способ добычи нефти и насосно-эжекторная система для его осуществления
Классы МПК: | F04F5/54 установки со струйными насосами, например комбинации двух или более насосов различных типов E21B43/40 разделение в сочетании с обратной закачкой разделенных материалов |
Автор(ы): | Дроздов А.Н. (RU), Монахов В.В. (RU), Цыкин И.В. (RU), Орлов Д.Г. (RU), Териков В.А. (RU), Вербицкий В.С. (RU), Деньгаев А.В. (RU), Агеев Ш.Р. (RU), Иванов Г.Г. (RU), Дружинин Е.Ю. (RU), Ламбин Д.Н. (RU) |
Патентообладатель(и): | Дроздов Александр Николаевич (RU), Цыкин Игорь Викторович (RU), Орлов Дмитрий Геннадьевич (RU), Териков Виктор Андреевич (RU) |
Приоритеты: |
подача заявки:
2003-12-30 публикация патента:
20.10.2004 |
Изобретение может быть использовано для добычи нефти с помощью насосно-эжекторных систем. Способ добычи нефти включает спуск струйного аппарата в скважину, нагнетание силовым насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, откачку струйным аппаратом скважинной жидкости и газа на поверхность и сепарацию свободного газа и твердой фазы от жидкости на поверхности. После подъема жидкости и газа на поверхность проводят центробежную сепарацию твердой фазы от рабочей и скважинной жидкости. Часть потока скважинной жидкости подают совместно с отсепарированной твердой фазой в выкидную линию. Рабочую и остаточную скважинную жидкость со свободным газом направляют в накопительную емкость, где производят центробежную сепарацию свободного газа перед поступлением рабочей жидкости на прием размещенного в накопительной емкости силового насоса, подавая при этом отсепарированный свободный газ и остаточную скважинную жидкость из накопительной емкости в выкидную линию. Изобретение направлено на повышение надежности за счет повышения эффективности сепарации при одновременном снижении материалоемкости, удешевлении монтажа и обслуживания. 2 с. и 13 з.п. ф-лы, 4 ил.
Формула изобретения
1. Способ добычи нефти, включающий спуск струйного аппарата в скважину, нагнетание силовым насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, откачку струйным аппаратом скважинной жидкости и газа на поверхность, а также сепарацию свободного газа и твердой фазы от жидкости на поверхности, отличающийся тем, что после подъема жидкости и газа на поверхность проводят центробежную сепарацию твердой фазы от рабочей и скважинной жидкости, причем часть потока скважинной жидкости подают совместно с отсепарированной твердой фазой в выкидную линию, после чего направляют рабочую и остаточную скважинную жидкость со свободным газом в накопительную емкость, где производят центробежную сепарацию свободного газа перед поступлением рабочей жидкости на прием размещенного в накопительной емкости силового насоса, подавая при этом отсепарированный свободный газ и остаточную скважинную жидкость из накопительной емкости в выкидную линию.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что центробежную сепарацию твердой фазы проводят одновременно с частичным отделением свободного газа от рабочей и скважинной жидкости, причем отделенный свободный газ направляют в выкидную линию.
3. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что скважинную жидкость с отсепарированными твердой фазой и свободным газом направляют из выкидной линии в коллектор нефтегазосбора посредством эжектирования.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что режимы работы регулируют перепуском части жидкости из нагнетательной линии силового насоса в накопительную емкость.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что режимы работы регулируют изменением частоты вращения вала силового насоса.
6. Насосно-эжекторная система для добычи нефти, содержащая струйный аппарат, спущенный в скважину, силовой насос, газосепаратор, сепаратор твердой фазы и выкидную линию, отличающаяся тем, что сепаратор твердой фазы от жидкости выполнен центробежного типа и установлен между скважиной и газосепаратором, причем линия отвода твердой фазы и части скважинной жидкости из центробежного сепаратора твердой фазы сообщена с выкидной линией, а выход очищенной от твердых частиц жидкости со свободным газом связан с накопительной емкостью, выполненной в виде шурфа, причем в шурф спущена промежуточная колонна, в которой расположен силовой насос погружного типа с погружным электродвигателем, кабелем и газосепаратором на приеме, при этом газосепаратор выполнен центробежного типа, причем верхние части накопительной емкости и промежуточной колонны сообщены трубопроводами с выкидной линией.
7. Система по п.6, отличающаяся тем, что центробежный сепаратор твердой фазы является отделителем части свободного газа от жидкости и снабжен отводом отделенного газа, сообщенным с выкидной линией.
8. Система по любому из пп.6 и 7, отличающаяся тем, что на поверхности установлен эжектор, сопло которого подключено через регулирующий элемент к нагнетательной линии силового насоса, приемная камера соединена с выкидной линией, а выход из диффузора сообщен с коллектором нефтегазосбора.
9. Система по п.6, отличающаяся тем, что на нагнетательной линии силового погружного насоса установлен регулятор для перепуска части жидкости в накопительную емкость.
10. Система по п.6, отличающаяся тем, что кабель погружного электродвигателя соединен с преобразователем частоты тока.
11. Система по п.6, отличающаяся тем, что в скважину спущен двухрядный лифт, сопло струйного аппарата сообщено с внутренним рядом лифта, приемная камера струйного аппарата связана с забоем скважины, а выход из диффузора струйного аппарата сообщен с кольцевым пространством двухрядного лифта, при этом струйный аппарат выполнен с возможностью гидравлического спуска-подъема, а также подъема с помощью канатной техники, низ внешнего ряда лифта снабжен обратным клапаном, а в нижней части внутреннего ряда лифта установлен извлекаемый обратный клапан, имеющий возможность гидравлического спуска, а также возможность подъема с помощью канатной техники.
12. Система по п.11, отличающаяся тем, что в нижней части двухрядного лифта размещен глубинный прибор.
13. Система по п.12, отличающаяся тем, что глубинный прибор соединен со струйным аппаратом.
14. Система по любому из пп.12 и 13, отличающаяся тем, что глубинный прибор имеет дистанционную передачу информации на поверхность.
15. Система по любому из пп.11 и 12, отличающаяся тем, что двухрядный лифт снабжен хвостовиком.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для добычи нефти с помощью насосно-эжекторных систем.
Известны способ эксплуатации скважин, включающий спуск струйного аппарата на забой скважины, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность, сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины, и установка для его реализации, содержащая струйный аппарат, поверхностный насос и сепаратор (патент РФ №2202039, кл. Е 21 В 49/00, 43/25, 47/00, 2001 г.). Известные способ и устройство не обеспечивают надежной и эффективной эксплуатации.
Наиболее близкими к заявленному техническому решению являются способ добычи нефти, включающей спуск струйного аппарата в скважину, нагнетание силовым насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, откачку струйным аппаратом скважинной жидкости и газа на поверхность, а также сепарацию свободного газа и твердой фазы от жидкости на поверхности, и устройство для его осуществления, содержащее струйный аппарат, спущенный в скважину, силовой насос, газосепаратор, сепаратор твердой фазы и выкидную линию (патент РФ №2118719, кл. F 04 F 5/54, 1998 г.). Известные способ и устройство имеют низкую надежность вследствие использования малоэффективных циклонной сепарации твердых частиц и гравитационной сепарации газа, высокую материалоемкость при низкой наработке оборудования на отказ, а также высокие затраты на монтаж и обслуживание.
Задачей изобретения является повышение надежности путем применения эффективных технологий центробежного отделения газа и твердых частиц от жидкости при одновременном снижении материалоемкости, удешевлении монтажа и обслуживания.
Технический результат достигается тем, что в способе добычи нефти, включающем спуск струйного аппарата в скважину, нагнетание силовым насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, откачку струйным аппаратом скважинной жидкости и газа на поверхность, а также сепарацию свободного газа и твердой фазы от жидкости на поверхности, согласно изобретению после подъема жидкости и газа на поверхность проводят центробежную сепарацию твердой фазы от рабочей и скважинной жидкости, причем часть потока скважинной жидкости подают совместно с отсепарированной твердой фазой в выкидную линию, после чего направляют рабочую и остаточную скважинную жидкость со свободным газом в накопительную емкость, где производят центробежную сепарацию свободного газа перед поступлением рабочей жидкости на прием размещенного в накопительной емкости силового насоса, подавая при этом отсепарированный свободный газ и остаточную скважинную жидкость из накопительной емкости в выкидную линию.
В описываемом способе повышение надежности достигается также тем, что центробежную сепарацию твердой фазы проводят одновременно с частичным отделением свободного газа от рабочей и скважинной жидкости, причем отделенный свободный газ направляют в выкидную линию, скважинную жидкость с отсепарированными твердой фазой и свободным газом направляют из выкидной линии в коллектор нефтегазосбора посредством эжектирования, режимы работы регулируют перепуском части жидкости из нагнетательной линии силового насоса в накопительную емкость, а также изменением частоты вращения вала силового насоса.
Повышение надежности при одновременном снижении материалоемкости, удешевлении монтажа и обслуживания достигается тем, что в насосно-эжекторной системе для добычи нефти, содержащей струйный аппарат, спущенный в скважину, силовой насос, газосепаратор, сепаратор твердой фазы и выкидную линию, согласно изобретению сепаратор твердой фазы от жидкости выполнен центробежного типа и установлен между скважиной и газосепаратором, причем линия отвода твердой фазы и части скважинкой жидкости из центробежного сепаратора твердой фазы сообщена с выкидной линией, а выход очищенной от твердых частиц жидкости со свободным газом связан с накопительной емкостью, выполненной в виде шурфа, причем в шурф спущена промежуточная колонна, в которой расположен силовой насос погружного типа с погружным электродвигателем, кабелем и газосепаратором на приеме, при этом газосепаратор выполнен центробежного типа, причем верхние части накопительной емкости и промежуточной колонны сообщены трубопроводами с выкидной линией. В вариантах выполнения насосно-эжекторной системы повышение надежности достигается также тем, что центробежный сепаратор твердой фазы является отделителем части свободного газа от жидкости и снабжен отводом отделенного газа, сообщенным с выкидной линией, на поверхности установлен эжектор, сопло которого подключено через регулирующий элемент к нагнетательной линии силового насоса, приемная камера соединена с выкидной линией, а выход из диффузора сообщен с коллектором нефтегазосбора. Решение поставленной задачи в устройстве может достигаться тем, что на нагнетательной линии силового погружного насоса установлен регулятор для перепуска части жидкости в накопительную емкость, кабель погружного электродвигателя соединен с преобразователем частоты тока, а также тем, что в скважину спущен двухрядный лифт, сопло струйного аппарата сообщено с внутренним рядом лифта, приемная камера струйного аппарата связана с забоем скважины, а выход из диффузора струйного аппарата сообщен с кольцевым пространством двухрядного лифта, при этом струйный аппарат выполнен с возможностью гидравлического спуска-подъема, а также подъема с помощью канатной техники, низ внешнего ряда лифта снабжен обратным клапаном, а в нижней части внутреннего ряда лифта установлен извлекаемый обратный клапан, имеющий возможность гидравлического спуска, а также возможность подъема с помощью канатной техники. В вариантах устройства предусмотрено также, что в нижней части двухрядного лифта размещен глубинный прибор, который может быть соединен со струйным аппаратом и иметь дистанционную передачу информации на поверхность, а двухрядный лифт снабжен хвостовиком.
На фиг.1 представлена схема насосно-эжекторной системы для добычи нефти; на фиг.2 - вариант выполнения системы; на фиг.3 - погружной струйный аппарат; на фиг.4 - вариант выполнения с хвостовиком.
Насосно-эжекторная система для добычи нефти (см. фиг.1) содержит струйный аппарат 1, спущенный в скважину 2, силовой насос 3, газосепаратор 4, сепаратор твердой фазы 5 и выкидную линию 6. Сепаратор 5 твердой фазы от жидкости выполнен центробежного типа и установлен между скважиной 2 и газосепаратором 4. Линия 7 отвода твердой фазы и части скважинной жидкости из центробежного сепаратора 5 твердой фазы сообщена с выкидной линией 6, а выход 8 очищенной от твердых частиц жидкости со свободным газом связан с накопительной емкостью 9, выполненной в виде шурфа, причем в шурф 9 спущена промежуточная колонна 10. В ней расположен силовой насос 3 погружного типа с погружным электродвигателем 11, кабелем 12 и газосепаратором 4 на приеме, при этом газосепаратор 4 выполнен центробежного типа. Верхние части накопительной емкости 9 и промежуточной колонны 10 сообщены с выкидной линией 6 трубопроводами 13 и 14.
В одном из вариантов системы центробежный сепаратор 5 твердой фазы является отделителем части свободного газа от жидкости и снабжен отводом 15 отделенного газа, сообщенным с выкидной линией 6.
В другом варианте на нагнетательной линии 16 силового погружного насоса 3 установлен регулятор 17 для перепуска части жидкости в накопительную емкость 9. Кабель 12 погружного электродвигателя 11 может быть соединен с преобразователем частоты тока 18.
Скважина 2 сообщена с нефтяным пластом 19. В скважину 2 в одном их вариантов системы может быть спущен двухрядный лифт, состоящий из внутреннего 20 и внешнего 21 рядов насосно-компрессорных труб. Выкидная линия 6 системы соединена с коллектором нефтегазосбора 22.
Ротор 23 центробежного сепаратора 5 приводится во вращение посредством электродвигателя 24.
В варианте выполнения системы (см. фиг.2) на поверхности установлен эжектор 25, сопло 26 которого подключено через регулирующий элемент 27 к нагнетательной линии 16 силового насоса 3. Приемная камера 28 эжектора 25 соединена с выкидной линией 6, а выход из диффузора 29 сообщен с коллектором нефтегазосбора 22.
В одном из вариантов системы (см. фиг.3) сопло 30 струйного аппарата 1 сообщено с внутренним рядом лифта 20, приемная камера 31 струйного аппарата 1 связана с забоем скважины 2, а выход из диффузора 32 струйного аппарата 1 сообщен с кольцевым пространством 33 двухрядного лифта. Для обеспечения возможности гидравлического спуска-подъема струйный аппарат 1 снабжен уплотнением 34, а для подъема с помощью канатной техники на струйном аппарате 1 установлена ловильная головка 35. Низ 36 внешнего ряда лифта 21 снабжен обратным клапаном 37, а в нижней части 38 внутреннего ряда лифта 20 установлен извлекаемый обратный клапан 39, имеющий возможность гидравлического спуска, а также возможность подъема с помощью канатной техники, для чего в корпусе клапана 39 выполнена внутренняя канавка 40 под захват канатного ловителя.
В нижней части 36 двухрядного лифта может быть размещен глубинный прибор 41. В вариантах выполнения системы глубинный прибор 41 соединен со струйным аппаратом 1, а также имеет дистанционную передачу информации на поверхность по кабелю (не показано).
Перед соплом 30 струйного аппарата 1 установлен фильтр 42 для предотвращения засорения сопла 30 механическими примесями (окалиной, грязью и т.д.) из труб при запуске системы.
В одном из вариантов выполнения системы двухрядный лифт снабжен хвостовиком 43 (см. фиг.4).
Способ добычи нефти согласно настоящему изобретению осуществляется следующим образом.
В скважину 2 спускают струйный аппарат 1, нагнетают силовым насосом 3 рабочую жидкость в сопло 30 струйного аппарата 1 и эжектируют скважинную продукцию на поверхность. Поднятую из скважины смесь нефти, воды, газа и твердых частиц направляют в центробежный сепаратор 5, где отделяют в поле центробежных сил твердую фазу от рабочей и скважинной жидкости. Часть потока скважинной жидкости подают совместно с отсепарированной твердой фазой в выкидную линию 6. После этого направляют рабочую и остаточную скважинную жидкость со свободным газом в накопительную емкость 9, где производят центробежную сепарацию свободного газа газосепаратором 4 перед поступлением рабочей жидкости на прием размещенного в накопительной емкости 9 силового насоса 3. Отсепарированный свободный газ и остаточную скважинную жидкость подают при этом из накопительной емкости 9 в выкидную линию 6.
В варианте способа центробежную сепарацию твердой фазы проводят одновременно с частичным отделением свободного газа от рабочей и скважинной жидкости, причем отделенный свободный газ направляют в выкидную линию 6. В другом варианте способа скважинную жидкость с отсепарированными твердой фазой и свободным газом направляют из выкидной линии 6 в коллектор нефтегазосбора 22 посредством эжектирования.
В вариантах способа режимы работы регулируют перепуском части жидкости из нагнетательной линии 16 силового насоса в накопительную емкость 9 и изменением частоты вращения вала силового насоса 3.
Насосно-эжекторная система для добычи нефти работает следующим образом.
Рабочая жидкость нагнетается силовым насосом 4 в сопло струйного аппарата 1. Создается депрессия и вызывается приток из пласта 19 в скважину 2. Струйный аппарат 1 откачивает скважинную продукцию на поверхность и далее - в центробежный сепаратор 5, ротор 23 которого приводится во вращение электродвигателем 24. В поле центробежных сил во вращающемся роторе 23 сепаратора 5 происходит отделение твердых частиц. В варианте системы в роторе 23 производится также отделение части свободного газа. Твердые частицы и часть свободного газа подаются по линии 7 и отводу 15 вместе с частью скважинной жидкости в выкидную линию 6.
Очищенная от твердых частиц жидкость с остаточным свободным газом поступает с выхода 8 сепаратора 5 в шурф 9, в верхней части которого происходит отделение рабочей жидкости от жидкости, добытой из скважины. Скважинная жидкость идет по трубопроводу 13 в выкидную линию, а рабочая жидкость с остаточным свободным газом направляется в нижнюю часть шурфа 9 и далее - в промежуточную колонну 10, где после обтекания погружного электродвигателя 11 поступает в центробежный газосепаратор 4. В нем остаточный свободный газ окончательно отделяется от рабочей жидкости, которая нагнетается погружным силовым насосом в линию 16 и далее - в сопло струйного аппарата 1. Свободный газ сбрасывается центробежным газосепаратором 4 в верхнюю часть промежуточной колонны 10 и затем идет по трубопроводу 14 в выкидную линию 6.
Использование эффективных технологий центробежной сепарации вместо процессов гравитационного и циклонного отделения позволяет существенно повысить надежность эксплуатации при одновременном упрощении обслуживания и снижении материалоемкости.
Регулятор 17 служит для изменения режимов закачки рабочей жидкости в сопло струйного аппарата 1. В варианте системы регулирование режимов работы проводится также изменением частоты вращения вала электродвигателя 11 и, соответственно, погружного насоса 3 преобразователем частоты тока 18, подсоединенным к кабелю 12.
В одном из вариантов системы смесь из выкидной линии 6 откачивают в коллектор нефтегазосбора 22 эжектором, сопло 26 которого подключено через регулирующий элемент 27 к нагнетательной линии 16 силового насоса 3, приемная камера 28 соединена с выкидной линией 6, а выход из диффузора 29 сообщен с коллектором нефтегазосбора 22. Откачка смеси из выкидной линии 6 обеспечивает более устойчивую работу системы при высоких концентрациях свободного газа.
В варианте системы в скважину 2 спущен двухрядный лифт, что позволяет обойтись без пакера и связанных с ним проблем, а также оперативно контролировать динамический уровень при эксплуатации скважины. В этом случае внешняя колонна насосно-компрессорных труб 21 после спуска опрессовывается давлением насоса 3 с помощью клапана 37. Затем спускается внутренняя колонна насосно-компрессорных труб 20 и опрессовывается насосом 3 с помощью сбрасываемого клапана 39. Струйный аппарат 1 спускается под давлением рабочей жидкости, нагнетаемой насосом 3 во внутренний ряд лифта 20, на сбрасываемый клапан 39. Подъем струйного аппарата 1 осуществляется путем закачки жидкости в пространство между внутренним 20 и внешним 21 рядами лифта. Струйный аппарат 1 снабжен ловильной головкой 27 для захвата и извлечения из скважины с помощью канатной техники при невозможности подъема гидравлическим путем (пропуски в уплотнении 34 и т.п.). Имеется также возможность извлечь из скважины клапан 39 за канавку 40 и при необходимости заменить. Фильтр 42 предназначен для предотвращения засорения сопла 30 крупными механическими примесями (окалиной и др.) из труб при запуске системы в работу.
В вариантах системы с помощью размещенного в нижней части двухрядного лифта глубинного прибора 41, который может быть соединен со струйным аппаратом и иметь дистанционную передачу информации на поверхность, замеряется давление, температура и другие параметры на забое скважины 2, что позволяет контролировать процесс разработки нефтяного месторождения.
Все это, вместе взятое, существенно повышает надежность эксплуатации.
В одном из вариантов системы двухрядный лифт снабжен хвостовиком 43, что позволяет в ряде случаев уменьшить глубину спуска струйного аппарата 1 в скважину 2. При этом скважинная продукция от забоя до струйного аппарата 1 поднимается по хвостовику 43.
Таким образом, указанная совокупность отличительных признаков изобретения позволяет повысить надежность процесса нефтедобычи путем применения эффективных технологий центробежного отделения газа и твердых частиц от жидкости при одновременном снижении материалоемкости, удешевлении монтажа и упрощении обслуживания по сравнению с известными техническими решениями.
Класс F04F5/54 установки со струйными насосами, например комбинации двух или более насосов различных типов
Класс E21B43/40 разделение в сочетании с обратной закачкой разделенных материалов