Откачивающая система

Авторы патента:


Откачивающая система
Откачивающая система
Откачивающая система
Откачивающая система

 


Владельцы патента RU 2566349:

Веллтек А/С (DK)

Группа изобретений относится к скважинной откачивающей системе для откачивания жидкости и способу откачки. Технический результат - упрощение устройства и способа без использования бурильных труб или колонн гибких труб. Устройство содержит насос со входом и выходом, трубопровод, имеющий жидкостное соединение с указанным выходом насоса. Имеется приводной блок, соединенный с питающим кабелем, например с кабель-тросом. Приводной блок содержит приводной вал для приведения насоса в действие. Насос представляет собой возвратно-поступательный насос, содержащий по меньшей мере один насосный блок с первым подвижным элементом для обеспечения всасывания скважинного флюида в первую камеру и вытеснения скважинного флюида из первой камеры. Устройство дополнительно содержит компенсирующее устройство. Оно имеет компенсационную камеру с компенсирующим подвижным элементом, разделяющим компенсационную камеру на первую секцию камеры и вторую секцию камеры. Первая секция камеры имеет жидкостное соединение со скважинным флюидом. Вторая камера устройства имеет жидкостное соединение со второй секцией камеры. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к скважинной откачивающей системе, погружаемой в скважину с целью откачивания жидкости из скважины, содержащей скважинный флюид, например газ, под давлением, причем указанная система содержит насос с входом и выходом, трубопровод, имеющий жидкостное соединение с выходом насоса, и приводной блок, соединенный с питающим кабелем, например с кабель-тросом, и содержащий вращающийся приводной вал для приведения насоса в действие, причем указанный насос представляет собой возвратно-поступательный насос, содержащий по меньшей мере один насосный блок с первым подвижным элементом, перемещаемым в корпусе с целью всасывания скважинного флюида в первую камеру и вытеснения скважинного флюида из первой камеры. Кроме того, настоящее изобретение относится к способу откачивания из скважины.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Во время добычи газа частицы воды могут либо уже присутствовать в скважинном флюиде, либо образовываться при перемещении наверх по скважине или стволу скважины. При этом некоторые частицы воды могут конденсироваться на внутренней поверхности скважины, стекая затем по ней вниз на дно скважины. В результате на дне скважины скапливается вода, которая препятствует поступлению газа из формации в скважину.

Если скопление воды привело к уменьшению или прекращению поступления газа из скважины, к бурильной трубе присоединяют насос и опускают его в скважину с целью откачивания воды наверх по указанной бурильной трубе. При этом существующие средства откачивания имеют значительные габариты и требуют наличия бурильной трубы или аналогичных приспособлений.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Задача данного изобретения состоит в полном или частичном устранении указанных недостатков и изъянов известного уровня техники. В частности, задачей изобретения является создание откачивающей системы, которая имеет упрощенную конструкцию и которую легче погружать в скважину, причем откачивание воды из скважины осуществляется без использования бурильных труб или колонн гибких труб.

Задачи, указанные выше, а также различные другие задачи, преимущества и признаки станут очевидны по прочтении описания предлагаемого технического решения, представляющего собой скважинную откачивающую систему, погружаемую в скважину с целью откачивания жидкости из скважины, содержащей скважинный флюид, например газ, под давлением, причем указанная система содержит: насос с входом и выходом;

трубопровод, имеющий жидкостное соединение с указанным выходом насоса;

приводной блок, соединенный с питающим кабелем, например с кабель-тросом, и содержащий вращающийся приводной вал для приведения указанного насоса в действие;

при этом указанный насос представляет собой возвратно-поступательный насос, содержащий по меньшей мере один насосный блок с первым подвижным элементом, перемещаемым в корпусе с целью всасывания скважинного флюида в первую камеру и вытеснения скважинного флюида из первой камеры.

Предлагаемая скважинная откачивающая система представляет собой систему для откачивания жидкости, например воды, со дна скважины, содержащей скважинный флюид, например газ, под давлением, на объект, находящийся вне скважины, причем трубопровод имеет жидкостное соединение с выходом насоса и протянут до указанного объекта, который может представлять собой буровую установку, судно или же воду над устьем скважины. При этом используют насос погружного типа и приводной блок погружного типа.

Одним из вариантов осуществления изобретения предусмотрено, что первый подвижный элемент может разделять корпус на первую камеру и вторую камеру.

Другой вариант осуществления изобретения предусматривает, что система может содержать обратный клапан, установленный между входом и первой камерой, и второй обратный клапан, установленный между выходом и первой камерой, что позволяет всасывать жидкость в первую камеру с последующим ее вытеснением через второй обратный клапан путем перемещения указанного подвижного элемента.

Кроме того, скважинная откачивающая система может содержать компенсирующее устройство, имеющее компенсационную камеру с компенсирующим подвижным элементом, перемещаемым в компенсационной камере и разделяющим компенсационную камеру на первую секцию камеры и вторую секцию камеры, причем первая секция камеры имеет жидкостное соединение со скважинным флюидом, причем вторая секция камеры имеет жидкостное соединение со второй камерой возвратно-поступательного насоса.

Такое решение направлено на создание равновесия давлений между указанными двумя камерами с тем, чтобы не допустить протечки грязной жидкости из скважины на чистую сторону насоса.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, компенсирующий подвижный элемент представляет собой поршень.

Кроме того, компенсирующее устройство может содержать по меньшей мере один упругий элемент, установленный в первой секции камеры и нагружающий компенсирующий подвижный элемент в направлении насоса.

При этом компенсирующий подвижный элемент можно снабдить кольцевым уплотнительным средством.

Предлагаемая скважинная откачивающая система может иметь корпус с отверстиями, в которых можно установить сетку или фильтр, предотвращающие попадание в компенсирующее устройство или в насос твердого осадка или других частиц, ухудшающих их работу.

Кроме того, первую камеру можно заполнять жидкостью во время откачивания указанной жидкости, например воды, а вторую камеру заполнять второй жидкостью.

При этом вторая жидкость может представлять собой диэлектрический флюид, например минеральное масло, касторовое масло, полихлорбифенил или другое подобное вещество.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, трубопровод можно изготовить из неметаллического материала.

Согласно другому варианту осуществления изобретения, трубопровод можно изготовить из материала, более гибкого, чем железо или сталь.

Согласно еще одному варианту осуществления изобретения, трубопровод можно изготовить из пластика, синтетического или натурального каучука или из композитного материала.

Кроме того, насосный блок можно окружить полостью, заполняемой второй жидкостью и имеющей жидкостное соединение со второй камерой насосного блока.

Кроме того, насос может содержать группу насосных блоков, причем подвижные элементы могут быть установлены так, что если один подвижный элемент перемещается в одном направлении, другой подвижный элемент перемещается в противоположном направлении.

Возвратно-поступательный насос может представлять собой радиальный или осевой насос.

В одном из вариантов осуществления изобретения первый подвижный элемент может смещать первый объем жидкости, перемещаясь в одном направлении, при этом второй подвижный элемент может смещать второй объем жидкости, перемещаясь в направлении, противоположном первому направлению, причем первый и второй объемы, по существу, равны по величине.

В другом варианте изобретения первый подвижный элемент может смещать первый объем жидкости при перемещении в одном направлении, при этом два или более подвижных элемента могут смещать второй объем жидкости при перемещении в одном направлении, причем первый и второй объемы, по существу, равны по величине.

Скважинная откачивающая система может также содержать блок управления для запуска насоса.

При этом блок управления может содержать измерительный блок для измерения мощности, потребляемой приводным блоком для приведения насоса в действие.

Если измерительный блок определил, что приводной блок потребляет мощность меньше заданного значения, насос останавливается. Указанное заданное значение соответствует мощности, потребляемой приводным блоком для приведения в действие насоса, который не откачивает или откачивает лишь небольшой объем жидкости. Такое решение позволяет экономить энергию при полном отсутствии или при наличии лишь небольшого объема жидкости в скважине. Система находится в режиме ожидания в течение заданного периода времени, после чего снова запускает насос, измеряя при этом мощность. Если в заданный временной интервал система запустила насос заданное число раз, то этот заданный временной интервал увеличивается.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, подвижный элемент может представлять собой твердый или гибкий элемент, пластину или диск.

При этом предусмотрена возможность наличия меньшей мере двух подвижных элементов.

Кроме того, можно использовать измерительные средства для определения уровня энергопотребления во время откачивания.

Блок управления может содержать приемное устройство для регистрации уровня энергопотребления или мощности, необходимой для приведения в действие насоса, а также вычислительное устройство для сравнения энергопотребления с заданным минимальным значением.

Возвратно-поступательный насос может представлять собой диафрагменный насос, поршневой насос или плунжерный насос.

При этом можно предусмотреть фильтрующее приспособление, размещенное перед входом или выполненное как составная часть входа.

Кроме того, запуск насоса может осуществляться по истечении заданного периода времени с момента последней остановки насоса.

Этот период времени может увеличиваться от запуска до запуска или при выполнении заданного числа попыток запуска, если энергопотребление или мощность меньше заданного значения.

При этом период времени может составлять от 5 минут до 1 месяца.

Дополнительно скважинная откачивающая система может содержать крепежное средство для закрепления насоса внутри скважины.

Приводной блок может содержать пусковое устройство, которое во время запуска насоса уменьшает крутящий момент, подаваемый на приводной вал, приводящий насос в действие.

Подобное пусковое устройство, называемое также плавным пускателем, используется в комбинации с электродвигателями переменного тока.

Кроме того, приводной блок может представлять собой электродвигатель или гидравлический двигатель.

Скважинная откачивающая система может дополнительно содержать приводное приспособление для перемещения данного устройства внутри скважины.

В качестве приводного приспособления можно использовать скважинный трактор.

Одним из вариантов осуществления изобретения предусмотрена возможность соединения приводного вала с вращающимися кулачками, соединенными с первым подвижным элементом, совершающим возвратно-поступательное движение.

Кроме того, приводной вал может приводить в действие группу насосов.

В одном из вариантов осуществления изобретения ширина поперечного сечения трубопровода может составлять менее 25% внутреннего диаметра скважины или обсадной трубы скважины, предпочтительно менее 10% указанного внутреннего диаметра, более предпочтительно менее 5% указанного внутреннего диаметра.

Кроме того, скважинная система может содержать предлагаемую скважинную откачивающую систему и приводное приспособление, обеспечивающее собственное перемещение и перемещение скважинной откачивающей системы внутри скважины.

Кроме того, изобретение относится к способу, содержащему следующие этапы:

ввод предлагаемой скважинной откачивающей системы; запуск насоса;

измерение мощности, потребляемой приводным блоком для приведения насоса в действие;

определение, превышает ли мощность заданное значение; остановка насоса, если мощность меньше заданного значения.

Кроме того, предлагаемое изобретение относится к способу, дополнительно содержащему этап повторного запуска насоса по истечении заданного периода времени.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Ниже предлагаемое изобретение описано более подробно со ссылками на сопроводительные схематичные чертежи, иллюстрирующие некоторые варианты осуществления изобретения, не носящие ограничительного характера. На чертежах:

фиг.1 - скважинная откачивающая система в скважине;

фиг.2 - вид сбоку скважинной откачивающей системы;

фиг.3 - частичный вид в разрезе по продольной оси системы;

фиг.4 - частичный вид в разрезе по продольной оси другого варианта осуществления скважинной откачивающей системы.

Все чертежи выполнены весьма схематично и не обязательно с соблюдением масштаба. При этом изображены лишь части, необходимые для раскрытия изобретения; другие части либо не вообще показаны, либо лишь упомянуты.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

На фиг.1 изображена предлагаемая скважинная откачивающая система 1, погруженная в скважину 38 с целью откачки жидкости 13 из скважины к вышележащей поверхности. В скважине под определенным давлением Р содержится скважинный флюид 14, например газ. В скважинном флюиде при добыче газа могут либо уже присутствовать частицы воды, либо частицы воды могут образовываться при перемещении вверх по скважине или стволу скважины. При продвижении внутри скважины некоторые частицы воды конденсируются на внутренней поверхности ствола скважины, стекая затем по внутренней поверхности вниз на дно скважины. При этом помимо воды в газе могут осаждаться и другие жидкости.

Как показано на фиг.1, для откачивания воды наверх со дна скважины скважинную откачивающую систему 1 погружают в скважину посредством кабель-троса. Скважинная откачивающая система 1 содержит небольшой гибкий трубопровод 5, по которому протекает вода, откачиваемая к вышележащей поверхности. Трубопровод имеет ширину wt поперечного сечения менее 25% внутреннего диаметра Dc скважины или обсадной трубы 39. Ширина wt поперечного сечения трубопровода составляет менее 25% внутреннего диаметра Dc скважины 38 или обсадной трубы 39 скважины, предпочтительно менее 10% внутреннего диаметра Dc, более предпочтительно менее 5% внутреннего диаметра Dc, еще более предпочтительно менее 2% указанного внутреннего диаметра.

Как показано на фиг.2, скважинная откачивающая система 1 содержит корпус 37 с насосом 2 для откачивания жидкости 13 к вышележащей поверхности или в другое место, а также приводной блок 6 для запуска и приведения в действие насоса 2. Приводной блок 6 присоединен к питающему кабелю 7, представляющему собой часть трубопровода 5 или отдельный кабель, например кабель-трос. Кроме того, скважинная откачивающая система 1 содержит компенсатор 22 в виде компенсирующего устройства 22, предназначенного для компенсации высокого давления на дне скважины. При повышении скважинного давления вокруг насоса компенсирующее устройство 22 снабжает насос 2 флюидом, предотвращая тем самым смятие стенок насоса. При возвращении давления на более низкий уровень компенсирующее устройство 22 может накапливать флюид внутри насоса 2, предотвращая тем самым выпучивание насоса.

Компенсирующее устройство 22 позволяет использовать в откачивающей системе 1 тонкие стенки, что уменьшает затраты на ее изготовление. Конструкция с тонкими стенками весит меньше откачивающих систем, известных из уровня техники, и поэтому не создает столь значительной нагрузки на трубопровод. Как результат, можно использовать трубопровод меньшего размера.

Как показано на фиг.3, насос 2 содержит вход 3 для впуска жидкости 13 в насос 2 и выход 4, имеющий жидкостное соединение с трубопроводом 5, используемым для переноса жидкости 13. Насос 2 представляет собой возвратно-поступательный насос, поскольку насосы этого типа имеют простую конструкцию и способны откачивать даже небольшие объемы жидкости. Таким образом, откачивающая система 1 может использоваться в качестве постоянной системы, установленной внутри скважины во время добычи газа, с устранением необходимости в дополнительной более габаритной откачивающей системе.

Насос 2 представляет собой радиальный поршневой насос с двумя насосными блоками 8, имеющими первый подвижный элемент 9, например поршень, перемещаемый в корпусе 10 и разделяющий корпус 10 на первую камеру 11 и вторую камеру 12. Жидкость 13 закачивают из скважины в первую камеру 11, а затем через выход 4 откачивают в трубопровод 5. То есть, первая камера 11 расположена с "грязной" стороны подвижного элемента 9, при этом поршень 8 может проталкивать грязь перед собой при продвижении в направлении входа 3. В результате обеспечено, что любая грязь или нежелательные элементы текут вместе с потоком скважинного флюида 14 при выкачивании наружу через выход 4.

Вторая камера 12 заполнена вторым флюидом, более чистым по сравнению со скважинным флюидом 14, что уменьшает риск попадания грязи из скважины в ответственные части насоса 2. В качестве второго флюида в общем случае используют диэлектрический флюид, используемый также в трансформаторах и поэтому называемый иногда трансформаторным маслом. Вторая жидкость может представлять собой минеральное масло, касторовое масло, полихлорбифенил (ПХБ) или другое аналогичное вещество.

Насосный блок 8 содержит обратный клапан 15, установленный между входом 3 и первой камерой 11, и второй обратный клапан 16, установленный между выходом 4 и первой камерой 12. Хотя обратные клапаны 15, 16 изображены в виде шаров шарового клапана, можно использовать любые подходящие обратные клапаны. В такой конструкции смещение подвижного элемента 9 от входа 3 приводит к увеличению объема первой камеры 11 и заполнению первой камеры 11 скважинным флюидом 14, причем при возвращении подвижного элемента 9 к входу 3 флюид 14 не может вытечь обратно через вход 3. Затем жидкость 13, втянутую в первую камеру 11, вытесняют через второй обратный клапан.

Подвижные элементы 9 установлены таким образом, что если один подвижный элемент перемещается в одном направлении, другой подвижный элемент перемещается в противоположном направлении. То есть, во время одного такта один поршень занимает свое верхнее положение, а другой - свое нижнее положение. Объем V1 первой камеры 11 одного насосного блока 8, по существу, такой же, как объем V2 второй камеры 12 другого насосного блока. Верхнее положение соответствует положению, ближайшему к входу 3 и выходу 4, а нижнее положение соответствует положению, наиболее удаленному от входа 3 и выхода 4. Таким образом, объем первой камеры 11 насосного блока 8 равен объему второй камеры 12 другого насосного блока. При этом один насосный блок подает в другой насосной блок второй флюид, предотвращая тем самым всасывание "грязного" скважинного флюида 14 внутрь "чистой" стороны насосного блока 8.

Как показано на фиг.3, скважинная откачивающая система 1 снабжена также компенсирующим устройством 22, содержащим компенсационную камеру 17 с компенсирующим подвижным элементом 18, действующим в качестве поршня, смещаемого в компенсационной камере 17 и разделяющего указанную камеру на первую секцию 19 камеры и вторую секцию 20 камеры. При этом первая секция 19 камеры имеет жидкостное соединение со скважинным флюидом 14 посредством отверстия 23 в стенке указанной камеры и отверстия 24 в стенке скважинной откачивающей системы 1. Вторая камера 12 насоса имеет жидкостное соединение с полостью 21, окружающей корпус 10 насосных блоков 8, и со второй секцией 20 камеры. В такой конструкции скважинный флюид 14 оказывает давление на грязную сторону компенсирующего подвижного элемента 18, уравнивая тем самым давление внутри насоса 2 со скважинным давлением Р.

Благодаря компенсирующему устройству 22 потери флюида, вызванные протечками, меньше чем, например, в известных насосах, используемых на глубине. Кроме того, система является более эффективной как с энергетической точки зрения, так и в отношении жидкостей, например масла и воды.

Компенсирующая камера 17, таким образом, является камерой, отделенной от полости 21, причем только вторая секция 20 камеры имеет жидкостное соединение с полостью 21 посредством отверстия 40.

В отверстиях 24 установлена сетка или фильтр 30, предотвращающие попадание в компенсирующее устройство 22 или в насос 2 твердого осадка или других частиц, ухудшающих их работу.

Компенсирующий подвижный элемент 18 можно смещать внутри компенсирующей камеры 17. Кольцевое уплотнительное средство 36, например О-образное кольцо, установленное между подвижным элементом 18 и внутренней стенкой компенсирующей камеры 17, не дает грязному скважинному флюиду смешиваться с чистым вторым флюидом внутри насоса 2. Компенсирующий подвижный элемент 18 установлен с возможностью смещения на двух направляющих стержнях 25. Такое решение позволяет избежать угловых смещений указанного элемента 18 при его перемещении в компенсирующей камере 17, поэтому компенсирующий указанный подвижный элемент 18 представляет собой поршень.

С грязной стороны подвижного элемента 18 - там, где находится скважинный флюид 14 - вокруг стержней 25 установлены упругие элементы 34, например пружины, за счет чего давление флюида в полости 21, окружающей корпусы 10 насосных блоков 8, превышает давление скважинного флюида 14. Такое решение позволяет предотвратить попадание скважинного флюида 14 в полость 21, что особенно важно в случае высокой агрессивности скважинного флюида 14. Таким образом, компенсирующее устройство 22 содержит по меньшей мере один упругий элемент 34, установленный в первой секции 19 камеры и нагружающий подвижный элемент 18 в направлении насоса 2.

Для перемещения поршней в корпусе 10 приводной блок 6 вращает приводной вал 26, на котором установлены кулачки 27 для смещения вверх и вниз или назад и вперед штока 28 поршня. Таким образом, вращающийся кулачок 27 соединен с первым подвижным элементом 9, совершающим возвратно-поступательное движение, при этом шток 28 является элементом, приводимым в движение кулачком.

Пути движения флюида, соединяющие отверстия 24 откачивающей системы 1 и входы насосных блоков 8, могут представлять собой полости или просверленные отверстия или комбинацию полостей и просверленных отверстий со стороны откачивающей системы 1. Приводной вал 26, проходящий через стенку между насосом 2 и приводным блоком 6, снабжен уплотнением, предотвращающим смешивание флюида, окружающего приводной блок 6, например двигатель, со вторым флюидом. Флюид внутри двигателя и/или окружающий двигатель, может быть тем же веществом, что и второй флюид, поэтому протечки в переходную область между насосом и приводным блоком вокруг приводного вала не влияют на работу двигателя или насоса.

Как показано на фиг.3-4, приводной вал 26 используется для привода группы насосов 2, для чего он соединен с группой кулачков 27, взаимодействующих с группой поршней таким образом, что когда один поршень смещается в направлении от входа 3, всасывая флюид в первую камеру 11, другой поршень смещается в направлении к входу 3, уравнивая объем флюида во второй камере 12. За счет этого объем флюида в полости 21, по существу, не изменяется. При этом некоторое количество флюида в указанной полости может все-таки просачиваться через первый подвижный элемент 9 или поршень, однако определенное давление флюида, создаваемое компенсирующим устройством 22 под действием пружины 34, не дает грязному скважинному флюиду попасть внутрь полости 21. Таким образом, внутри по указанной полости могут иметь место колебания флюида. При этом положение компенсирующего подвижного элемента 18 во время процесса откачивания, по существу, не изменяется.

Система 1 может содержать более двух насосных блоков 8, приводимых в действие одним и тем же приводным средством, при этом три или более насосных блока могут уравновешивать друг друга тем же образом, что и два насосных блока. Например, в случае трех насосных блоков два подвижных элемента могут перемещаться в одном направлении, а третий - в другом направлении. Насосные блоки могут отличаться друг от друга по смещаемому объему.

На фиг.3-4 каналы, идущие непосредственно до входа 3 и от выхода 4, не расположены в одной плоскости разреза, при этом исключительно в целях иллюстрации выходной канал 4 показан лишь точечным пунктиром.

Насос 2 с фиг.4 представляет собой осевой поршневой насос, содержащий два насосных блока 8, каждый из которых снабжен первым подвижным элементом 9, перемещаемым в корпусе 10 с целью всасывания скважинного флюида 14 в первую камеру 11 и вытеснения скважинного флюида из первой камеры 11. В этом варианте осуществления изобретения подвижный элемент 9 представляет собой поршень, соединенный с кулачком в виде наклонной пластины 29, вращаемой приводным валом 26 приводного блока 6. При отводе поршня 9 в направлении приводного блока 6 в корпусе 10 увеличивается объем V1 первой камеры 11, и скважинный флюид 14 всасывается внутрь указанной камеры. Затем, при перемещении поршня в направлении выхода 4, скважинный флюид 14 вытесняется через выпускные отверстия 4 в трубопровод 5.

На фиг.4 показано, что вторая камера 12 корпуса 10 насоса является также полостью 21. При этом указанная полость 21 имеет жидкостное соединение с остальной частью полости 21 по каналу 35.

Конструкция компенсирующего устройства 22 аналогична конструкции компенсирующего устройства с фиг.3, с тем различием, что в ней использован один направляющий стержень 25 вместо двух.

Как показано на фиг.3-4, откачивающая система 1 снабжена несколькими отверстиями для пропуска скважинного флюида 14 в насос 2. Отверстия 24 могут быть расположены как на одном из концов системы 1, так и по ее боковым сторонам 31. Если отверстия выполнены в стенке откачивающей системы как на конце, так и по боковым сторонам, скважинную откачивающую систему 1 можно использовать даже при некотором наклоне и отклонении от вертикального положения, в котором ее продольная ось параллельна продольной оси скважины.

Трубопровод 5 используемый для откачивания жидкости 13, например воды, к вышележащей поверхности, выполнен из неметаллического материала, например пластика, синтетического или природного каучука или композиционного материала, позволяющего изготовить стойкий к разрушению гибкий трубопровод малого диаметра. Кроме того, поскольку трубопровод выполнен гибким, жидкость можно откачивать вверх по трубопроводу даже при наличии изгиба трубопровода. Внутренний диаметр трубопровода составляет 50-1 мм, предпочтительно 30-5 мм, более предпочтительно 20-5 мм. Трубопровод 5 можно соединить с кабелем подачи питания на приводной блок 6, например в виде гибкого подводного кабеля, содержащего как трубопровод для флюида, так и электрические кабели.

Если трубопровод 5 выполнен из материала, более гибкого по сравнению с железом или сталью, и позволяющего изготавливать трубопровод малого диаметра, используется насос 2, способный откачивать небольшие объемы флюида. Если бы трубопровод 5 имел слишком большой диаметр, тонкостенный возвратно-поступательный насос согласно изобретению не смог бы откачивать флюид на всем протяжении до вышележащей поверхности, поскольку насос 2 не способен поднять столб жидкости, имеющий больший диаметр, например диаметр бурильной трубы или колонны гибких труб. Насосы для бурильных труб или колонн гибких труб представляют собой крупногабаритные устройства существенно большей производительности. Соответственно, известные из уровня техники насосы имеют более сложную конструкцию и высокую стоимость. Конструкция же предлагаемого насоса 2 относительно проста и менее дорогостояща, что позволяет погружать насос на более продолжительное время, а также выбрасывать насосы, потерявшие работоспособность. Приводной блок 6 и компенсирующее устройство 22 можно использовать как многократно, так и однократно, то есть вся скважинная откачивающая система может представлять собой систему одноразового использования.

Мощность, необходимая для приведения насоса 2 в действие, оценивается менее чем в 2 лошадиных силы в сутки, предпочтительно менее 1,5 лошадиных сил в сутки при глубине скважины 10 тысяч футов и накоплении воды в скважине с интенсивностью 10 баррелей в сутки. Если из соображений предосторожности откачивающая система 1 погружена в течение длительного времени, не требуется, чтобы насос 2 был таким же мощным, как известные насосные системы, погружаемые после остановки добычи для очень быстрой откачки наверх большого объема воды.

В другом варианте осуществления скважинная откачивающая система 1 содержит три насосных блока 6, причем первый подвижный элемент 9, перемещаясь в первом направлении, смещает первый объем V1 жидкости, а два других подвижных элемента, перемещаясь противоположно первому направлению, смещают второй объем V2 жидкости, при этом первый и второй объемы имеют, по существу, равную величину. Когда указанные первый и второй объемы имеют, по существу, равную величину, перемещения подвижных элементов уравновешивают или нейтрализуют друг друга, поэтому откачивающей системе 1 не нужны крепежные приспособления для ее закрепления относительно скважинной системы.

Как показано на фиг.1, скважинная система 1 также содержит блок 32 управления для запуска насоса 2. В целом блок 32 управления расположен на поверхности, однако часть блока 32 может находиться в той части системы, которая погружена в скважину. Блок 32 управления посылает приводному блоку 6 сигнал на запуск или остановку. Приводной блок 6 содержит пусковое устройство, которое во время запуска насоса 2 обеспечивает уменьшение крутящего момента, подаваемого на приводной вал 26, приводящий насос 2 в действие. Кроме того, блок 32 управления содержит средство управления приводным блоком 6, обеспечивающее уменьшение крутящего момента, подаваемого на приводной вал 26. Указанное пусковое устройство, называемое также плавным пускателем, используется в общем случае в комбинации с электродвигателями переменного тока. Использование пускового средства, обеспечивающего плавный запуск, устраняет необходимость в крепежном приспособлении для закрепления системы относительно скважины.

Конструкция известных откачивающих систем с использованием средств крепления откачивающей системы относительно скважины является более сложной, поскольку после установки откачивающей системы на дне ствола средства крепления необходимо разворачивать. Если же известные откачивающие системы не закреплены, существует опасность их наклона при запуске насоса и, как следствие, существенно возрастает опасность нарушения работы откачивающей системы.

Кроме того, блок 32 управления может содержать измерительный блок 33 для измерения мощности, потребляемой приводным блоком 6 для приведения в действие насоса 2. Если измерения блока 33 указывают на то, что мощность, потребляемая приводным блоком 6 меньше заданного значения, насос 2 останавливается. Это значение превышает значение мощности, необходимой приводному блоку 6 для приведения в действие насоса 2, когда насос совсем не откачивает или откачивает наверх лишь малый объем жидкости. Такое решение позволяет экономить энергию при полном отсутствии или при наличии лишь небольшого объема жидкости в скважине.

После остановки приводного блока 6 система 1 находится в режиме ожидания в течение заданного периода времени, затем снова запускает насос 2, измеряя при этом мощность. Если система запустила насос в течение заданного временного интервала заданное число раз, и мощность еще не превысила заданное значение, временной интервал увеличивают. Таким образом, измерительное средство определяет уровень энергопотребления во время работы насоса, и на основе измеренной мощности блок 32 управления управляет приводным блоком 6. За счет такого решения скважинная откачивающая система 1 потребляет энергии не больше, чем требуется для откачивания наверх жидкости и, соответственно, является более экологичной.

Если после выполнения заданного числа попыток запуска уровень энергопотребления при работе насоса по-прежнему меньше заданного значения, период времени от запуска до запуска снова увеличивают. Указанный период времени варьируется от 5 минут до 1 месяца, предпочтительно от 5 минут до 2 недель, более предпочтительно - от 10 минут до 1 недели.

При использовании скважинной откачивающей системы 1 ее вводят внутрь скважины, и после установки в рабочее положение запускают насос 2 путем подачи пускового сигнала на приводной блок 6. Затем измерительный блок 33 измеряет мощность или уровень энергопотребления приводного блока 6, приводящего насос 2 в действие. Если блок 32 управления определил, что мощность меньше заданного значения, насос 2 останавливают. По истечении заданного периода времени насос 2 снова запускают и снова измеряют мощность. Если мощность меньше заданного значения, насос 2 снова останавливают. Процедуру запуска и остановки повторяют заданное число раз, после чего временной период увеличивают. Если уровень энергопотребления ниже заданного значения, процедуру запуска и остановки можно повторять от 3 до 30 раз, предпочтительно от 5 до 20 раз, более предпочтительно - от 5 до 10 раз. Число повторений, выполняемых до увеличения временного периода, может изменяться в зависимости от временного периода.

Для определения момента, когда следует запускать и останавливать приводной блок 6, блок 32 управления содержит приемное устройство для регистрации уровня энергопотребления X или мощности, необходимой для приведения насоса 2 в действие, а также вычислительное устройство для сравнения энергопотребления с заданным минимальным значением.

Как описано выше, возвратно-поступательный насос может представлять собой поршневой насос, однако может использоваться диафрагменный или плунжерный насос.

Имеется сетка 30 или сходное фильтрующее приспособление, установленное перед входом 3 или выполненное как составная часть входа 3. Как вариант, его можно установить также в стенках откачивающей системы 1, например в корпусе системы, так чтобы флюид, поступающий в несколько отверстий 24, проходил через одну и ту же сетку или одно и то же фильтрующее приспособление.

Скважинная откачивающая система 1 может содержать крепежное приспособление для закрепления насоса 2 в скважине, например, если приводной блок 6 не содержит пускового устройства для выполнения так называемого "плавного запуска".

В качестве приводного блока 6 можно использовать любое устройство, подходящее для приведения в действие насоса 2. Соответственно, приводной блок 6 может представлять собой электродвигатель или гидравлический двигатель.

Приводной блок 6 тоже может содержать компенсирующее устройство, предотвращающее смятие или выпучивание приводного блока. При этом, если компенсация приводного блока 6 осуществлена тем же путем, что и компенсация скважинной откачивающей системы 1, второй флюид, окружающий насос 2, не проникает в переходную область между насосом и приводным блоком в месте вхождения приводного вала 26 приводного блока в насос. Помимо этого, флюид внутри приводного блока 6 не будет смешиваться со вторым флюидом в насосе 2, поскольку давления внутри насоса и внутри приводного блока равны по величине.

Под флюидом или скважинным флюидом 14 понимается любая текучая среда, которая может присутствовать внутри нефтяной или газовой скважины, например природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода или другая текучая среда. Под газом понимается газ любого состава, присутствующий внутри скважины, оборудованной или необсаженной. Под нефтью понимается нефть любого состава, например сырая нефть, нефтесодержащий флюид, а также другие подобные вещества. Таким образом, газовые, нефтяные или водные флюиды могут в каждом случае содержать другие элементы или вещества, отличные, соответственно, от газа, нефти и/или воды.

Под обсадной колонной понимается любая труба, трубопровод, трубчатый элемент, потайная колонна, колонна труб или другое аналогичное оборудование, используемое на глубине в связи с добычей нефти или природного газа.

В том случае, если система не является погружаемой на всю глубину внутрь обсадной колонны, можно использовать скважинный трактор, продвигающий систему в рабочее положение на всю глубину скважины. Скважинный трактор представляет собой любое приводное приспособление, подходящее для продвижения оборудования в скважину или извлечения оборудования из скважины, например приспособление марки Well Tractor.

Хотя изобретение описано на примере предпочтительных вариантов осуществления, специалисту в данной области техники очевидна возможность осуществления различных других вариантов в объеме испрашиваемой правовой охраны, определяемой формулой изобретения.

1. Скважинная откачивающая система (1), погружаемая в скважину с целью откачивания жидкости (13) из скважины, содержащей скважинный флюид (14), например газ, со скважинным давлением, причем указанная система содержит:
насос (2) с входом (3) и выходом (4);
трубопровод (5), имеющий жидкостное соединение с указанным выходом насоса;
приводной блок (6), соединенный с питающим кабелем (7), например с кабель-тросом, и содержащий вращающийся приводной вал (26) для приведения указанного насоса в действие,
при этом указанный насос представляет собой возвратно-поступательный насос, содержащий по меньшей мере один насосный блок (8) с первым подвижным элементом (9), перемещаемым в корпусе (10) с целью обеспечения всасывания скважинного флюида в первую камеру (11) и вытеснения скважинного флюида из первой камеры (11);
указанная система дополнительно содержит компенсирующее устройство (22), имеющее компенсационную камеру (17) с компенсирующим подвижным элементом (18), перемещаемым в компенсационной камере и разделяющим компенсационную камеру на первую секцию (19) камеры и вторую секцию (20) камеры, причем первая секция камеры имеет жидкостное соединение со скважинным флюидом, причем вторая камера возвратно-поступательного насоса имеет жидкостное соединение со второй секцией камеры.

2. Система по п. 1, в которой первый подвижный элемент разделяет указанный корпус на указанную первую камеру и вторую камеру (12).

3. Система по любому из пп. 1 и 2, содержащая обратный клапан (15), установленный между указанными входом и первой камерой, и второй обратный клапан (16), установленный между указанными выходом и первой камерой, с обеспечением тем самым возможности всасывания жидкости в первую камеру с последующим ее вытеснением через второй обратный клапан путем перемещения указанного подвижного элемента.

4. Система по п. 1, в которой компенсирующий подвижный элемент представляет собой поршень.

5. Система по п. 1, в которой компенсирующее устройство содержит по меньшей мере один упругий элемент (34), установленный в первой секции камеры и нагружающий компенсирующий подвижный элемент в направлении насоса.

6. Система по п. 1, в которой компенсирующий подвижный элемент снабжен кольцевым уплотнительным средством (36).

7. Система по п. 1, имеющая корпус (37) с отверстиями (24), в которых установлена сетка или фильтр (30), предотвращающие попадание в компенсирующее устройство (22) или в насос (2) твердого осадка или других частиц, ухудшающих их работу.

8. Система по любому из пп. 2 и 4-7, в которой первая камера заполнена жидкостью во время откачивания указанной жидкости, например воды, при этом вторая камера заполнена второй жидкостью.

9. Система по п. 8, в которой вторая жидкость представляет собой диэлектрический флюид, например минеральное масло, касторовое масло, полихлорбифенил (ПХБ) или другое подобное вещество.

10. Система по любому из пп. 1-2, 4-7 и 9, в которой трубопровод изготовлен из неметаллического материала.

11. Система по любому из пп. 2, 4-7 и 9, в которой насосный блок окружен полостью (21), заполняемой второй жидкостью и имеющей жидкостное соединение со второй камерой насосного блока.

12. Система по любому из пп. 1-2, 4-7 и 9, в которой насос содержит группу насосных блоков, причем подвижные элементы установлены так, что если один подвижный элемент перемещается в одном направлении, другой подвижный элемент перемещается в противоположном направлении.

13. Система по любому из пп. 1-2, 4-7 и 9, в которой первый подвижный элемент смещает первый объем (V1) жидкости при перемещении в одном направлении, причем второй подвижный элемент смещает второй объем (V2) жидкости при перемещении в другом направлении, противоположном первому направлению, причем первый и второй объемы, по существу, равны по величине.

14. Система по любому из пп. 1-2, 4-7 и 9, дополнительно содержащая блок (32) управления для запуска насоса.

15. Система по п. 14, в которой блок управления содержит измерительный блок (33) для измерения мощности, потребляемой приводным блоком для приведения насоса в действие.

16. Система по п. 15, в которой запуск насоса происходит по истечении заданного периода времени с момента последней остановки насоса.

17. Система по любому из пп. 1-2, 4-7, 9 и 15-16, в которой приводной блок содержит пусковое устройство, которое во время запуска насоса уменьшает крутящий момент, подаваемый на приводной вал, приводящий насос в действие.

18. Система по любому из пп. 1-2, 4-7, 9 и 15-16, в которой приводной вал соединен с вращающимися кулачками (27), соединенными с первым подвижным элементом, совершающим возвратно-поступательное движение.

19. Система по любому из пп. 1-2, 4-7, 9 и 15-16, в которой приводной вал приводит в действие группу насосов.

20. Система по любому из пп. 1-2, 4-7, 9 и 15-16, в которой ширина (wt) поперечного сечения трубопровода составляет менее 25% внутреннего диаметра (Dc) скважины или обсадной трубы скважины, предпочтительно менее 10% указанного внутреннего диаметра (Dc), более предпочтительно менее 5% указанного внутреннего диаметра (Dc).

21. Скважинная система, содержащая скважинную откачивающую систему по любому из пп. 1-20 и приводное приспособление, обеспечивающее собственное перемещение и перемещение указанной скважинной откачивающей системы внутри скважины.

22. Способ, содержащий следующие этапы:
ввод скважинной откачивающей системы по любому из пп. 1-20;
запуск насоса;
измерение мощности, потребляемой приводным блоком для приведения насоса в действие;
определение, превышает ли мощность заданное значение; и
остановка насоса, если мощность меньше заданного значения.

23. Способ по п. 22, дополнительно содержащий этап повторного запуска насоса по истечении заданного периода времени.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройству, используемому при свабировании в насосно-компрессорной трубе, в частности в насосно-компрессорной трубе диаметром 2 дюйма.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин. Способ включает добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом (ЭЦН) и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию и ввод скважины в эксплуатацию.

Изобретение относится к области добычи газа и, в частности, к ремонту газодобывающих скважин, из которых необходимо удалять скапливающуюся на забое жидкость - воду, газоконденсат.

Способ относится к области газодобывающей промышленности и может быть использован при разработке трудноизвлекаемых запасов газа из подземных залежей. Технический результат - повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов газа на месторождениях, залежи которых представлены неконсолидированными, заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа - газосборных шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения полной выработки запасов нефти из продуктивного пласта независимо от величины депрессии на продуктивный пласт.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам автоматического управления технологическими процессами при эксплуатации скважин нефтегазового месторождения.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта. Техническим результатом является обеспечение возможности откачки газа из затрубного пространства в выкидной коллектор скважины для различных способов механизированной добычи нефти. Устройство для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины содержит цилиндр насоса для входа и выхода перекачиваемой жидкости, плунжер в цилиндре, обратные клапаны, расположенные по обе стороны цилиндра и сообщающие полость цилиндра с затрубным пространством скважины. Плунжер в цилиндре выполнен в виде двух поршней, соединенных штоком. Шток проходит через сальник цилиндра, по обе стороны которого к цилиндру через переключатель потока подведены линии для входа и выхода добываемой продукции. Одна из линий соединена с выкидным коллектором скважины до разрывной задвижки в коллекторе, а другая после нее. К обоим торцам цилиндра через одну пару обратных клапанов подведены газовые линии от затрубного пространства, а через другую пару клапанов торцы цилиндра соединены с выкидным коллектором после разрывной задвижки. В торцах цилиндра установлены электрические контакты, соединенные с электромагнитным приводом переключателя потока. 1 ил.

Изобретение относится к оборудованию для интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины, используемому в районах Крайнего Севера. Техническим результатом является повышение эксплуатационных качеств, увеличение надежности эксплуатации за счет обеспечения возможности постоянного мониторинга температуры и давления внутри скважины. Предложена интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина, состоящая из колонны насосно-компрессорных труб и подземного оборудования, размещенного на колонне насосно-компрессорных труб, выполненного из отдельных функциональных модулей, таких как модуль призабойный, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной, модуль, разделяющий затрубное пространство, модуль защитный, модуль компенсационный, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне, модуль приустьевой, каждый из которых включает функциональное оборудование по принадлежности, такое как воронку, подпакерный циркуляционный клапан, пакер, скважинную камеру, тепловой компенсатор, надпакерный циркуляционный клапан, клапан-отсекатель устьевой соответственно, и содержит вспомогательное оборудование. При этом подземное оборудование дополнительно содержит функциональный модуль, такой как измерительный модуль, размещенный между модулем организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне и модулем приустьевым. Причем измерительный модуль содержит в качестве функционального оборудования оптический датчик измерения температуры и давления, установленный в держателе и снабженный погружным оптоволоконным кабелем, закрепленным бандажными лентами на колонне насосно-компрессорных труб и на ее муфтах, выполненных с протекторами. Оптоволоконный кабель соединен посредством герметичной муфты, выполненной с уплотнительным элементом и расположенной в месте прохождения фонтанной арматуры, с устьевым оптоволоконным кабелем, который имеет возможность взаимодействия с оптоэлектронным блоком, который в свою очередь имеет возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с автоматическим рабочим местом оператора. При этом погружной оптоволоконный кабель расположен внутри герметичной нержавеющей трубки, которая защищена оплеткой, а оптоэлектронный блок наземной системы установлен в защитный корпус, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для разработки нефтяных месторождений с обустройством нефтяных промыслов. Нефтедобывающий комплекс включает, по меньшей мере, одну добывающую и одну нагнетательную скважины, снабженные блоками телемеханической системы регулирования и учета потоков добываемой и закачиваемой жидкости с регулируемыми клапанами и датчиками контрольно-измерительных приборов (КИП), межскважинную перекачивающую станцию (МПС). Регулируемые клапаны и датчики КИП размещены в обособленных каналах, сообщающих раздельно колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пластами добывающих и нагнетательных скважин, с возможностью передачи управляющих команд и информации о технологических параметрах флюида и закачиваемой водогазовой смеси от датчиков КИП по кабелям связи на панели управления соответствующих скважин на станции управления нефтедобывающим комплексом, связанную силовыми кабелями электропитания с электроприводами глубинных насосов добывающих скважин. МПС содержит автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) добывающих скважин, распределительный коллектор (РК) нагнетательных скважин, винтовой газожидкостный, отстойные жидкостный и трехфазный газожидкостный сепараторы, последний входом соединен трубопроводом с АГЗУ и трубопроводами с колоннами НКТ добывающих скважин, снабженными газожидкостным эжектором с байпасом, сообщающимися с межтрубным пространством, а выкидами по нефти - с винтовым газожидкостным и по воде - с жидкостным отстойным сепараторами, водогазовый эжектор, соединенный с колоннами НКТ нагнетательных скважин через РК посредством трубопроводов с запорной арматурой и обратным клапаном, встроенными в трубопровод дожимными насосами с байпасом, сообщающийся с колоннами НКТ нагнетательных скважин, силовой объемный насос с частотно-регулируемым электроприводом, емкость с поверхностно-активным веществом, сообщающуюся с приемной камерой водогазового эжектора. Выкиды по нефти жидкостного отстойного и винтового газожидкостного сепараторов соединены с нефтесборником. Выкид по воде жидкостного отстойного сепаратора соединен с резервуаром воды, который сообщен с силовым насосом. Выбросы газа из трехфазного отстойного и винтового газожидкостных сепараторов соединены газопроводами с газонакопителем, последний соединен с водогазовым эжектором и хемосорбционным газоочистителем с газоперекачивающим агрегатом на производственные и социально-бытовые нужды. Технический результат заключается в повышении дебита и нефтеотдачи пластов нефтяных залежей. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газонефтедобыче и может быть использовано на стадии эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений для определения природы воды, поступающей в продукцию скважин. Техническим результатом изобретения является определение природы воды в продукции скважин газоконденсатных месторождений путем анализа, характеризующего непосредственно природу молекул воды изотопного состава водорода и кислорода, который не зависит от химического состава и содержания растворенных в воде компонентов. Способ характеризуется тем, что на изучаемом месторождении осуществляют отбор эталонных проб технической воды, эталонных проб конденсационной и пластовой воды из газодобывающего горизонта, осуществляют отбор проб жидкости из продукции скважин данного горизонта, в указанных пробах проводят химический анализ и анализ изотопного состава водорода и кислорода, определяют границы значений изотопного состава водорода и кислорода для эталонных проб воды и проб жидкости из продукции скважин, таблично и/или графически отображают области значений изотопного состава для эталонных проб и проб из продукции скважин, по степени сходства или совпадений указанных областей или отдельных точек судят о природе каждого типа воды в продукции скважины. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту. Технический результат - увеличение объемов добычи газа за счет улучшения условий эксплуатации газовых скважин и технологического оборудования и обеспечение безопасной работы газового промысла. По способу создают газодинамическую модель системы добычи газа, объединяющую скважины с газосборной сетью промысла. В эту модель вводят результаты промысловых исследований по каждой скважине в виде зависимостей давления газа в скважинах от расхода газа. После этого модель настраивают на фактические параметры работы системы добычи газа за предыдущий период. Задают пластовое давление по каждой скважине и определяют давление на входе системы подготовки газа к транспорту при различных отборах газа с промысла в соответствии с фактическими данными предыдущего периода работы промысла. При этом определяют положение регулируемых дросселей в обвязке скважин из условия обеспечения минимальных потерь пластовой энергии при соблюдении геолого-технических ограничений для безопасной эксплуатации скважин и газосборной сети. Получают газодинамическую характеристику системы добычи газа. Создают газодинамическую модель системы подготовки газа к транспорту, объединяющую установки очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа, которую, как и предыдущую газодинамическую модель, настраивают на фактические параметры работы системы подготовки газа к транспорту за предыдущий период. Задают давление на выходе данной системы и определяют давление на ее входе при различных отборах газа с промысла, определяя положение регулирующих элементов из условия обеспечения максимальной добычи газа при минимальных потерях пластовой энергии и соблюдении геолого-технологических ограничений, обеспечивающих безопасную эксплуатацию упомянутых установок. Получают газодинамическую характеристику системы подготовки газа к транспорту, которую вместе с газодинамической характеристикой системы добычи газа представляют на одном графике. По точке пересечения кривых определяют максимальный технологический режим газового промысла. Этот режим включает давление на входе системы подготовки газа к транспорту и объем добычи газа с соответствующими им параметрами работы скважин, газосборной сети, установок очистки, осушки, компримирования, внутрипромыслового транспорта газа в период пиковых отборов газа при обеспечении безопасной эксплуатации упомянутых скважин, сетей и установок. 3 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, но может также быть использовано и в других областях, где важным показателем является движение жидких систем в пористой среде. В способе измерения реологических свойств технологических жидкостей, включающем измерение движения жидкости под действием перепада давления через канал с фиксированной геометрией из проточной ячейки, определяют изменение давления газа в газовом буфере, создающем перепад давления в измерительной ячейке. При этом в качестве канала с фиксированной геометрией используется мембрана с по меньшей мере одним отверстием, имеющим размер свободного сечения 50-2000 мкм при толщине мембраны 50-2000 мкм и отношении размера сечения мембраны к размеру свободного сечения отверстия не менее 5, с расчетом по функциональной зависимости вида: , где Kt - интегральный реологический показатель, ΔP(t) - функциональная зависимость перепада давления, Па, от времени t, с, Δt - время истечения образца, с. При этом реализуется способ на устройстве, которое содержит измерительную проточную ячейку, выполненную в виде вертикального цилиндрического резервуара, в нижней части которого размещена мембрана с по меньшей мере одним отверстием, имеющим размер свободного сечения 50-2000 мкм при толщине мембраны 50-2000 мкм и отношении размера мембраны к размеру сечения отверстия не менее 5, а верхняя часть соединена с резервуаром переменного объема, заполняемого постоянным количеством газа, выполненным в виде шприцевого насоса, снабженного манометром. Техническим результатом является повышение эффективности способа с одновременным отражением свойств жидкости в пластовых условиях. 2 н.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл., 5 пр.,

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для интерпретации сейсмических данных. Согласно заявленному предложению вычисляют сейсмические характеристики, выбирают признаки, относящиеся к классическим элементам углеводородной системы, а именно к коллектору, литологическому экрану, ловушке, источнику, созреванию и миграции. Предпочтительно эти признаки вычисляют вдоль структурных рисунков (1) подземной области и сглаживают по меньшей мере по десяткам или сотням вокселей данных. Результирующие геологические признаки (2) используют для анализа данных на наличие элементов углеводородной системы и/или для распознавания конкретных нефтегазоносных комплексов пород, и для ранжирования и снабжения комментариями разделенных областей (3) из объема данных на основании размера, качества и достоверности при прогнозировании (5) перспективности. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 20 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению процесса гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа в условиях Крайнего Севера. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения возможности подачи ингибитора гидратообразования в необходимое место газосборного шлейфа. В способе управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера, включающем определение начала процесса гидратообразования в шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа - УКПГ из шлейфа, и сравнения динамики ее поведения с динамикой расчетного значения этой температуры, а также подачу ингибитора на кусты скважин по отдельному трубопроводу, согласно изобретению в базу данных АСУ технологического процесса - АСУ ТП УКПГ регулярно вводят значения максимального возможного давления на устье каждой скважины, которое определяют по результатам газогидродинамических исследований скважин, а с использованием телеметрии производят непрерывное или с заданным шагом квантования измерение базовых параметров кустов скважин, их шлейфов и газосборного коллектора и для каждой скважины строят график временной функции по результатам контроля значений давления газа на их устье и, как только с помощью АСУ ТП УКПГ обнаруживают начало процесса гидратообразования в газосборном шлейфе, сопровождаемом повышением давления на всех скважинах, подают ингибитор либо на куст скважин, либо в точку подачи ингибитора с меньшим расстоянием от УКПГ, а если давление повышается на отдельных скважинах, с помощью АСУ ТП переходят в режим анализа изменения давления на устье каждой из скважин и выявляют, на какой из них давление повышается и приближается к своему максимально возможному значению на устье, и по этому параметру определяют, на каком участке системы «шлейф - газосборный коллектор» происходит образование гидратов, после чего подают ингибитор на ту скважину, которая расположена непосредственно перед участком, в котором начался процесс гидратообразования. 2 ил.
Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для добычи магматической лавы из магматических озер, расположенных в кратерах действующих вулканов, или в полостях спящих вулканов, или вблизи от них, как имеющих выход на поверхность земли, так и находящихся на глубине. Технический результат - повышение эффективности способа за счет увеличения глубины подъема магматической лавы, обеспечения безопасности, бесперебойности и управляемости процесса подъема. Способ характеризуется тем, что используют рабочую трубу для подъема лавы и трубу меньшего диаметра для нагнетания негорючего газа, соединенную с рабочей трубой на заданной глубине диспергатором. Диспергатор применяют протяженностью от 5 до 75% от длины рабочей трубы со множеством отверстий различного диаметра. При подъеме лавы осуществляют следующие шаги: а) рабочую трубу спускают в источник лавы таким образом, что ее верхняя часть на 1-2 м превышает уровень лавы; б) в диспергатор нагнетают газ до насыщения им лавы внутри рабочей трубы; в) рабочую трубу опускают в источник лавы с переливом лавы в источник лавы и так выдерживают до равномерного насыщения газом лавы внутри рабочей трубы; г) приемы а) - в) повторяют до запуска устойчивого процесса движения лавы внутри всей рабочей трубы; д) по мере стабилизации скорости потока излияния насыщенной газом лавы из рабочей трубы переходят на стационарный режим подъема лавы. Для этого рабочую трубу устанавливают на заданной глубине, предварительно герметично обвязав ее с приемной системой на поверхности земли и системой улавливания фумарольных газов. Эти газы используют в составе негорючего газа для нагнетания в диспергатор. 4 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к добыче отсепарированной от газа и воды нефти штанговым глубинным насосом из скважин с высокой продуктивностью. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет снижения объемов попутно добываемой воды. Устройство содержит вставной или невставной штанговый глубинный насос, всасывающий и нагнетательный клапаны, колонну штанг и колонну лифтовых труб, фильтр, установленный ниже всасывающего клапана. На устье скважины расположена станция управления с частотным преобразователем для регулирования работы штангового глубинного насоса. На наружной поверхности колонны лифтовых труб закреплен дополнительный скважинный трубопровод. Он обеспечивает гидравлическую связь нижней его части с колонной лифтовых труб ниже уровня установки фильтра, а верхней части - с внутрискважинным пространством ниже динамического уровня, но выше водонефтяного раздела. Имеется средоразделитель, соединенный посредством штока с нижней частью фильтра. Колонна лифтовых труб имеет замковую опору для установки в нее вставного штангового глубинного насоса или всасывающего клапана невставного штангового глубинного насоса. Она выполнена с хвостовиком, обеспечивающим возможность гидравлической связи призабойной зоны скважины с колонной лифтовых труб и дополнительным скважинным трубопроводом. При этом в рабочем положении устройства обеспечена гидравлическая связь призабойной зоны скважины с колонной лифтовых труб через дополнительный скважинный трубопровод и одновременно обеспечено прерывание гидравлической связи глубинного насоса с внутренней полостью обсадной колонны через хвостовик за счет герметичного перекрытия хвостовика средоразделителем. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх