Способ добычи нефти и насосно-эжекторная система для его осуществления

 

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.

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.

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.

РИСУНКИРисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4