Способ нагнетания газа и жидкости в скважину и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к технике нагнетания газа и жидкости в продуктивный пласт насосом для поддержания пластового давления. Способ нагнетания газа и жидкости в скважину насосом, снабженным всасывающим и нагнетательным клапанами, заключается во вводе газожидкостной смеси с заданным избыточным давлением от постороннего источника. В качестве насоса используют скважинный электроцентробежный насос, установленный в подземной емкости, выполненной в виде шурфа. Газожидкостную смесь вводят поочередно в пространство между обсадной и насосно-компрессорной трубой и в насосно-компрессорную трубу (НКТ). Включают насос, следят за изменением уровня жидкости в межтрубном пространстве и переключают поток жидкости от насоса поочередно в НКТ и в пространство между обсадной трубой и НКТ. Компримированную газожидкостную смесь подают в нагнетательную скважину. Группа изобретений направлена на повышение эффективности нагнетания газожидкостной смеси насосом в продуктивный пласт и упрощение используемого для этого устройства. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к способам нагнетания газа и жидкости в продуктивный пласт насосом, в частности для поддержания пластового давления.

Известен способ нагнетания газожидкостной смеси поршневым насосом путем введения в перекачиваемую жидкость газожидкостной смеси или газа от постороннего источника [а. с. SU №142150, кл. F04B 23/06. 1961 г. ]. Известно также устройство для реализации указанного способа, содержащее поршневой насос, содержащий рабочий цилиндр, всасывающий и нагнетательный клапаны, а также посторонний источник газожидкостной смеси или газа под избыточным давлением.

Недостатком известного способа является его невысокая эффективность, обусловленная сжимаемостью газа в цилиндре насоса, ведущей к снижению подачи насоса. Недостаток реализующего данный способ устройства заключается в непригодности описанного насоса для нагнетания газожидкостной смеси.

Наиболее близким к заявляемому является способ нагнетания газожидкостной смеси поршневым насосом путем введения газожидкостной смеси или газа с заданным избыточным давлением в рабочую камеру поршневого насоса в зону, примыкающую к нагнетательному клапану. Одновременно через всасывающий клапан насоса вводят перекачиваемую жидкость с избыточным давлением, равным давлению вводимой смеси или газа [а. с. SU №714044, кл. F04B 23/10. 1980 г. ]. Устройство, реализующее способ, принятый в качестве прототипа, содержит насос с клапанным распределением и дополнительной камерой, объем которой равен объему цилиндра.

Недостатком известного способа является значительное снижение коэффициента заполнения рабочей камеры насоса в период такта всасывания, связанное со значительной сжимаемостью газа, что ведет к снижению объемной подачи насоса. Недостатком устройства для осуществления способа является его повышенная сложность и увеличение габаритов за счет введения дополнительной камеры.

Цель - повышение эффективности нагнетания газожидкостной смеси насосом в продуктивный пласт и упрощение устройства.

Поставленная цель достигается тем, что в способе нагнетания газа и жидкости в скважину насосом, снабженным всасывающим и нагнетательным клапанами, путем ввода газожидкостной смеси с заданным избыточным давлением от постороннего источника, в отличие от прототипа, в качестве насоса используют скважинный электроцентробежный насос, установленный в подземной емкости, выполненной в виде шурфа, газожидкостную смесь вводят поочередно в пространство между обсадной и насосно-компрессорной трубой и в насосно-компрессорную трубу, включают насос, следят за изменением уровня жидкости в межтрубном пространстве и переключают поток жидкости от насоса поочередно в насосно-компрессорную трубу и в пространство между обсадной трубой и насосно-компрессорной трубой, а компримированную газожидкостную смесь подают в нагнетательную скважину.

В устройстве для осуществления способа, содержащем насос с всасывающим и нагнетательным клапанами, источник газожидкостной смеси, в отличие от прототипа, насос помещен в подземную емкость, выполненную в виде шурфа, снабженного обсадной и насосно-компрессорной трубами, причем внутренний объем шурфа поделен пакером на две части, в нижней части размещен насос, а в верхней - насосно-компрессорная труба и переключатель потока жидкости от насоса, выход которого попеременно подсоединяется к насосно-компрессорной трубе и к пространству между обсадной и насосно-компрессорной трубами, источник газожидкостной смеси соединен с межтрубным пространством шурфа и насосно-компрессорной трубой через электроуправляемую задвижку, межтрубное пространство снабжено измерителем уровня жидкости, а переключатель потока жидкости, измеритель уровня жидкости и электроуправляемая задвижка соединены с устройством управления.

На фиг. представлена схема устройства для нагнетания газа и жидкости в продуктивный пласт.

В обсадную трубу 1, помещенную в шурф, на насосно-компрессорной трубе 2 опущен электроцентробежный насос 3. Пакером 4 обсадная труба 1 поделена на два отсека, в нижнем отсеке размещен насос 3, а в верхнем - насосно-компрессорная труба 2 и переключатель потока жидкости 5, установленный между трубой 2 и насосом 3. Переключатель 5 содержит подвижный золотник 6 и пружину 7. Патрубком 8 переключатель 5 соединяет верхний отсек обсадной трубы 1 с нижним. Пространство над золотником 6 соединено с патрубком 9 управления переключателем потока жидкости 5. Текущий уровень жидкости в межтрубном пространстве определяется измерителем уровня 10. Нагнетаемая в скважину газожидкостная смесь подается под заданным давлением через электроуправляемую задвижку 11. Измеритель 10, задвижка 11 и переключатель потока жидкости 5 через патрубок 9 соединяются с устройством управления 12. Входные обратные клапаны 13 и 14 соединены соответственно с межтрубным пространством и насосно-компрессорной трубой 2. Выходные обратные клапаны 15 и 16 соединены соответственно с насосно-компрессорной трубой 2 и межтрубным пространством. Выходной патрубок 17 служит для подачи компримированного газа в нагнетательную скважину.

Предлагаемый способ нагнетания газа и жидкости в скважину насосом осуществляется следующим образом.

Перед началом работы устройства межтрубное пространство заполняют технологической водой как в верхнем отсеке, над пакером, так и в нижнем отсеке, под пакером, после чего включают насос 3. Насос 3 начинает перекачку воды из нижнего отсека через переключатель потока жидкости 5 в полость между насосно-компрессорной трубой 2 и обсадной трубой 1 (как показано на фиг.). При этом полость насосно-компрессорной трубы 2 через патрубок 8 переключателя 5 соединена с нижним отсеком. В процессе работы насоса 3 в нижнем отсеке образуется разрежение, заставляющее воду из насосно-компрессоной трубы 2 поступать в нижний отсек. В результате этого уровень воды в межтрубном пространстве повышается, а освободившееся пространство в насосно-компрессорной трубе 2 заполняется газожидкостной смесью, подаваемой через задвижку 11 под заданным давлением из постороннего источника. Подаваемая газожидкостная смесь заполняет трубу 2. Когда будет достигнут заранее известный верхний уровень жидкости в межтрубном пространстве, измеритель уровня 10 подает сигнал в устройство управления 12, который закрывает задвижку 11. Поскольку объемы межтрубного пространства и насосно-компрессорной трубы 2 выбираются равными между собой, заполнение насосно-компрессорной трубы 2 газожидкостной смесью продолжается такое же время, как процесс заполнения водой межтрубного пространства. После этого по сигналу измерителя уровня 10 устройство управления 12 подает управляющий сигнал на переключатель 5 путем нагнетания жидкости через патрубок 9 в полость над золотником 6. Это приводит к переходу золотника 6 в другое положение, при котором поток технологической воды направляется от насоса 3 в трубу 2, где происходит компримирование газожидкостной смеси путем повышения уровня воды, выполняющей роль «жидкого поршня». Одновременно вода из межтрубного пространства поступает в нижний отсек под пакером 4. Это позволяет осуществить цикл всасывания газожидкостной смеси в полость межтрубного пространства.

Таким образом, осуществляя поочередные циклы всасывания и сжатия в межтрубном пространстве и в насосно-компрессорной трубе 2, производится подача компримированной до заданного давления газожидкостной смеси в нагнетательную скважину и далее - в продуктивный пласт.

Изменяя период переключения потока технологической жидкости можно регулировать в широких пределах количество нагнетаемой в пласт жидкости и газа.

Технический результат - нагнетание газожидкостной смеси под высоким давлением с помощью насоса, работающего только на перекачке жидкости, без попадания газа в центробежный насос, что повышает эффективность процесса поддержания пластового давления.

Предлагаемый способ может быть осуществлен с устройством, содержащим электроцентробежный насос 3, четыре обратных клапана 13÷16, задвижку 11, переключатель потока жидкости 5 с управляющим патрубком 9 и измеритель уровня жидкости 10. Измеритель уровня 10 выполнен в виде ультразвукового датчика, соединенного с устройством управления 12, выполненного на основе контроллера. Насос 3 представляет собой стандартный электроцентробежный насос, спущенный в скважину на стандартной насосно-компрессорной трубе 2. Пакер 4 также используются из стандартного ряда нефтепромыслового оборудования.

Таким образом, используя стандартное оборудование, изменяя только его режим работы, с минимальными изменениями конструкции спускаемого скважинного оборудование (добавляется только переключатель потока жидкости 5 с управляющей трубкой 9 и обратные клапаны 13÷16), достигается новый результат - повышение давления газожидкостной смеси до уровня, необходимого для подачи в пласт. При этом вода используется в роли «жидкого поршня», а насос работает в штатном режиме, без присутствия газа. Это позволяет существенно упростить конструкцию и повысить ее эффективность.

1. Способ нагнетания газа и жидкости в скважину насосом, снабженным всасывающим и нагнетательным клапанами, путем ввода газожидкостной смеси с заданным избыточным давлением от постороннего источника, отличающийся тем, что в качестве насоса используют скважинный электроцентробежный насос, установленный в подземной емкости, выполненной в виде шурфа, газожидкостную смесь вводят поочередно в пространство между обсадной и насосно-компрессорной трубой и в насосно-компрессорную трубу, включают насос, следят за изменением уровня жидкости в межтрубном пространстве и переключают поток жидкости от насоса поочередно в насосно-компрессорную трубу и в пространство между обсадной трубой и насосно-компрессорной трубой, а компримированную газожидкостную смесь подают в нагнетательную скважину.

2. Устройство для осуществления способа по п. 1, содержащее насос с всасывающим и нагнетательным клапанами, источник газожидкостной смеси, отличающееся тем, что насос помещен в подземную емкость, выполненную в виде шурфа, снабженного обсадной и насосно-компрессорной трубами, причем внутренний объем шурфа поделен пакером на две части, в нижней части размещен насос, а в верхней - насосно-компрессорная труба и переключатель потока жидкости от насоса, выход которого попеременно подсоединяется к насосно-компрессорной трубе и к пространству между обсадной и насосно-компрессорной трубами, источник газожидкостной смеси соединен с межтрубным пространством шурфа и насосно-компрессорной трубой через электроуправляемую задвижку, межтрубное пространство снабжено измерителем уровня жидкости, а переключатель потока жидкости, измеритель уровня жидкости и электроуправляемая задвижка соединены с устройством управления.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к машиностроению и может быть использована в погружных многоступенчатых электроцентробежных насосах для добычи нефти. Насос содержит корпус, вал и ступени, состоящие из рабочего колеса и направляющего аппарата, выполненные литьем из чугуна следующего состава, масс.%: углерода - 3,2-3,9, кремния - 0,2-1,0, марганца - 0,5-0,8, хрома - 0,1-0,5, меди - 0,8-1,5, алюминия - 1,7-4,0, титана - не более 0,3, фосфора - не более 0,2, серы - не более 0,02, железо - остальное.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты и крепления кабеля или кабельного удлинителя к секции погружного насоса. Протектор содержит цельный кожух, имеющий боковые стенки, снабженные отверстиями, и болт с конической частью, пропущенный через отверстия и при завинчивании гайки закрепляющий кожух на основании насосной секции с образованием паза для укладки кабеля.

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано, например, в установках погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти. Погружной многоступенчатый центробежный насос содержит корпус (1), вал (2), ступени (3), состоящие из рабочего колеса (4) и направляющего аппарата (5), выполненные литьем из чугуна следующего состава, масс.

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано в способах изготовления рабочих колес и направляющих аппаратов ступеней погружных многоступенчатых электроцентробежных насосов для добычи нефти.

Группа изобретений относится к упорным подшипникам центробежного насоса, используемого в электрических погружных скважинных насосах. Насос имеет неподвижный диффузор с отверстием.

Группа изобретений относится к системам управления для погружных насосных систем. Погружная насосная система содержит погружной насосный агрегат, имеющий одну или более ступеней рабочих колес, и погружной двигательный агрегат, который приводит в действие насосный агрегат.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для добычи нефти посредством установок электроцентробежных насосов из глубоких и сверхглубоких скважин и большим газосодержанием.

Группа изобретений относится к машиностроению и может быть использована в установках погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти. Рабочее колесо и направляющий аппарат ступени погружного многоступенчатого центробежного насоса выполнены литьем из чугуна следующего состава, масс.%: углерода - 3,2-3,9; кремния - 0,2-1,0; марганца - 0,5-0,8; хрома - 0,1-0,5; меди - 0,8-1,5; алюминия - 1,7-4,0; титана - 0,0-0,2; фосфора - не более 0,2; серы - не более 0,02; железо - остальное, а поверхности рабочего колеса и направляющего аппарата содержат азотированный низкотемпературным азотированием слой толщиной от 50 мкм до 300 мкм.

Группа изобретений относится к электрическим насосным системам с погружными электрическими центробежными насосами для перекачивания сред из скважин. Система содержит центробежный насос (18), размещенный в скважине, емкость (6) моторного масла, размещенную на поверхности вне скважины, и трубопровод (2).

Изобретение относится к предохранительным и крепежным устройствам кабельных линий питания погружных электродвигателей, используемых в качестве приводов центробежных насосов для добычи нефти и других пластовых жидкостей.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 6, насосную установку 12 с хвостовиком 13, размещенную на указанной колонне, пакер 8 для разобщения залежей 1 и 2 друг от друга, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу залежей, и каждая из которых соединена с соответствующим гидравлическим каналом, а все гидравлические каналы соединены с общим суммарным гидравлическим каналом, представляющим собой полость 11 колонны НКТ выше насосной установки 12, клапан-отсекатель 14, размещенный ниже насосной установки 12 и выполненный с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к насосной установке.

Изобретение относится к выборочно приводимым в действие барьерам для трубной колонны на подземной площадке. Технический результат заключается в предотвращении деформации отверстия гнезда шара, тем самым не допуская зависания шара.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для промывки скважины. Устройство состоит из ствола, корпуса, кольцевой камеры, клапана, а также кольцевого поршня, толкателя.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и имеет возможности извлечения из колонны насосно-компрессорных труб для осуществления ремонта или проведения профилактических работ с последующей установкой.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой проппанта, закрытие скважины и ожидание спада давления, стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для герметизации колонны насосно-компрессорных труб при проведении цикла освоения скважины путем закрытия клапана пусковой муфты.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинной клапанной системе. Клапан включает корпус, модуль перекрытия канала, механический рычажный механизм, модуль привода и блок управления.

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт. Устройство включает полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу, соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает пакер, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу эксплуатационных объектов.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена совместно со скважинным инструментом. Клапан 200 присоединен к секции 11 трубы 160, расположенной в скважине 120.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для высокоскоростного приведения в действие гидроприводом. Описаны устройство и способ высокоскоростного приведения в действие гидроприводом. Способ включает в себя регулировку положения исполнительного механизма при помощи регулятора гидравлического давления и трубопровода измерения давления, который обеспечивает приведение в статическое положение регулятора гидравлического давления за счет давления на входном отверстии для противодавления. Регулировка положения исполнительного механизма включает в себя увеличение давления на регулятор гидравлического давления для открытия исполнительного механизма при помощи первого электромагнита или уменьшение давления на регулятор гидравлического давления для закрытия исполнительного механизма при помощи второго электромагнита. Технический результат заключается в повышении надежности приведения в действие гидроприводом. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 5 ил.

Группа изобретений относится к технике нагнетания газа и жидкости в продуктивный пласт насосом для поддержания пластового давления. Способ нагнетания газа и жидкости в скважину насосом, снабженным всасывающим и нагнетательным клапанами, заключается во вводе газожидкостной смеси с заданным избыточным давлением от постороннего источника. В качестве насоса используют скважинный электроцентробежный насос, установленный в подземной емкости, выполненной в виде шурфа. Газожидкостную смесь вводят поочередно в пространство между обсадной и насосно-компрессорной трубой и в насосно-компрессорную трубу. Включают насос, следят за изменением уровня жидкости в межтрубном пространстве и переключают поток жидкости от насоса поочередно в НКТ и в пространство между обсадной трубой и НКТ. Компримированную газожидкостную смесь подают в нагнетательную скважину. Группа изобретений направлена на повышение эффективности нагнетания газожидкостной смеси насосом в продуктивный пласт и упрощение используемого для этого устройства. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх