СПОСОБ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОЙ ГАЗИРОВАННОЙ И НЕГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ
PROCEDURE FOR EXTRACTION OF RESERVOIR GAS CUT AND DEGASSED FLUID

Способ добычи пластовой газированной и негазированной жидкости относится к области нефтедобычи, и может быть использован для добычи газированной и негазированной пластовой жидкости из глубоких скважин.
Известен 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 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.
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 добычи пластовой жидкости, путем непрерывного подъема жидкости скважинным насосом, в котором создано кольцо для движения закольцованной, снабженной рабочими поршнями (х) цепи (h), соединяя снизу направляющий трубопровод (b) и колонну насосно-компрессорных труб (d) с рабочим цилиндром (с), приемно-фильтрующей камерой (имманентный признак) с направляющим шкивом (g), а сверху с ведущим колесом (i) (см. SU7682A, 31.01.1929, описание, чертежи).
Но данный способ не может быть использован для добычи газированной и негазированной пластовой жидкости из глубоких скважин.
Задачей предлагаемого технического решения является добыча с больших и малых глубин газированной и негазированной жидкости, с большим содержанием попутного газа, из скважин с малым дебетом, в том числе.
Задача решена за счет способа добычи пластовой газированной и негазированной жидкости путем непрерывного подъема жидкости скважинным насосом, в котором создают кольцо для движения закольцованной, снабженной рабочими поршнями цепи, соединяя снизу направляющий трубопровод и колонну насосно-компрессорных труб с рабочими цилиндрами, приемно-фильтрующей камерой скважинного насоса с направляющим шкивом, отличающийся тем, что насос снабжают сверху верхним корпусом со шкивами подъемным, опускающим и натяжным, опускают погружную часть насоса в обсадную трубу скважины до погружения приемно-фильтрующей камеры ниже статического уровня добываемой жидкости, запускают приводом насос, подавая крутящий момент на синхронизированные между собой подъемный и опускающий шкивы, сообщая цепи движение по направляющему трубопроводу вниз и по колонне насосно-компрессорных труб вверх, переносят жидкость из приемно-фильтрующей камеры в колонну насосно-компрессорных труб через каждый рабочий цилиндр, рабочие поршни закрепленные на цепи с расстоянием, меньшим, чем длина рабочих цилиндров, и поднимают жидкость по колонне насосно-компрессорных труб в верхнюю приемную камеру, откуда по патрубку направляют по назначению; попутный газ удаляют при добыче газированной жидкости несколькими рабочими цилиндрами в затрубное пространство через отверстия, каждое из которых расположено в насосно-компрессорных трубах выше нижнего уровня рабочих цилиндров, но ниже стыка их закрепления.
Техническим эффектом является непрерывный подъем жидкости с больших и малых глубин негазированной и газированной жидкости, с большим содержанием попутного газа, из скважин с малым дебетом, в том числе, за счет постоянной скорости движения цепи с поршнями сквозь рабочие цилиндры, длина которых больше, чем расстояние между поршнями, что обеспечивает в любой момент времени нахождение, как минимум одного, поршня в рабочем цилиндре и это препятствует перетеканию жидкости из колонны насосно-компрессорных труб обратно вниз; удаляют попутный газ в затрубное пространство, за счет расположения отверстий, выше нижнего уровня рабочих цилиндров, но ниже стыка их закрепления.
Ввиду того, что опускающаяся ветвь цепи с поршнями установки уравновешивает поднимающуюся, энергии требуется только на подъем жидкости и преодоление трения, а это ведет к значительной экономии энергии.
Способ добычи пластовой газированной и негазированной жидкости осуществляют скважинной насосной установкой, изображенной на чертежах, где на фиг.1 - скважинная насосная установка с одним рабочим цилиндром, на фиг.2 - скважинная насосная установка с несколькими взаимозаменяемыми цилиндрами, на фиг.3-погружная часть установки, на фиг.4 и 5 - схема работы рабочих цилиндров и поршней по подъему жидкости из скважины.
На фиг.1, 2, 3, 4 и 5 изображены: обсадная труба 1 скважины, перфорационные отверстия 2 обсадной трубы, добываемая жидкость 3, колонна 4 насосно-компрессорных труб (НКТ), соединительные муфты 5, рабочие цилиндры 6, цепь 7, рабочие поршни 8, направляющий шкив 9, приемно-фильтрующая камера 10, фильтровочные отверстия 11 корпуса, направляющий трубопровод 12 для цепи с рабочими поршнями, отверстие 13 для отвода попутного газа, несущий фланец 14 скважинного насоса, верхняя приемная камера 15, патрубок 16 для отвода добытой жидкости, привод 17 цепи скважинного насоса, кронштейн 18 для соединения направляющего трубопровода с колонной НКТ, фланец 19 обсадной трубы, прокладка 20, корпус 21 верхний, шкив 22 подъемный, шкив 23 опускающий, шкив 24 натяжной, патрубок 25 приемно-фильтрующей камеры, патрубок 26 для отвода попутных газов.
Способ добычи газированной и негазированной жидкости скважинной насосной установкой осуществляют следующим образом.
Если добываемую жидкость необходимо поднять с небольшой глубины, монтируют установку с одним рабочим цилиндром 6 (фиг.1) и подъем жидкости осуществляют одноступенчато.
Создают кольцо, для движения закольцованной, снабженной рабочими поршнями 8, цепи 7, соединяя снизу направляющий трубопровод 12 и колонну 4 насосно-компрессорных труб с рабочим цилиндром 6, приемно-фильтрующей камерой 10 скважинного насоса, одновременно являющейся корпусом направляющего шкива 9, а сверху - корпусом 21 верхним, со шкивами 22 подъемным, 23 опускающим и 24 натяжным.
Приемно-фильтрующую камеру 10 скважинного насоса, располагают в скважине ниже статического уровня жидкости 3.
Патрубок 25 приемно-фильтрующей камеры, соединяют с колонной НКТ 4 посредством соединительной муфты 5, предварительно вставив в нее рабочий цилиндр 6.
Колонну НКТ 4 постепенно наращивают, прикрепляя к ней направляющий трубопровод 12, одновременно протягивают сквозь них, и через направляющий шкив 9, цепь 7 с поршнями 8.
Опускают погружную часть насоса в обсадную трубу 1 скважины, до погружения приемно-фильтрующей камеры 10, ниже статического уровня добываемой жидкости 3.
Скважинный насос подвешивают в обсадной трубе 1, закрепляют на фланце обсадной трубы 19, несущий фланец скважинного насоса 14, к которому прикрепляют колонну НКТ 4 (фиг.1, 2).
На верхний корпус 21 устанавливают привод цепи 17, после чего цепь 7 протягивают, через подъемный 22 и опускающий 23 шкивы, и соединяют свободные концы цепи 7 соединительным звеном, (на чертеже не показано), тем самым закольцовывая его, после чего ее натягивают натяжным шкивом 24.
Если добываемую жидкость необходимо поднять с больших глубин, монтируют установку с несколькими взаимозаменяемыми рабочими цилиндрами 6, (фиг.2), которые закрепляют между стыками НКТ, через определенное, зависящее от расчетного рабочего давления в трубах НКТ, расстояние, и подъем жидкости осуществляют многоступенчато. (фиг.3).
Все подключения производят в такой же последовательности, как и при монтаже насоса с одним рабочим цилиндром, над которым, через расчетное расстояние, монтируют дополнительные рабочие цилиндры, количество которых зависит от высоты, на которую необходимо поднять жидкость, и определяется по формуле:
n=H/h
где n - количество рабочих цилиндров установки при многоступенчатом подъеме жидкости
Н - высота, на которую необходимо поднять жидкость
h - шаг, с которым монтируются рабочие цилиндры
После монтажа установки, для запуска, подают крутящий момент, в направлении указанном стрелками, на подъемный 22 и опускающий 23 шкивы, которые синхронизированы между собой (фиг.1 и фиг.2).
Цепь 7 начинает движение по направляющему трубопроводу 12 вниз и по колонне НКТ 4 вверх, проходя при этом через рабочий цилиндр 6, в который ее направляет направляющий шкив 9. Проходя по рабочему цилиндру 6, находящемуся в патрубке 25 приемно-фильтрующей камеры 10, поршни 8 переносят жидкость 3 порциями в колонну 4 НКТ (фиг.3).
Это происходит, в силу того, что рабочая длина рабочих цилиндров 6, больше чем расстояние между поршнями 8 на цепи, что обеспечивает в любой момент времени нахождение, как минимум одного, поршня в рабочем цилиндре (фиг.4 и 5), и это препятствует перетеканию жидкости из колонны 4 НКТ обратно вниз.
По колонне 4 НКТ жидкость поднимается в верхнюю приемную камеру 15, откуда по патрубку 16 направляется по назначению.
В установке с несколькими рабочими цилиндрами 6 (фиг.2), по достижению жидкостью нижнего уровня выше расположенного рабочего цилиндра 6, она так же переносится порциями из нижней в вверхнюю НКТ 4, аналогично повторяется процесс и в остальных, выше расположенных рабочих цилиндрах 6 (фиг.4) до достижения ею верхней приемной камеры 15.
Попутный газ, выделяющийся при добыче газированной жидкости, в установке с несколькими рабочими цилиндрами 6, удаляют из НКТ в затрубное пространство, через отверстия 13, каждое из которых расположено в трубах НКТ, выше нижнего уровня рабочих цилиндров 6, но ниже стыка их закрепления. Попутный газ, выделившейся из добытой жидкости в затрубное пространство, удаляют по патрубку 26.
Ввиду того, что опускающаяся ветвь цепи с поршнями установки уравновешивает поднимающуюся, энергии требуется только на подъем жидкости и преодоление трения, а это ведет к значительной экономии энергии.
Из-за того что скорость движения цепи с поршнями постоянная подъем жидкости происходит непрерывно.
При одинаковом диаметре рабочих цилиндров данной установки и ШСНУ производительность предлагаемой установки в два раза выше.
В предлагаемой установке отсутствуют клапана, а клапана, как известно, являются слабым звеном любого насоса.