Газлифтная установка
GAS LIFT UNIT

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для подъема жидкости из нефтяного пласта скважины с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа.
Известен способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа, при котором компоновка насосно-компрессорных труб в нижней ее части оборудована обратным клапаном или регулятором забойного давления. Выше по стволу установлен пакер. Под пакером и над ним установлены скважинные камеры. В верхней имеется циркуляционный клапан, в нижней установлен газлифтный клапан. Он настроен так, чтобы открывался и перепускал газ в колонну насосно-компрессорных труб при максимальных значениях давления газа в кольцевом пространстве и жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в месте установки клапана. Давление газа в кольцевом пространство скважины должно быть больше давления жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в этом месте. (Патент RU №2129208 С1. Способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа. - МПК: Е21В 43/00. - Опубл. 20.04.1999).
Известна газлифтная установка, содержащая нефтеподъемную колонну (НП), которая размещена с зазором внутри обсадной трубы и снабжена средством для подвода сжатого газа в полость НП. Кожух концентрично расположен вокруг НП и установлен с зазором относительно внутренней поверхности обсадной трубы. НК выполнена в виде ряда вертикально и последовательно установленных газожидкостных эжекторов с активным сверхзвуковым соплом каждый и горизонтальных трубок для подвода сжатого воздуха к ним. Кожух расположен в нижней части установки и соединен, по крайней мере, тремя распорками с верхней частью нижнего эжектора, а средство подвода сжатого газа последовательно соединено с сепаратором, фильтром, вакуумным насосом и компрессором. (Патент RU №2248469 С1. Газлифтная установка. - МПК: F04F 1/18. - Опубл. 20.03.2005).
Известен газлифтный клапан, включающий корпус с входными и выходными отверстиями, привод, выполненный в виде сильфона, установленного в верхней части корпуса с образованием герметичной камеры со сжатым газом. С сильфоном своим верхним концом связан шток, на нижнем конце которого размещен затвор. Под затвором установлено седло. Затвор выполнен в виде металлического каркаса с навулканизированной на нем сферой из упругого нефтестойкого материала. Металлический каркас выполнен в виде перпендикулярных штоку дисков разного диаметра, больший из которых расположен по центру сферы, а меньшие - по разные стороны от него на одинаковом расстоянии. В качестве упругого нефтестойкого материала используют смесь на основе нитрильного каучука или полиуретан. В нижней части седла установлен ограничитель хода затвора. (Патент RU №2016190 С1. Газлифтный клапан. - МПК: Е21В 34/06. - Опубл. 15.07.1994).
Известен скважинный затвор, состоящий из корпуса, ограниченного ниппелем и седлом, образующих камеру, в последней размещен сильфон, заполненный сжатым газом, запорного клапана, установленного на штоке привода запорного клапана в движение и соединенного непосредственно с торцом сильфона, сообщающем запорному клапану возвратно-поступательное перемещение. На корпусе герметично закреплена ступенчатая втулка диаметром, меньшим диаметра ствола скважины. В стенках корпуса и втулки выполнены радиальные окна, расположенные друг перед другом, сообщающие камеру с кольцевой полостью. Над корпусом установлен переводник с радиальными отверстиями, предназначенный для спуска скважинного затвора в скважину и подъема из нее. Ступенчатая втулка выполнена с наконечником, устанавливаемым в посадочный ниппель пакера, разобщающего пространства скважины над и под затвором. (Патент RU №2465438 С1. Скважинный затвор. - МПК: Е21В 34/06. - Опубл. 27.10.2012).
Известна газлифтная установка, содержащая нефтеподъемную колонну, размещенную с зазором в полости обсадной трубы и снабженную средствами для подвода сжатого газа в полость нефтеподъемной колонны, распределенными по длине последней, выполненными в виде выпускных патрубков, обращенных вверх выпускными отверстиями, а приемными отверстиями - вниз в концентрично расположенную вокруг нефтеподъемной колонны герметичную полость, связанную с источником сжатого газа. Выпускной конец нефтеподъемной колонны посредством трубопроводов, снабженных задвижками, подключен к герметичным нефтеприемным емкостям, как минимум двум, полости которых подключены к средству создания вакуума, например, вакуум-насосу. Патрубки для подключения средства создания вакуума размещены в верхних частях герметичных нефтеприемных емкостей и отделены от их остального пространства диафрагмами, выполненными в виде перфорированных металлических пластин. (Патент RU №26613 U1. Газлифтная установка. - МПК: F04F 1/00, F04F 5/54. - Опубл. 10.12.2002). Данное техническое решение принято за прототип.
Недостатком известной установки является низкая эффективность скважины из-за сложности конструкции установки.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является упрощение конструкции и повышение эффективности эксплуатации газлифтных установок.
Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение эффективности эксплуатации газлифтных установок.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной газлифтной установке, содержащей размещенные в обсадной трубе колонну лифтовых труб, пакер и барботажные патрубки для подвода сжатого газа, обращенных выпускным концом вверх, а приемным - вниз в герметичную межтрубную полость, согласно предложенному техническому решению, в колонне лифтовых труб выше пакера установлена скважинная камера, в которой размещены газлифтный клапан и датчики измерения параметров нефти и газа, соединенные с панелью управления наземной станции кабелем связи, пропущенным через герметичный ввод превентора, при этом пакер расположен между газовым и нефтяным пластами, к которому присоединен хвостовик для забора нефти, а в стенке скважинной камеры установлены барботажные патрубки, обращенные выпускными отверстиями в полость скважинной камеры, и приемными отверстиями - в межтрубную полость между превенторм и пакером, и выполнены проточные отверстия для подвода газа к газлифтному клапану, при этом корпус скважинной камеры соединен со стволом пакера стыковочным узлом.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной газлифтной установки, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствуют условию патентоспособности «новизна».
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения на преобразование и достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленное техническое решение испытано на нефтяных скважинах. Следовательно, заявляемая газлифтная установка соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».
На фиг. 1 представлена схема газлифтной установки на два пласта; на фиг. 2 - то же, на один газонефтяной пласт.
Газлифтная установка содержит размещенные в обсадной трубе 1 колонну лифтовых труб 2, пакер 3 и скважинную камеру 4. К пакеру 3 присоединен хвостовик 5 забора жидкости из нефтяного пласта II. В стенке скважинной камеры 4 установлены барботажные патрубки 6 для ввода сжатого газа, обращенных выпускным концом вверх скважинной камеры 4, а приемным - вниз межтрубной полости 7, расположенной между превентором 8 и пакером 3. (Фиг. 1). В скважинной камере 4 размещены газлифтный клапан 9 и датчики измерения параметров нефти и газа (условно не показаны), соединенные с панелью управления 10 наземной станции кабелем связи 11, пропущенным через герметичный ввод 12 превентора 8, для чего в корпусе скважинной камеры 4 выполнены проточные отверстия 13 для подвода газа к газлифтному клапану 9. Корпус скважинной камеры 4 соединен со стволом пакера 3 стыковочным узлом 14.
Газлифтная установка работает следующим образом.
откр.
ст.жид.
г
г
ст.жид.
г
ст.жид.
При эксплуатации скважины с газовым I и нефтяным II пластами вначале в обсадной трубе 1 между ними устанавливают пакер 3, содержащий нижнюю часть стыковочного узла 14, с расположением хвостовика 5 для забора жидкости на уровне нефтяного пласта II. Затем на колонне лифтовых труб 2 в обсадную трубу 1 скважины спускают скважинную камеру 4 с газлифтным клапаном 9, датчиками измерения параметров нефти и газа, кабелем связи 11 и верхней частью стыковочного узла 14, последним присоединяют скважинную камеру 4 к стволу пакера 3, а кабель связи 11 пропускают через герметичный ввод 12 превентора 8 и соединяют с панелью управления 10 наземной станции управления газлифтной установкой. (Фиг. 1). Газлифтный клапан 9 настраивают таким образом, чтобы открытие его происходило при достижении максимальных значений давления в межтрубной полости 7 и в колонне лифтовых труб 2, действующих на клапан 9 на уровне его установки, Р=Р+Р, при условии, что Р>Р, где: Р - максимальное давление газа, выделяющегося из газового пласта; Р - максимальное значение столба жидкости при работе скважины. При накапливании газа в межтрубной полости 7 до максимальной величины, сжатый газ через проточные отверстия 13 поступает в скважинную камеру 4 и открывает газлифтный клапан 9, через который поток пластовой жидкости из нефтяного пласта II по хвостовику 5 через пакер 3 и стыковочный узел 14 проступает в скважинную камеру 4, в последней жидкость барботируется с газом, поступающим из газового пласта I через межтрубную полость 7 и барботажные патрубки 6, и коалесценируется при соприкосновении пузырьков газа с жидкостью под действием сил межмолекулярного притяжения, тем самым облегчает столб жидкости, при этом энергии газа хватает для того, чтобы вытолкнуть облегченную жидкость с помощью пузырьков газа в колонну лифтовых труб 2, а затем из скважины.
При эксплуатации газонефтеносного пласта пакер 3 устанавливают ниже уровня раздела 15 газовой шапки 16 и коллектора нефти 17 газонефтяного пласта III скважины с расположением хвостовика 5 для забора жидкости ниже уровня раздела 15 газовой шапки 16 и коллектора нефти 17 газонефтяного пласта III скважины. Затем на колонне лифтовых труб 2 в обсадную трубу 1 скважины спускают скважинную камеру 4 с газлифтным клапаном 9, датчиками измерения параметров нефти и газа, кабелем связи 11 и верхней частью стыковочного узла 14, последним присоединяют скважинную камеру 4 к стволу пакера 3 таким образом, чтобы полость скважинной камеры 4 сообщалась с газовой шапкой 16 газонефтяного пласта III через межтрубную полость 7 и барботажные патрубки 6. (Фиг. 2). При этом поток пластовой жидкости поступает из коллектора нефти 17 газонефтяного пласта III скважины по хвостовику 5 через пакер 3 и стыковочный узел 15 в скважинную камеру 4, в последней жидкость барботируется с газом, поступающим из газовой шапки 16 газонефтяного пласта III через межтрубную полость 7 и барботажные патрубки 6, и коалесценируется при соприкосновении пузырьков газа с жидкостью под действием сил межмолекулярного притяжения, тем самым облегчает столб жидкости, при этом энергии газа хватает для того, чтобы вытолкнуть облегченную жидкость с помощью пузырьков газа в колонну лифтовых труб 2, а затем из скважины
Использование предложенной газлифтной установки позволит значительно повысит эффективность эксплуатации скважин на нефтедобывающих промыслах в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.