 г.; SU 171351, 1963 г.; а также патенты RU 2214504, 2002 г.; а также патенты US 2001012, 1935 г.; US 6209637, 2001 г.; US 6467541, 2002 г.). Такие устройства удовлетворительно работают в скважинах с практически не меняющимся по высоте диаметром проходного канала лифтовых труб.
Для подъема нефти из нефтяных скважин известна установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом (RU 2079278, 1995 г.), в котором ниже нижнего ограничителя хода плунжера расположена камера с обратным клапаном и хвостовик. На чертежах к патенту хвостовик состоит из труб меньшего диаметра, чем лифтовая колонна выше нижнего ограничителя хода плунжера.
Однако известные конструкции плунжерных лифтов неэффективны в скважинах, лифтовые колонны которых имеют внутренние уступы, образованные, например, пакером, клапаном-отсекателем, циркуляционным или газлифтным клапаном. Диаметр проходного канала таких устройств меньше номинального внутреннего диаметра труб лифтовой колонны, меньше наружного диаметра корпуса плунжера, что мешает плунжеру перемещаться по всей высоте лифтовой колонны. При этом жидкость, которая накапливается в лифтовой колонне ниже уступа, оказывает дополнительное гидравлическое сопротивление движению газа по стволу скважины и ограничивает ее производительность. Для использования плунжерного лифта на таких скважинах извлекают лифтовую колонну с оборудованием, диаметр проходного канала которого меньше внутреннего диаметра труб лифтовой колонны, а затем снова опускают в скважину лифтовую колонну уже без оборудования, мешающего перемещению плунжера от устья до низа скважины. Либо для замены обратного клапана и хвостовика по патенту РФ 2079278 требуется извлечь из скважины всю лифтовую колонну. Такие операции очень трудоемки и дорогостоящи.
В скважинах, расположенных в сложных геолого-технических условиях, например, в условиях вечной мерзлоты, для обеспечения безопасной эксплуатации в лифтовой колонне устанавливают специальное оборудование: пакер, циркуляционный клапан и др. На заключительной стадии разработки месторождения давление в скважинах и рабочие деби-ты газа уменьшаются, и скважину переводят в режим эксплуатации с использованием плунжерного лифта.
Предлагаемая полезная модель позволяет существенно упростить процесс подъема жидкости из скважин со ступенчато меняющимся внутренним диаметром труб и оборудования лифтовых колонн.
Плунжерный лифт для газодобывающей скважины содержит обсадную (эксплуатационную) колонну, лифтовую колонну, пакер с подпакерным хвостовиком и расположенный над пакером циркуляционный клапан, плунжер, верхний ограничитель и нижний ограничитель хода плунжера, а также дополнительную колонну с установочным узлом и входным узлом. Дополнительная колонна помещена в лифтовую колонну так, что ее установочный узел опирается на внутренний выступ корпуса циркуляционного клапана, а входной узел находится выше нижней кромки лифтовой колонны, при этом нижний ограничитель хода плунжера помещен над установочным узлом дополнительной колонны.
На Фиг.1 чертежей показан один из конструктивных вариантов плунжерного лифта в продольном разрезе скважины.
На Фиг.2 изображен конструктивный вариант размещения оборудования скважины перед установкой оборудования плунжерного лифта и установки в скважине дополнительной колонны в составе лифтовой колонны выше пакера.
На Фиг.3 - конструктивный вариант размещения оборудования скважины перед установкой оборудования плунжерного лифта и установки в скважине дополнительной колонны в составе лифтовой колонны от пакера до башмака лифтовой колонны
На Фиг.4-5 показаны два возможных варианта размещения конструкции дополнительной колонны труб в интервале выше и ниже пакера.
На Фиг.6 и 7 показаны вся дополнительная колонна труб и входной узел (нижний наконечник) дополнительной колонны труб.
На Фиг.8 изображено поперечное сечение (вариант) входного узла дополнительной колонны труб.
Позицией 1 на чертежах обозначена обсадная (эксплуатационная) колонна, позицией 2 - лифтовая колонна, позицией 3 - пакер с подпакерным хвостовиком 4. Выше пакера 3 в лифтовой колонне установлен циркуляционный клапан, корпус которого обозначен позицией 5. Циркуляционный клапан снабжен управляемой подвижной втулкой 6, в которой
выполнены циркуляционные отверстия 7. На представленной фигуре циркуляционный клапан показан (возможный вариант) в открытом положении, проходные отверстия 7 в корпусе подвижной втулки 6 и корпусе клапана 5 совмещены. Дополнительная колонна 10 с установочным узлом (верхним наконечником) 8 предназначенным для крепления дополнительной колонны 10 в корпусе циркуляционного клапана 5, уплотнительным устройством 9 и входным узлом (нижним наконечником) 11 помещена в лифтовую колонну 2 таким образом, что ее установочный узел 8 с уплотнением опирается на внутренний выступ корпуса 5 циркуляционного клапана, а входной узел 11 находится выше нижней кромки лифтовой колонны 2. Входной узел 11 может иметь на внешней поверхности нижнего конца дополнительной колонны 10 направляющие центрирующие приливы. На внутренней цилиндрической поверхности установочного узла 8 выполнена проточка 12 для захвата специальным устройством, например канатной техники, дополнительной колонны 10 на время спуска или извлечения из скважины, а на нижнем конце установочного узла 8 размешено уплотнительное устройство 9 предназначенное для герметизации зазора между корпусом циркуляционного клапана и установочным узлом 8. Летающий клапан или плунжер 14 (отделяемый элемент плунжера - шар на фигурах не обозначен) может перемещаться по лифтовой колонне 2 между нижним ограничителем 13 хода и устьевым оборудованием 15 скважины.
В процессе эксплуатации скважины в нее поступают газ и жидкость. Жидкость поступает к нижней части дополнительной колонны 10 и поднимается потоком газа до верхнего конца дополнительной колонны 10. В основной лифтовой колонне 2 скорость газа уменьшается, так как площадь сечения лифтовой колонны 2 существенно меньше чем площадь проходного сечения дополнительной колонны 10. Жидкость накапливается в лифтовой колонне 2 выше нижнего ограничителя 13 хода плунжера 14. Плунжер 14, находящийся в лифтовой колонне 2 опускается до нижнего ограничителя 13 хода плунжера 14, а затем потоком газа вместе с жидкостью поднимается к устью скважины.
Предлагаемый плунжерный лифт работает следующим образом. Перед началом временного периода эксплуатации скважины из-за осложнений вызванных скоплениями жидкости в подпакерном участке скважины (Фиг. 2 и 3) в скважину с использованием, например, канатной техники опускают дополнительную колонну 10 труб. Дополнительная колонна 10 проходит через корпус 5 циркуляционного клапана и закрепляется на внутреннем уступе корпуса 5 циркуляционного клапана. Уплотнение зазора обеспечивается устройством 9. Затем в скважину устанавливают нижний ограничитель 13 хода плунжера, в лифтовую колону 2 устанавливают плунжер 14, а на устье скважины - специальное оборудование плунжерного лифта.
Во время эксплуатации в скважину из продуктивного пласта через перфорационные отверстия в нижней части обсадной (эксплуатационной) колоны 1 вместе с газом поступает пластовая жидкость, например вода. Уровень пластовой воды, через которую бар-ботирует газ, постепенно поднимается по эксплуатационной колонне 1 и, по мере заполнения нижней части колонны, достигает нижнего торца подпакерного хвостовика 4, а затем поступает в нижнюю часть подпакерного хвостовика 4. Уровень пластовой воды в подпакерном хвостовике 4 поднимается по мере притока воды из пласта. По мере заполнения нижней части подпакерного хвостовика 4 лифтовой колонны 2 пластовая вода поднимается до уровня пакера 3 и циркуляционного клапана 5. Далее поступающая в скважину вода поднимается выше уровня пакера 3 и циркуляционного клапана 5. Вода, скопившаяся в трубах подпакерного хвостовика 4, оказывает дополнительное гидравлическое давление на забой скважины, в результате приток газа из продуктивного пласта ограничивается этим давлением, расход газа из скважины уменьшается, а скважина при определенных давлениях на устье и скоплении воды в подпакерном хвостовике 4 может прекратить работу, т.е. подачу газа в газосборный газопровод. Пары воды, также поступающие в скважину вместе с газом из пласта, поднимаются выше уровня пакера 3, а затем поток газа с парами воды, продолжает поднимается по трубам лифтовой колонны 2. Поток газа и водяного пара постоянно контактирует с трубами лифтовой колонны 2. Температура окружающей породы по мере уменьшения расстояния до устья скважины уменьшается за счет природных факторов. Уменьшается температура внутренней стенки труб лифтовой колонны 2 и одновременно температура потока газа поднимающегося в скважине за счет теплообмена с окружающей породой. По мере подъема до устьевого оборудования 15 скважины, за счет охлаждения потока происходит конденсация паров воды, которая затем стекает по трубам лифтовой колонны 2 до нижнего ограничителя 13 хода плунжера 14 и накапливается выше трубного ограничителя 13 хода плунжера. Плунжер 14 перемещается по лифтовой колонне 2 в управляемом режиме непрерывно или периодически. Вниз плунжер 14 опускается за счет массы. Верх плунжер 14 поднимается газом. Подъем плунжер 14 начинает от нижнего ограничителя 13 хода плунжера, который помещают в трубах скважины при монтаже оборудования плунжерного лифта ниже ожидаемого уровня скопления или зависания жидкости над участком, в котором лифтовая колона 2 имеет конструктивное сужение. Плунжер захватывает жидкость скопившуюся над нижним ограничителем 13 хода плунжера и давлением газа поднимается до устья скважины. В момент перелива жидкости через устье скважины скорость потока газа в лифтовой колонне и в хвостовике единовременно увеличивается. Поток газа захватывает часть жидкости заполняющей хвостовик. Эта жидкость поднимается выше нижнего ограничителя хода
плунжера и зависает выше него, так как скорость газа в проходных каналах ограничителя существенно больше, чем в лифтовой колонне над ограничителем хода плунжера. Очередным циклом подъема плунжера жидкость поднимается к устью скважины. В результате производительность скважины существенно возрастает, а жидкость, находящаяся в хвостовике не ограничивает дебит скважины. Длительность устойчивой работы скважины в газосборный коллектор потребителю увеличивается без проведения капитального дорогостоящего ремонта скважины и полной замены лифтовой колонны труб.