ГАЗЛИФТНАЯ УСТАНОВКА

ГАЗЛИФТНАЯ УСТАНОВКА
Полезная модель относится к устройствам, для перекачивания жидкости непосредственным воздействием на нее сжатой среды и может быть использовано для подъема жидкостей, предпочтительно нефти, с большой глубины.
Известна газлифтная установка, содержащая нефтеподъемную колонну, размещенную с зазором в полости обсадной трубы, и снабженную средствами для подвода сжатого газа к нижнему концу нефтеподъемной колонны (см. Горную энциклопедию, т. 1, Издательство Советская энциклопедия, М., 1984, с. 478).
Недостаток этого устройства неудовлетворительная производительность в связи с тем, что сжатый воздух подводится к нижнему концу нефтеподъемной колонны, а потому его производительность ограничена объемами и (или) давлением рабочего агента - сжатого воздуха. Кроме того, эффективность работы такого устройства тем выше, чем больше высота столба жидкости над приемным отверстием нефтеподъемной колонны, т.е. устройство будет малоэффективно при небольшой мощности нефтеносного пласта и большой глубине разработки.
Известна также 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 (см. Политехнический словарь, издание 2, Издательство Советская энциклопедия, М., 1980, с. 100 ).
Однако и это техническое решение не лишено недостатков, в том числе таких как невозможность использования на большой глубине и при малой мощности нефтеносного пласта.
Задача, на решение которой направлена заявленная полезная модель выражается в увеличении глубины подъема жидкости, при обеспечении
MKHF04F1/00 F 04 F 5/54
возможности работы устройства в условиях низкого уровня столба жидкости над нриемным отверстием нефтеподъемной колонны.
Технический результат, получаемый при решении названной задачи выражается в обеспечении возможности использования устройства при пониженной мощности нефтеносного пласта, например при его повторной отработке или же в повышении полноты извлечения нефти при первичной отработке. Кроме того, обеспечивается возможность одновременной отработки нескольких нефтеносных пластов.
Для решения поставленной задачи 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, отличается тем, что средства для подвода сжатого газа выполнены в виде выпускных патрубков, размещенных симметрично, как минимум попарно, относительно продольной оси колонны, обращенных вверх своими выпускными отверстиями, а своими приемными отверстиями открытыми в концентрично расположенную вокруг нефтеподъемной колонны герметичную полость, связанную с источником сжатого газа, образованную кожухом, концентричным с колонной, причем между внешней поверхностью кожуха и внутренней поверхностью обсадной трубы оставлен сквозной зазор.
Кроме того, по меньшей мере часть выпускных патрубков снабжена дросселирующими элементами, выполненными, например, в виде шайб, при этом суммарная площадь поперечного сечения выпускных отверстий патрубков не превышает площади поперечного сечения герметичной полости.
Кроме того, газлифтная установка снабжена средствами для подогрева газа и (или) нефтеподъемной колонны.
Кроме того, участки обсадной колонны, сопряженные с вышележащими нефтеносными пластами, перфорированы.
Сопоставительный анализ признаков заявленного и известных технических решений подтверждает его соответствие критерию новизна.
Признаки отличительной части формулы полезной модели решают следующие функциональные задачи:
Признаки средства для подвода сжатого газа выполнены в виде выпускных патрубков, обращенных вверх своим выпускным отверстием обеспечивают дополнительный импульс движения для перемещающейся в колонне нефтегазовой смеси, что обеспечивает повышение высоты подъема жидкости. Остальные признаки этого пункта формулы полезной модели обеспечивают возможность беспрепятственного наращивания и длины нефтеподъемной колонны и воздухоподводящего канала, при обеспечении возможности одновременной отработки нескольких нефтеносных пластов.
Признак указывающий, что выпускные патрубки размещены симметрично, как минимум попарно, относительно продольной оси колонны обеспечивает прямолинейность траектории движения нефти по колонне, что исключает возможность ее неравномерного износа и отложения парафинов на стенках колонны.
Признаки второго пункта формулы полезной модели обеспечивают возможность оптимизации давления сжатого воздуха по длине колонны при одинаковых конструктивных размерах выпускных патрубков.
Признаки третьего пункта формулы полезной модели обеспечивают снижение вязкости нефти и повышение подвижности нефтегазовой смеси, а также устраняют опасность отложения парафинов на поверхности колонны и уменьшения ее пропускной способности.
Признаки четвертого пункта формулы полезной модели обеспечивают сохранность патрубков при монтаже колонны в обсадной трубе.
Признаки пятого пункта формулы полезной модели обеспечивают возможность слива нефти из вышележащих нефтеносных пластов и попадание ее к приемному отверстию нефтеподъемной колонны.
Заявленное устройство иллюстрируется чертежами, на которых показаны: на фиг. 1 - общая схема газлифтной установки; на фиг. 2 показано выполнение нижней части нефтеподъемной колонны.
На чертежах показаны обсадная труба 1, нефтеподъемная колонна 2, кожух 3 нефтеподъемной колонны, герметизирующие втулки 4, выпускные патрубки 5, воздухоподающая труба 6, соединительный патрубок 7. Кроме того, на чертежах показаны газонефтяная смесь 8, забой скважины 9, вышележащие нефтесодержащие пласты 10, защитные скобы 11.
Обсадная труба 1, нефтеподъемная колонна 2, кожух 3, выпускные патрубки 5 и воздухоподающая труба 6 выполнены из стальных труб соответствующего диаметра используемых при нефтедобыче. Герметизирующие втулки 4 выполнены из легированной стали. Верхний конец нефтеподъемной колонны 2, посредством коленообразного (т.е. плавно изогнутого) соединительного патрубка 7 связан с трубопроводом, обеспечивающим сброс газонефтяной смеси 8 в нефтеприемную емкость (на чертежах не показана). Выпускные патрубки 5 расположены в зазоре между стенками кожуха 3 и нефтеподъемной колонны 2, так чтобы их выпускные отверстия были обращены вверх и располагались заподлицо с поверхностью, образующей полость нефтеподъемной колонны 2, кроме того, патрубки 5 размещены симметрично, как минимум попарно, относительно продольной оси колонны 2. Кроме того, концы выпускных патрубков, выступающие в зазор между нефтеподъемной колонной 2 и кожухом 3 закрыты защитными скобами 11, выполнеными из металлических полос и снабженных отверстием соосным с каналом выпускного патрубка. Первую (к забою скважины 9) пару выпускных патрубков 5 размещают на расстоянии 0,5 м от нижнего торца нефте
подъемной колонны 2, а остальные - на равных расстояниях (от 20 до 100 м) друг от друга по длине колонны. Конкретные значения расстояний между точками размещения выпускных патрубками 5 определяются горногеологическими и горно-техническими условиями на месте заложения эксплуатационной скважины и параметрами промыслового оборудования.
Заявленное устройство работает следующим образом.
Бурение, обустройство скважины и монтаж оборудования осуществляют известным образом в обычном порядке. Отличие только в том, что нижний конец нефтеподъемной колонны 2 погружают под уровень жидкости (нефти) не более чем на 1 % от общей длины подъемника, кроме того, при наличии нескольких нефтеносных пластов 10, перед монтажом нефтеподъемной колонны 2 производят перфорирование
(например, взрывное) обсадной трубы 1 на участках ее сопряжения с выщележащими пластами 10. Кроме того, целесообразно (особенно, при большой глубине скважин), чтобы в нефтеприемной емкости на по верхности (на чертежах не показана) поддерживалось давление на 30-50% ниже атмосферного.
После подключения посредством воздухоподающей трубы 6, полости кожуха 3 к источнику сжатого воздуха, например рессиверу (на чертежах не показан) и включения последнего в работу, сжатый воздух проходящий в полости кожуха попадает в полость нефтеподъемной колонны 2 через выпускные патрубки 5. При этом внедрение воздуха в полость колонны 2 сопровождается следующими эффектами:
-ниже патрубков 5 формируется зона разряжения (обеспечивающая подсос-эжектирование нефти находящейся ниже);
-на уровне патрубков 5 наблюдается процесс насыщения нефти пузырьками воздуха, т.е. эффект, благодаря которому работает эрлифт;
-объем нефти находящийся выше патрубков 5 получает импульс движения от толкающей его массы сжатого воздуха и дополнительно, остаточный импульс порции нефтегазовой смеси движущейся вверх под действием нижележащих патрубков 5 (кроме, разумеется самого нижнего из них).
Благодаря этому возможен подъем нефти на большую высоту с большой скоростью.
Оптимальное рабочее давление воздуха (газа) определяют на месте, по устойчивому режиму работы подъемника, обеспечивающему стабильную выдачу нефти на поверхность.
При подъеме нефти с высокой вязкостью или большим содержанием парафинов, сжатый воздух перед подачей в нефтеподъемную колонну 2 подогревают известным способом, например поместив рессивер в водяную баню.
В случае отработки многопластового месторождения, нефть из вышележащих пластов 10, через перфорацию в стенках обсадной трубы стекает вниз, по зазору между кожухом 3 и обсадной трубой 1 к приемному отверстию нефтеподъемной колонны 2, откуда и забирается.
Особенно эффективен предлагаемый способ при повторной отработке нефтеносных полей (когда толщина нефтяного слоя мала), поскольку в отличии от обычного эрлифтного подъема здесь будет мала потребная величина заглубления нефтеподъемной колонны в нефть.
Кроме того, в этом случае отпадает необходимость в осуществлении комплекса дополнительных подготовительных работ (закачивание воды и (или) газа и т.п.), направленных на повышение остаточной пластовой энергии.
Автор-заявитель  /Плотников П.П.