устройство для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин

Формула изобретения

УСТРОЙСТВО ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН, содержащее установленный в колонне насосно-компрессорных труб патрубок и открытую сверху кольцевую камеру, отличающееся тем, что оно снабжено отводами и герметизирующим кольцом, открытая сверху кольцевая камера образована патрубком, колонной насосно-компрессорных труб и герметизирующим кольцом, связывающим нижнюю часть патрубка с колонной насосно-компрессорных труб, при этом отводы выполнены в виде вертикальных коленчатых трубок, размещенных в полости кольцевой камеры и закрепленных верхними концами в верхней части патрубка.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин.

Известно устройство для подъема жидкости с забоя скважины [1] состоящее из узлов захвата и фиксации и диспергирующего элемента с корпусом. Диспергирование жидкости в данном устройстве осуществляется в кольцевом зазоре между упругими пластинами диспергирующего элемента и внутренней полостью колонны лифтовых труб. Оптимальное условие диспергирования жидкости достигается постоянством скорости движения газожидкостного потока (ГЖП), которое обеспечивается регулированием кольцевого зазора.

Известное устройство не обеспечивает максимального выноса пристенного слоя стекающей по внутренней стенке трубы жидкости.

Наиболее близким к предлагаемому является устройство для периодического газлифтного подъема жидкости из скважины [2] содержащее камеру замещения в виде установленного внутри насосно-компрессорных труб (НКТ) перевернутого стакана и переливного патрубка с фланцем, образующим со стаканом полость, в нижней части гидравлически связанную с внутренней полостью НКТ.

Недостатком этого устройства являются гидравлические сопротивления потоку и вследствие этого потери давления при прохождении основного потока газа через переливной патрубок и полость, аккумулирующую газовые пузырьки. Кроме того, эффективность работы данного устройства снижается при возрастании доли газа в ГЖП.

Технический результат изобретения повышение эффективности работы устройства за счет предотвращения накопления жидкости на забое скважины и организации самопроизвольного ее выброса в газовый поток.

Указанный технический результат достигается тем, что в колонне НКТ образуется камера, выполненная в виде цилиндрической трубы и расположенного в ней патрубка по принципу "труба в трубе", связанных в нижней части герметизирующим кольцом. Патрубок в верхней части снабжен отводами в виде размещенных в полости, образованной трубой и патрубком, вертикальных коленчатых трубок, концы которых оставлены открытыми.

Существенным отличием предлагаемого устройства в сравнении с прототипом является то, что за счет конструктивного исполнения, т.е. камеры накопления жидкости, предотвращается образование столба жидкости на забое. Кроме того, при увеличении количества жидкости в стволе скважины стержневой режим самопроизвольно переходит в газлифтный. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует критерию изобретения "новизна".

При просмотре аналогичных технических решений заявляемая совокупность существенных признаков, позволяющая достичь технический результат, не обнаружена, что дает основание считать заявляемое техническое решение соответствующим критерию изобретения "изобретательский уровень".

На чертеже показано устройство для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, продольный разрез.

Устройство состоит из НКТ 1, в которую соосно помещается рабочий патрубок 2 по принципу "труба в трубе". Верхняя часть патрубка 2 оборудована вертикальными коленчатыми трубками 3, которые верхними концами крепятся резьбой или сваркой под углом 60^о к патрубку 2 через сквозные отверстия 9 и служат для соединения камеры 4 с потоком газа, движущимся по НКТ 1. Камера 4 герметизируется снизу кольцом 5. Нижняя часть устройства закрепляется на НКТ 1 стопорами 6, расположенными асимметрично. Верхний конец патрубка 2 снабжен направляющими 8 и закреплен на трех бобышках 7, выполняющих функции распорок между рабочим патрубком 2 и НКТ 1. Стопоры 6 и бобышки 7 фиксируются сваркой. Кольцо 5 крепится к рабочему патрубку 2 посредством сварного шва по всему периметру. Для обеспечения герметизации посадочного участка между кольцом 5 и НКТ 1 используется эпоксидная смола с отвердителем.

Устройство работает следующим образом.

Стекающая по стенкам НКТ 1 жидкость попадает в камеру 4, накапливается там до достижения уровня отверстия 9 и выносится в поток газа через трубки 3 за счет сифонного эффекта. Затем происходит накопление новой порции жидкости. Если энергии газового потока недостаточно для выноса жидкости и она зависает в нем, то наступает момент, когда количество жидкости в стволе скважины больше критического для существования стержневого режима. В этом случае скважина самопроизвольно переходит на газлифтную подачу газожидкостной смеси на поверхность, с целью предотвращения стекания части жидкости по внутренней стенке патрубка 2 через отверстие 9 небольшой участок патрубка 2 покрывают термостойким материалом, обладающим гидрофобными свойствами. Это способствует образованию не пристенного слоя, а капель жидкости, которые легко уносятся основным потоком газа. В качестве материала, образующего гидрофобную поверхность, может быть рекомендована фурфурол-фураномочевинная смола.

Обводненная газовая или газоконденсатная скважина может быть снабжена одним устройством для удаления жидкости обязательно на забое или несколькими, расположенными на расстоянии 700.1000 м друг от друга, начиная с забоя скважины.

Пример использования устройства на обводненной газовой скважине, характеризующейся следующими параметрами: дебит газа q_г 550 тыс. м³/сут, дебит воды q_в 2,1 м³/сут, пластовое давление Р_пл 130 ат, устьевое давление Р_у 80 ат, устьевая температура Т_у353 К, забойная температура Т₃ 377 К, диаметр НКТ d_нкт 0,1 м, плотность воды _в 1076 кг/м³, глубина скважины h 2502 м, критическое давление Р_кр 46,9 ат, критическая температура Т_кр 192,91 К. С такими параметрами скважина проработала 50 сут. За это время накопился столб жидкости высотой 243,8 м, вследствие чего забойное давление повысилось до 131,6 ат и скважина самозадавилась. Суммарное количество добытого за это время газа составило 21157 тысм³. Для восстановления работы скважины необходимо проделать ремонтные работы, связанные с выпуском большого количества газа в атмосферу с абсолютно свободным дебитом в течение 2-3 сут.

Скважина была снабжена предлагаемым устройством, установленным на забое, проработала 572 сут до самозадавливания. За это время было добыто 303277,4 тысм³ газа. Чтобы избежать самозадавливания, необходимо установить еще два устройства на расстоянии 700 и 1400 м от первого.

Преимущество эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с использованием предлагаемого устройства по сравнению с базовым способом эксплуатации обводняющихся скважин заключается в увеличении добычи газа за счет предотвращения остановок скважин на продувку, сроков эксплуатации скважины и межремонтного периода.