Способы удаления жидкости с забоев газовых скважин

Современные технологии удаления жидкости из газовых скважин

Как правило, эксплуатационные газовые скважины производят не только природный газ. На поверхность из пласта может поступать также определенное количество нефти и воды. Увеличение количества жидкости в газовой скважине приводит к повышению давления в ее стволе и уменьшению отдачи газа. Дело в том, что для обеспечения определенного притока газа из пласта необходимо обеспечить разницу давлений в стволе скважины и в пласте (давление в стволе должно быть меньше давления в пласте). В старых газовых скважинах дебит газа снижается, и соответственно снижается его скорость. При этом также зачастую происходит увеличение дебита жидкости. На определенном этапе скорость газа становится недостаточной, чтобы поднимать жидкость на поверхность, и пузырьки газа начинают подниматься уже по неподвижному столбу жидкости. Производительность скважины снижается, со временем давление падает, и скважина глохнет. Для предотвращения этой ситуации необходимо обеспечить удаление жидкости из скважины.

МЕТОДЫ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ

Традиционный метод удаления жидкости состоит в отключении скважины от трубопровода и подключении ее к мобильному резервуару, в который происходит свободный излив до того момента, пока вновь не начинает идти газ. Давление в резервуаре специально понижается, газ выпускается через вентиляционный патрубок в атмосферу или сжигается. Летучие органические соединения попадают в окружающую среду, нанося вред экологии. Также при этом могут нарушаться требования действующего законодательства по допустимым выбросам. Жидкость, скопившуюся в резервуаре, необходимо утилизировать, как правило, с помощью автотранспорта. Все это создает неудобства и увеличивает стоимость производства. Существуют и другие способы, например, такие как применение ПАВ (химических шашек), штанговых насосов, плунжерных лифтов, ПЭЦН (Погружных Электро-Центробежных Насосов). Они являются не столь эффективными и дорогостоящими в установке и эксплуатации.

Рис. 1. Традиционные методы удаления жидкости

Наиболее современным и технологичным способом удаления жидкости из газовых скважин является применение мультифазных насосных станций.

Мультифазные системы производства Leistritz позволяют откачать скважинный флюид, понизить давление на оголовке скважины и в насосно-компрессорной трубе (НКТ).

Цикл удаления жидкости с помощью мультифазных станций Leistritz начинается так. Мобильная мультифазная станция подключается в режиме байпаса в линию транспортировки газа. Мультифазный насос запускается на полное противодавление напорного трубопровода. На входе в насос имеется давление на оголовке закрытой скважины. Через небольшой промежуток времени станция создает перепад давления, понижая при этом давление на оголовке, и откачивает жидкость и газ из скважины. Таким образом, отдача газа будет увеличиваться.

С увеличением скорости газа в НКТ будет обеспечиваться непрерывное удаление жидкости из скважины, восстанавливая скважину до желаемого состояния с требуемым дебитом и давлением. После восстановления объема перекачки газа, мультифазная станция Leistritz может быть остановлена и отключена от трубопровода. Благодаря мобильности, станция может быть перевезена на следующий куст или месторождение к другим скважинам, нуждающимся в обработке. Цикл удаления жидкости может быть повторен с необходимой периодичностью.

Рис. 2. Мультифазная станция Leistritz, компоновка. Движение перекачиваемой среды

Таким образом, мобильная мультифазная насосная станция Leistritz позволяет избежать выброса газа в атмосферу или его сжигания, а вместо этого в полном объеме направить его на узел подготовки газа (УПГ).

КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИПЫ РАБОТЫ

Рис. 3. Внешний вид мобильной мультифазной станции Leistritz

Рассмотрим более подробно конструкцию мобильной мультифазной насосной станции. Она состоит из следующих компонентов:

• Мультифазный двухвинтовой насос Leistritz;
• Двигатель внутреннего сгорания, работающий на природном газе, оснащенный аккумуляторной батареей, радиатором, глушителем, коробкой отбора мощности и системой подготовки топлива;
• Коробка передач/редуктор;
• Муфта и кожух муфты;
• Стальная сварная рама с бортами и общим дренажом, смонтированная на прицепе;
• Теплообменник;
• Всасывающий коллектор с фильтром и аварийным отсечным краном;
• Нагнетательный коллектор с системой удержания жидкости, обратным клапаном, ручным отсечным краном и предохранительным клапаном, подключенным к всасыванию насоса;
• Байпасный трубопровод с обратным клапаном;
• КИП (рис. 4) и клеммные коробки, подключение к SCADA;
• Резервуар сбора утечек с контролем уровня.

Рис. 4. Принципиальная схема трубопроводов и КИП

Мультифазный двухвинтовой насос (рис. 5) является насосом объемного типа, рабочими органами которого являются два ротора (винта). Ведущий винт приводится через муфту от двигателя. Необходимо отметить, что ведомый винт не находится в зацеплении с ведущим. Между кромками винтов всегда присутствует зазор, также, как и между винтом и корпусом насоса. Отсутствие контакта винтов снижает износ и обеспечивает длительный срок службы.

Ведомый винт приводится во вращение посредством синхронизирующих шестерней, установленных на валах, и расположенных с неприводной стороны насоса. Мультифазная среда, попадая в рабочую камеру, образуемую между витками винтов, перемещается вдоль винта из области всасывания в область нагнетания. Таким образом, насос создает расход. Перепад давления создается за счет противодавления системы (трубопровода), на которую работает насос.

Рис. 5. Двухвинтовой мультифазный насос

При перекачивании мультифазной смеси (газ, нефть и вода), жидкость в камере отбрасывается на периферию под действием центробежных сил, газ же находится ближе к центру ротора. При движении потока от всасывания к нагнетанию, внутренняя перетечка жидкости движется в обратном направлении, причем наибольшая перетечка имеет место в последних камерах винта. Это объясняется тем, что распределение давления по длине винта не является равномерным. В первых камерах от всасывания давление растет незначительно, а в камерах ближе к нагнетанию оно возрастает в квадратичной зависимости. В двухвинтовых насосах, работающих на жидкости, распределение давления по длине винта равномерно (рис. 6). Отметим также, что с увеличением давления в камере объем газа уменьшается, жидкости же в последних камерах по этой причине становится больше.

В последних камерах именно противодавление системы создает внутреннюю перетечку в обратном направлении, и именно оно совершает работу по сжатию газа. Насос, как мы сказали ранее, лишь перемещает среду из области низкого давления в область высокого давления.

Рис. 6. Распределение давления и мультифазной среды по винту

В мультифазных двухвинтовых насосах используются двухпоточные винты, то есть мультифазный поток направляется от всасывающего патрубка к двум противоположным сторонам винта, проходит через рабочие камеры и выходит по центру ротора в область нагнетания (рис. 5). Таким образом, увеличивается производительность насоса и обеспечивается баланс осевых сил.

Для нормальной работы мультифазного насоса зазоры между винтами и корпусом должны уплотняться жидкостью. Поэтому при перекачивании 100% газовой фазы в насосе должна быть жидкость.

Рис. 7. Зазоры в насосе

При сжатии газа происходит выделение тепла, и жидкость также выполняет функцию охлаждения. Для обеспечения постоянного нахождения жидкости в насосе мультифазная насосная станция оснащается системой удержания жидкости и теплообменником для охлаждения.

В зависимости от параметров, приблизительно 3% расхода отбирается с нагнетания и подается в специальную емкость, где происходит сепарация жидкости и газа. Жидкость направляется обратно на всасывание насоса. Твердые частицы улавливаются и не направляются на всасывание вместе с жидкостью.

Рис. 8. Система удержания жидкости

ИСПЫТАНИЯ

Испытания мультифазной станции Leistritz по удалению жидкости из газовой скважины проводились в США в Университете Луизианы. Испытания подтвердили высокую эффективность использования мультифазной технологии для данного применения.

Рис. 9. Снижение давления на входе в насос и увеличение дебита скважины

На рис. 9 видно падение давления на входе в станцию (давление на устье скважины) и увеличение расхода по газу.

Рис. 10. Испытания мультифазной станции Leistritz для удаления жидкости в газовых скважинах

ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ

Примером успешного применения мобильных установок для удаления жидкости из газовых скважин является месторождение Piceance корпорации Encana в США. Ниже представлены тренды до и после применения мультифазной технологии Leistritz удаления жидкости. Давление на оголовке скважины было высоким по причине скопления большого объема жидкости, и производительность по газу была низкая. Это было также обусловлено высоким давлением в газопроводе. Для обработки скважин была привезена и подключена мобильная мультифазная станция (рис. 11). Видно, что после ее включения давление на оголовке сразу понизилось, и производительность скважины возросла. После отключения мобильной установки скважина продолжала эксплуатироваться с уже установившимися улучшенными показателями (рис. 12).

Рис. 11. Применение мультифазной станции Leistritz для удаления жидкости на месторождении Piceance, США

Рис. 12. Характеристики скважины до и после применения мобильной мультифазной станции Leistritz

Мобильная мультифазная насосная станция Leitstritz является прекрасным решением для решения задачи удаления жидкости и оптимизации эксплуатации газовых скважин.

Источник

Способ удаления жидкости с забоя газовых скважин и устройство для его осуществления (варианты)

l ( (72) Авторы изобретения

А. М. Сиротин и Е. Г. Мясковский

Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов (7l) Заявитель (54) СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ

ГАЗОВЫХ CKBA?KHH И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО

ОСУШЕСТВЛЕНИЯ (ВАРИАНТЫ) Изобретение относится к способам и устройствам для интенсификации дебита газовых скважин и может быть использовано в газовой промышленности для удаления скапливающейся в газовой скважине жидкости на поздней стадии аксплуатации скважин, когда пластовое давление на забое и/или дебит газа недостаточны для ее естественного выноса потоком выходящего из скважины газа.

Известен способ удаления скапливак щейся в газовой скважине жидкости, заключающийся в том, что в скважину спускают устройство, образующее систему разобщения жидкостного столба на две части по высоте. При помощи атой системы перекрывают скважину, отделяя определен-. ную порцию жидкости, которую затем извлекают на поверхность. По мере накопле20 ния жидкости операцию периодически повторяют (1 j .

Недостаток данного способа заключается в том, что такая система становится неработоспособной при еще достаточно высокнх значениях пластового давления изза сравнительно большой депрессии, связанной с наличием жидкостного столба над забоем скважины. По этой причине дебит газа при таком способе существенно занижен.

Известно устройство для осуществле ния данного . способа, работающее по принципу плунжерного люфта и состоящее иэ периодически спускаемых в скважину шара и втулки, образующих совместно систему разобщения жидкостгoro столба над забоем скважины и удаления отдельной порции жидкости (13.

Недостатки устройства обусловлены недостатками вышеописанного способа, в связи с чем оно применимо в сравнитейь но узком диапазоне пластовых давлений газа.

Известен также способ удаления жиц кости с забоя газовых скважин, включаю ший диспергирование жидкости и подачу

3 97772 потока газа в поток диспергированной жид,кости f2) .

Известно устройство для осуществления известного способа, содержащее ко» лонну лифтовых труб, хвостовик и узел диспергирования (2 1 .

Недостаток известного способа и устройства, осуществляющего его, заключает,ся в том, что при такой системе удаления жидкости ее уровень в скважине является 10 практически неуправляемым. Эта неуправляемость должна компенсироваться либо постоянным слежением за положением дйспергатора в скважине и его принудительным перемещением (что сравнитель. 1 s но сложно с конструктивной и эксплуатационной точек зрения), либо выполнением эжектора большой эффективности (а это при исп ол ьзова нии энергии плас тов ого газа требует высоких значений давления щ или дебита из-за сравнительно малой эффективности установленного в известном устройстве диспергатора). Это в целом приводит к большйм потерям энергии газе, а следовательно, к сокращению диапазона .25 применимости по давлеьчпо и сниженщо дебита скважины.

Цель изобретения — повьппение эффективности удаления ха дкости за счет повы30 щения эффективности диспергации с одновременным предупреждением скопления жидкости на забое скважины.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу удаления жидкости с забоя газовых скважин, включающему диспергирование жидкости и подачу потока газа в поток диспергированной жидкости, поток газа делят на две части, причем жидкость диспергируют одной частью потока газа перед подачей другой части по- » тока газа в поток диспергированной жидкости.

Поставленная цель достигается тем, что в устройстве для удаления жидкости с забоя газовых скважин, содержащем колонну лифтовых труб, хвостовик и узел

».. диспергирования, хвостовик выполнен в виде перфорированной трубы, внутри которой установлена газоподводящая трубка, сообщающая . сква>кинное пространство выше уровня жидкости с внутренней полсстью хвостовика, При атом устройство снабжено газоподводящим патрубком с каналами для прохода жидкости из скважинного простран45 ства во внутреннюю полость хвостовика.

На фиг. 1 представлено предлагаемое устройство с расположенной внутри пер5 ф форированной трубы газоподводящей трубкой; на фиг. 2 — устройство .с газоподводящим патрубком; на фиг. 3 — сечение

A-А на фиг. 1; на фиг. 4 — сечение Б-Б на фиг. 2.

Ниже приводятся описания атих двух устройств и затем один из возможных примеров осуществления предлагаемого способа. Первое устройство состоит из расположенного в нижней части скважины

1 эжектора 2 с хвостовиком, Хвостовик выполнен в виде перфорированной трубы 3, внутри которой размещена газоподводящая трубка 4, имеющая с одной стороны выход 5 во внутреннюю полость 6 перфорированной трубы 3. Другой стороной газоподводящая трубка 4 связана со скважинным пространством 8 выше уровня жидкости на забое 9 скважины. Хвостовик может быть выполнен раздельно или воедино с колонной 10 лифтовых труб. Колонна лифтовых труб может быть уплот»е»а по отношению к эксплуатационной колонпе 11 любым известным способом, например пакером 12. Хвостовик может быть снабжен направляющим аппаратом для .газового потока, выполненным, например, в виде радиально расположенных и связанных с нарух пса внутри конца лифтовой трубы 10. Вокруг ребер может быть размещена охватывающая их цилиндрическая втулка 14 с переменной по ее длине толщиной. Переменная толщина создает конфузор, увеличивающий скорость газового потока в области соединения двух ранее разцеленных частей потока. Втулка

14 служит не только для создания конфузорности, но и для перераспределения соот» ношения расходов частей разделяемого потока. Регулирование этого соотношения может осуществляться как при помощи подбора различного градиента изменения толщины втулки по длине, т. е., например, изменением конусности ее внутренней поверхности, так и при помощи различного расположения втулки 14 относительно ребер 13 по высоте. В последнем случае втулка должна быть сменной и или установочно подвижной относительно продольных ребер 13 хвостовика или относитель.но колонны 10 лифтовых труб. Скапливак щаяся на забое скважины жидкость 15 по перфорационным отверстиям 16 попадает во внутреннюю полость 6 перфорированной

5 977 трубы 3. Сюда через каналы 7 н 17 попадает часть поступающего нэ пласта 18 газа.

Устройство работает следующим образом.

Гаэ под давлением проходит, как показано стрелками, через внутреннюю полость

6 трубы 3, вспенивает имеющуюся в ней жидкость, затем в процессе дальнейшего t0 движения диспергирует ее и выносит к месту выхода иэ трубы 6, где образовавшаяся в трубе 3 газо-жидкостная смесь подхватывается второй частью газового потока, прошедшей через зазор между трубой 3 н нижней частью лифтовой трубы 10.

Очевидно, что такое непосредственное воздействие газа на жидкость приводит к существенномуу повышению аффективностн диспергирования. Благодаря атому повышается эффективность выноса скапливаю;шейся на забое скважины жидкости, при» чем это происходит без снижения величины устьевого давления, что особенно важно

При таком исполнении уровень жидкости практически r e поднимается выше каналов 7 и выход газа в лифтовую трубу постоянно остается незалитым». А это приводит к тому, что дебит газа остается максимально возможным иэ-за отсутствия а депрессии.

Второе устройство (фиг. 2) также со»», стоит из эжектора с хвостовиком. Однако здесь хвостовик выполнен в виде трубы

19, расположенной своим нижним концом внутри газоподводящего патрубка (кото35 рый в данном случае выполнен в виде стакана 20) и своим верхним концом входящей с зазором в колонну лифтовых труб

2l, уплотненных относительно эксплуата40 ционной колонны 22, например,пакером 23.

Внутренняя полость 24 трубы 19 в своей нижней части гидравлически связана со скважинным пространством 25 при помощи каналов 26, расположенных в перемычках

27, жестко связывающих стакан 20 с трубой 19. Может быть выполнено несколь. ко рядов каналов 26 по высоте. Стакан 20 в своей верхней части может быть выполнен со скругленной кольцевой отбортовкой 28, которая в сочетании с раз50 делителем 29 газового потока, расположенным на внешней поверхности трубы 19 и выполненным установочно подвижным, создает возможность регулирования соотношения расходов разделяемых потоков.

Фиксация. положения хвостовикав лифтовых трубах 21 осуществляется за счет радиально расположенных продольных ре725 б бер 30, которые одновременно служат направляющим аппаратом для успокоения вращения потока (слишком сильное вращение потока газа нежелательно, поскольку диспергированные частицы жидкости за счет центробежных сил могут коалесаь» с«роваться на стенках лифтовой трубы).

Устройство работает следующим образом.

Поступающий газ разделяется на два потока, иэ которых один идет по зазору; .между трубой 19 и лифтовой трубкой 22 а другой попадает через зазор между стаканом 20 и нижней частью трубы 19 во внутренйою полость 24 трубы 19.

Здесь он подхватывает попадающую сюда по каналам 26 из полости 25 жидкость н образовавшаяся газо-жидкостная смесь движется к выходу иэ трубы 19, где она смешивается с первым газовым потоком.

Аналогично первому устройству во втором устройстве хвостовик может быть выполнен раздельно .или воедино с колонной лифтовых труб 21. Первый случай более предпочтителен как с технологической (проще изгетовление), так и с эксплуатационной (не надо вынимать колонну при спуске или подъеме ажектора с хвостови ком) точек зрения. В случае раздельного выполнения хвостовик может быть выполнен установочно подвижным относительно . колонны лифтовых труб 21, что создает, дополнительную:воэможность для регу» лирования соотношения расходов разделенных потоков газа.

Кроме того, точно так же, как и в первом устройстве, во втором устройстве хвостовик может быть снабжен направлено шим аппаратом s виде продольных ребер

30; вокруг ребер может быть размещена охватывающая их втулка (не локазана), выполняющая роль конфуэора. фиксатора положения и перераспределителя соотношения разделенных потоков. Эта втулка может быть выполнена сменной и/или установочно подвижной с управлением ее положением с поверхности, Из двух описанных устройств первое является более надежным для случая сраз нительно больших притоков жидкости при сравнительно более высоких значениях пластового давления газа и его дебйта.

Второе более надежно при более низких давлениях газа в сочетании с более ниэ кими энатениями притока жидкости.

Примером конкретного осуществления описываемого способа удаления жидкости

1. Способ удаления жидкости с забоя газовых скважин, включающий диспергирование жидкости и подачу потока газа в поток диспергированной жидкости, о тличающийся тем,что,сцелью повышения эффективности удаления жидкости, поток газа делят на две части, причем жидкость диспергируют одной частью потока газа перед подачей другой части потока газа в поток диспергированной жидкости.

2. Способ по п. 1, о т л и ч а юшийся тем, что соотношение расходов разделенных потоков газа регулируют путем изменения соотношений проходных сечений в месте выхода из узла диспергирования.

3. Устройство для удаления жидкости с забоя газовых скважин, содержащее колонну лифтовых труб, хвостовик и узел диспергирования, о т л и ч а ю щ е е с я тем, что хвостовик выполнен в виде перфорированной трубы внутри которой установлена гаэоподводяшая трубка, сообшаюшая скважинное пространство выше уровня жидкости с внутренней полостью хвостов ика.

4. Устройство по п. 3, о т л и ч а к щ е е с я тем, что хвостовик снабжен направляющим аппаратом для газового потока, выполненным, например, в виде радиально расположенных и связанных с наружной поверхностью хвостовика продольных ребер.

5. Устройство по пп. 3 и 4, о т— л и ч а ю ш е е с я тем, что оно снабжено цилиндрической втулкой переменной по ее длине толщины, установленной с воэ«

7 97772 с заооя газовых скважин может служить следующая последовательность операций.

В начальный период эксплуатации скважины, когда давление газа на забое и/или дебит газа достаточны для естественного выноса жидкости с потоком выходящего иэ скважины газа, каких-либо операций по удалению жидкости не требуется. По мере снижения давления и дебита газа в скважине начинает скапливаться жидкость, 10 которая постепенно заливает выход газа из пласта, в результате газ при двиА женки по скважине вынужден преодолевать гидростатическое давление столба жидкости, находящейся в скважине. В резул та- д те этого дебит газа еще более снижается.

В этом случае в скважину опускают вышеописанное устройство, после чего поток газа делят на две части. Одну часть направляют в это устройство и пропускают через него, а другую направляют к месту выхода первой части потока из диспергирующего узла, причем в направлении, попутном выходящей газо-жидкост,ной смеси. 25

При этом для обеспечения такого спо . соба производят следующие операции.

Скважину глушат любым известным спо-, сгбом, Заполняют ее тяжелым задавливаю. щим раствором. Затем опускают на тросе вышеописанное устройство. Его общая высота должна быть такой, чтобы оно, доставая практически до забоя, не вышло своим верхним концом из колонны лифтовых труб. После этого удаляют любым извест35 ным способом задавливающий раствор (например, при помощи желонок или подаваемым с устья скважины по затрубью газом под давлением) и вызывают приток газа иэ пласта. Дальнейшая работа сква-. жины, снабженной предлагаемым устройством, происходит так, как показано выше.

Возможна и другая последовательность операций. Б тех случаях, когда желатель 4S но не глушить скважину, поступают следующим образом. Через заранее установленное на устье скважины устройство (например, лубрикатор) спускают не глуша скважину, эжектор с хвостовиком.

После того, как устройство опустилось на забой скважины, задвижку открывают и создают перепад давления между забоем и устьем, обеспечивающий «продувку» эабря скважины от жидкости. После этого выводят скважину на заранее рассчи55 танный рабочий режим. Дальнейшая работа скважины происходит так, как это описано выше.

Применение данного технического решения позволит управлять уровнем жид кости в скважине. Выполнение устройства дпя удаления скапливающейся в скважине жидкости в соответствии с предлагаемым изобретением позволит определенным образом управлять уровнем, а следователь но, повысить эффективность и надежность удаления жидкости из скважины. Это в свою очередь приведет к снижению энергетических потерь в потоке газа и повышению дебита газа, к расширению диапазона применимостиустройства по давлению.

Все это в конечном итоге ведет к снижению удельной стоимости добываемого газа и повышению коэффициента газоотдачи месторождения.

9 9777 можностью охвата продольных ребер хвостовнка.

6. Устройство по пп. 36, о т л ич а ю m е е с я тем, что цилиндрическая втулка выполнена ск;енной и установлена ф с воэможностью перемещения относительно продольных ребер хвостовика нли отно-. сительно колонны лифтовых труб.

7. Устройство для удалении жидкости с забоя газовых скважин, содержащее ко- Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к глушению скважин и трубопроводов с нефтью, газом, водой, находящихся в аварийном состоянии, с целью ликвидации аварий и розливов нефти, пластовой воды на рельеф местности и открытые водоемы и предотвращения утечек газовых выбросов в атмосферу

Источник