устройство для газлифтного подъема нефти

Формула изобретения

1. Устройство для газлифтного подъема нефти, содержащее колонну лифтовых труб, выполненную со сквозными отверстиями в нижней части, втулку с отверстиями, оси которых выполнены под углом к осям отверстий колонны лифтовых труб, установленную на колонне лифтовых труб с возможностью вращения и совмещения ее отверстий с отверстиями колонны лифтовых труб, отличающееся тем, что диаметры отверстий, выполненных на втулке и на лифтовой трубе, находятся в пределах 0,05 0,1 мм, а расстояния между ними в поперечном и продольном направлениях определяются из соотношения l/d 1,5 2, где l расстояние между отверстиями, мм; d диаметр отверстия, мм.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что отношение диаметров лифтовых труб и отверстий выполнены в соотношении D/d 380 1500.

3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что количество отверстий определяется из зависимости



где O_г расход сжатого газа, м³/с;

W скорость прохождения газа через отверстие диаметром d, м/с.

4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что отверстия, выполненные во втулке и лифтовой трубе, находятся друг к другу под углом 45 60^o.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технике газлифтного способа добычи нефти.

Известно устройство для газлифтного подъема нефти, включающее размещенную в обсадной колонне труб колонну лифтовых труб со сквозными каналами для прохода газа и установленный в кольцевом пространстве скважины выше продуктивного пласта пакер [1]

Недостатком данного устройства является образование пробковой структуры потока газожидкостной смеси (ГЖС), вместо установившегося эмульсионного, при котором затраты энергии на подъем минимальны.

Пробковый режим потока ГЖС создается в результате соединения газовых включений размером 2 3 мм в более крупные газовые пузыри, вызывающие пульсацию потока из-за неравномерности прохождения его на устье скважины через штуцер.

Наиболее близким техническим решением прототипом является устройство, содержащее колонну лифтовых труб, выполненную со сквозными отверстиями в нижней части, втулку с отверстиями, оси которых выполнены под углом к осям отверстий колонны лифтовых труб, установленную на колонне лифтовых труб, с возможностью вращения и совмещение ее отверстий с отверстиями колонны лифтовых труб [2]

Недостатком данного устройства является то, что с его помощью не получается стабильная и гомогенная структура потока по всей длине лифтовых труб. Причиной нестабильности потока является то, что при дроблении газа в устройстве образуются пузырьки газа диаметром 2 3 мм, которые при восходящем потоке по мере снижения давления увеличиваются в диаметре, сливаются друг с другом в более крупные и через 200 300 м от точки ввода газа при газосодержании 0,4 1,0 переходят в пробковую или стержневую структуру в зависимости от критерия Фруда.

Основной технической задачей, решаемой в изобретении, является уменьшение удельного расхода сжатого газа на подъем продукта из скважин, увеличение КПД газлифтного подъемника.

Указанная техническая задача решается тем, что устройство для газлифтного подъема содержит колонну лифтовых труб, выполненную со сквозными отверстиями в нижней части, втулку с отверстиями, оси которых выполнены под углом к осям отверстий колонны лифтовых труб, установленную на колонне лифтовых труб с возможностью вращения и совмещения ее отверстий с отверстиями колонны лифтовых труб, причем диаметры каналов выполняются в пределах

d 0,05 + 0,1 мм.

Новыми существенными признаками изобретения являются признаки, направленные на получение эмульсионной структуры газожидкостного потока и достижение высокого КПД газлифта.

На фиг. 1 изображено устройство в разрезе со скважиной; на фиг. 2 - разрез А-А на фиг. 1; на фиг. 3 график зависимости скорости прохождения газа W через отверстия в 2,5 дюймовых насосно-компрессорных трубах от соотношения давлений.

Устройство содержит колонну лифтовых труб 1, выполненных в нижней части со сквозными каналами 2, диаметром 0,05 0,1 мм.

Перфорированный участок лифтовых труб снабжен втулкой 3, установленной снаружи с возможностью вращения и имеющей также каналы 4. Втулка установлена на подшипниках качения 5 и с торцов закрыта крышками с уплотнениями 7. Под втулкой, на насосно-компрессорных трубах 1, установлен также пакер 8, перекрывающий кольцевое пространство 9 скважины 10 от продуктивного пласта 11.

Каналы 2 и 4 (фиг. 2) соответственно в лифтовых трубах и втулке 3 выполнены под углом 45 60^o друг к другу.

Работа устройства осуществляется следующим образом.

По кольцевому пространству 9 скважины 10 с поверхности подается сжатый газ, который, проходя совмещенные каналы 4 и 2, создает крутящий момент, приводящий втулку 3 во вращение относительно неподвижной лифтовой трубы 1. Частота вращения втулки пропорциональна расходу сжатого газа и устанавливается в зависимости от технологического режима работы скважины.

Диаметры каналов в лифтовой трубе и втулке размерами в пределах 0,1 0,05 мм, а также вращение втулки позволяет осуществить аэрацию жидкости в трубах дискретными пузырьками. Размеры каналов в пределах 0,1 0,05 мм позволяют использовать помимо гидростатического давления, ограничивающего рост размеров пузырьков, и лапласовские силы сжатия, в отличие от гидростатических постоянные по всей высоте лифтовых труб.

В результате обеспечивается условие для создания тонкодисперсной эмульсионной структуры течения газожидкостной смеси от точки ввода газа и отсутствие соединения пузырьков газа в сплошные газовые пробки.

Выявленные экспериментальным путем размеры каналов и конструктивные решения дают возможность заведомо исключить коалесценцию пузырьков газа, создать однородный эмульсионный установившийся поток газожидкостной смеси в скважине. При этом достигается повышение КПД газлифтного подъемника и уменьшение удельного расхода сжатого газа на подъем единицы объема жидкости.

Предлагаемые технические решения, размеры и соотношения найдены путем изучения физических явлений, протекающих в потоке газожидкостной смеси скважины, и проверены на экспериментальных установках и действующих скважинах.

При введении газа в нижнюю часть газлифтного подъемника через предложенное устройство диаметры пузырьков после достижения устья скважины должны оставаться такими, чтобы сохранился наиболее выгодный эмульсионный режим течения. Одним из условий его сохранения у устья подъемника является (И.М. Муравьев, Н.Н. Репин, с. 131)

d_п < D_л,

где d_п диаметр пузырька, мм;

D_л диаметр лифтовых труб, мм.

Полагая, что рост пузырька газа в подъемнике по мере его перемещения к устью подчиняется закону Бойля-Мариотта, связь между отношением давлений у башмака и устья Р_б/P_у и отношением радиуса пузырька у устья и башмака R_у/R_б может быть представлены в виде



Произведенные вычисления зависимости радиуса пузырька от давления сведены в табл. 1, из которой видно, что пузырек газа не претерпевает существенных изменений в линейных размерах, если он достаточно мал, т.е. находится в пределах до 1 мм.

Так, например, если Р_б/P_у 10, что характерно для большинства компрессорных скважин (P_б 70 ат, P_у 7 ат), то пузырек в процессе движения от башмака до устья увеличивается всего лишь в 2,2 раза, т.е. если он имел первоначальный радиус 0,1 мм, то у устья он будет иметь радиус 0,2 мм. Однако, учитывая стесненность движения пузырьков в подъемнике, последние будут сливаться друг с другом в более крупные, затрачивая на данный процесс определенную энергию, подаваемую в подъемник со сжатым газом.

Для максимального затруднения этого процесса необходимо в подъемнике создать тонкодисперсную квазигомогенную структуру, состоящую из пузырьков достаточно малых размеров (И.М. Муравьев, Н.Н. Репин. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М. Недра" 1972, с. 10 13, 129 133), при которой каждый пузырек газа помимо гидростатического давления будет подвергаться дополнительному сжатию за счет действия сил Лапласа.

В этом случае испытываемое пузырьком общее давление составит

P_общ=P+P,

где Р гидростатическое давление столба ГЖС в скважине, кг/см₂;

давление, испытываемое пузырьком за счет сил Лапласа, кг/см²;

поверхностное натяжение, дн/см;

R радиус пузырьков, мм.

Величина Р для ряда значений радиусов сфер пузырьков приводится в табл. 2.

Из табл. 2 видно, что уменьшение размера пузырька приводит к значительному увеличению лапласовой силы давления.

Исследованиями ВНИПИорнефтегаз установлено, что наиболее устойчивое место тонкодисперсное течение газожидкостной смеси имеет место, начиная со значения величины P=1410³ дн/см, т.е. при диаметрах пузырька 0,1 мм и менее.

Подтверждением отмеченного является зависимость величины затраченной работы на слияние пузырьков от их радиуса, определяемая по формуле



где V суммарный объем пузырьков, м³.

Из этой формулы видно, что с уменьшением радиуса пузырька затраты энергии существенно увеличиваются, чем затрудняется процесс слияния. Расчет затрат энергии на слияние пузырьков приводятся в табл. 3. Как видно из табл. 3, значения величин затрачиваемой работы на коалесценцию существенно растут с уменьшением размера пузырьков.

Таким образом из приведенного анализа видно, что условием наиболее эффективной и устойчивой структуры течения потока в газлифтном подъемнике является создание тонкодисперсной, квазигомогенной структуры с возможностью наименьшими диаметрами пузырьков, которые с учетом технических возможностей принимаются в пределах 0,1 0,05 мм.

Ниже приводятся результаты экспериментальных исследований, выполненных на головных газосепарационных установках месторождений Западной Сибири.

Экспериментальная установка представляла помещенную в имитирующую эксплуатационную колонну трубу диаметром 100 мм, заглушенный отрезок лифтовой трубы диаметром 62 мм с каналами диаметром 0,1 мм.

Так как для уравновешенного движения потока принимается диапазон диаметров в пределах 0,1 0,05 м, то для применяемых лифтовых труб диаметром 38 75 мм диапазон отношений D/d будет находится в пределах 380 1500.

В данном эксперименте оно составляло 62/0,1 620.

Расстояния между каналами для прохода газа по длине корпуса и колонны лифтовых труб и в поперечном сечении приняты равными и определяются из соотношения l/d 1,5 + 2. Данное соотношение принято на основании стендовых экспериментальных испытаний, в результате которых было установлено, что оно является наиболее оптимальным (минимальным), при котором скорость истечения газа через канал определяется по экспериментальной зависимости W f (PM₂/P₁), где P₁ и P₂ давления на входе и выходе из канала соответственно (фиг. 3).

Газ в затрубное пространство подавался под давлением Р₁ 23 ата и пропускался через каналы в лифтовой трубе, где установилось давление P₂ 18 ата.

Измерения расхода газа осуществлялись с помощью расходомера "Турбоквант". Делением расхода газа на площадь сечения отверстия и их число определяли скорость истечения газа через одно отверстие.

Эксперименты проводились при различных соотношениях давлений (Р₂/P₁) на входе и на выходе из отверстия, а результаты сведены в табл. 4.

По данным табл. 4 и графику (фиг. 3) можно рассчитать потребное количество отверстий диаметром 0,1 мм, судить о давлении сжатого газа, необходимого для прокачки его через отверстия при обеспечении расхода газа, необходимого для подъема заданного количества газированной нефти.

Пример выполнения расчета.

Соотношение давлений между затрубным Р₁ 23 ат и трубным P₂ 18 ат пространствами составляет Р₂/P₁ 18/23 0,78 (см. табл. 4 эксперимент N 1).

По экспериментальному графику W f (P₂/P₁) (фиг. 3) определяем, что значение Р₂/P₁ 0,78 соответствует скорость истечения W 260 м/c.

Расход газа через одно отверстие составит

Q_г FW 0,78 0^-8 м² x 86400 0,175219 м³/сут.

где 0,7810^-8 м² площадь сечения отверстия диаметром d 0,1 мм;

86400 число секунд в сутках.

Для эксплуатации газлифтной скважины дебитом 5 т/сут. нефти и глубиной 1000 м суточная потребность в сжатом газе составляет в среднем 1250 м₃/сут. Для пропуска такого количества газа через каналы устройства потребуется число отверстий (n) диаметром d 0,1 мм, определяемое из выражения



где 0,175 м³/сут. пропускная способность одного отверстия.

Для размещения такого количества отверстий диаметром 0,1 мм с расстояниями между ними l 2d потребовался отрезок 2,5 дюйма насосно-компрессорной трубы длиной 0,5 м.

Реализация предложенного технического решения практически осуществлена в трех действующих скважинах, по которым получены результаты, приводимые в табл. 5.

Как видно из табл. 5, после применения устройства производительность скважин увеличилась в среднем на 17% расход газа сократился на 15 20%