Результат интеллектуальной деятельности: УСТЬЕВОЙ ТУРБУЛИЗАТОР СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

Устьевой турбулизатор скважинной продукции является внутритрубным смешивающим устройством, служит для приведения газожидкостного потока в однородное состояние. Устройство может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для комплектации выкидных линий добывающих скважин.

Известно явление гравитационного разделения продукции нефтедобывающей скважины на прослои с различным содержанием нефти, газа и воды. Для таких скважин применимы требования ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» к периодическому отбору проб скважинной продукции с устьевой выкидной линии (ВЛ). Согласно этого ГОСТа до пробоотборника внутри ВЛ должно находиться смешивающее устройство с тем, чтобы слои с различным содержанием нефти, газа и воды смешались и превратились в точке пробоотбора в гомогенный состав.

Известно изобретение «Устройство для измерения газового фактора» (А.С. №1810522 А1, опубл.23.04.93, бюл. №15), по которому газожидкостная смесь движется по трубопроводу через штуцер в виде осевого канала малого диаметра. Для монтажа устройства на выкидной линии скважины необходимо предварительное обустройство на ВЛ фланцевого соединения. Согласно приведенного в изобретении чертежа осевой канал устройства имеет столь малое сечение, что на скважине с повышенной вязкостью добываемой продукций такой штуцер способен значительно повысить давление на устье скважины и в лифтовых трубах.

Известен патент РФ №2427410 на изобретение «Узел обессоливания нефти» (опубл. 27.08.2011, бюл. №24), по которому предложено перемешивать трубопроводную нефть с помощью двух лопастных решеток, задающих протекающей нефти разные направления вращения относительно оси трубопровода. Устройство трудоемко в изготовлении и не обеспечивает полного перемешивания скважинной газожидкостной смеси, а именно: газовая фаза скважинного потока в ВЛ после прохождения устройства будет консолидироваться по периферии трубопровода.

Технической задачей заявляемого изобретения является создание внутритрубного смешивающего устройства, удобного для монтажа внутри выкидной линии скважины перед штатным пробоотборником и обеспечивающего в зоне отбора проб гомогенность скважинной продукции. Согласно ГОСТа 2517-85 устройство должно постоянно находиться в трубопроводе, быть устойчивым к агрессивным составляющим скважинной продукции и не снижать пропускную способность трубопровода за счет создания местного сопротивления.

Задача решается тем, что в устьевом турбулизаторе скважинной продукции, содержащем вертикальные пластины для частичного перекрытия сечения горизонтального трубопровода, турбулизатор полностью выполнен монолитным, содержит три пары функционально сдвоенных пластин в форме сегментов и пластину в форме круга с отверстиями, все пластины имеют диаметр, соответствующий внутреннему диаметру трубопровода, каждая пара пластин в форме сегментов относительно друг друга повернута по оси трубопровода на 120 градусов, а сегменты в каждой паре размещены так, что скважинная продукция меняет свое направление на 180 градусов, пластина в форме круга находится в крайнем положении турбулизатора и имеет по периферии несколько равномерно расположенных отверстий, причем площадь отверстий равна площади проходного сечения между пластиной в форме сегмента и поверхностью трубопровода. Оси отверстий в пластине в форме круга сфокусированы на оси трубопровода в точке, где находится вход в устьевой пробоотборник скважины.

Общий вид турбулизатора в трехмерном пространстве представлен на фиг.1, а на фиг.1 и 3 даны способы монтажа устройства внутри выкидной линии устья добывающей скважины или любого другого трубопровода.

Устьевой турбулизатор скважинной продукции является монолитным изделием, изготавливается из стального или иного устойчивого к износу материала цилиндрической формы с помощью токарных и фрезерных обработок. На единой горизонтальной оси 1 расположены шесть вертикальных пластин 2 в форме сегментов и одна вертикальная пластина 3 (последняя в ряду) в форме круга с отверстиями 4, равномерно расположенными по периферии. Пластины в форме сегментов образуют три пары пластин с функцией поворота скважинной продукции на 180° от направления начально-горизонтального движения. Такой поворот скважинного потока в трубопроводе происходит 3 раза, а между такими поворотами дважды поток поворачивается еще на 120°. Последнее выполнено для того, чтобы устранить в работе турбулизатора субъективный фактор. Процесс смешения слоев газожидкостной смеси (ГЖС) должен протекать одинаково успешно при любом положении сегментов относительно горизонта. При установке турбулизатора в трубопровод проход в первый сегмент может оказаться в любой точке трубопровода: внизу, наверху или в промежуточном - боковом положении. Несмотря на это слои с различным содержанием газа, нефти и воды должны смешиваться до однородного состава благодаря вертикальному перемещению в пределах турбулизатора. С тем чтобы при любом положении турбулизатора в трубопроводе имелось вертикальное перемещение скважинного потока, согласно изобретению три пары сдвоенных пластин в форме сегментов размещены на оси турбулизатора равномерно по сечению трубопровода, т.е. через 120°. Благодаря этому в трубопроводе турбулизатор может находиться в любом положении под действием силы тяжести и без определенной фиксации.

На фиг.2 изображено местоположение турбулизатора внутри ВЛ устья добывающей скважины в зоне быстросъемного резьбового соединения (БРС). По схеме видно, что расстояние между турбулизатором и пробоотборником 5, определяющее угол наклона α отверстий 4 к оси турбулизатора, остается неизменным благодаря внутреннему бортику БРС 6. При отсутствии такого бортика (фиг.3) между турбулизатором и пробоотборником 5 устанавливается тонкостенная втулка 7 необходимой длины, чтобы оси отверстий 4 были сфокусированы на оси трубопровода в точке, где находится вход в пробоотборник 5. Наклон отверстий в последней пластине в форме круга необходим для дополнительной гомогенизации скважинного потока в точке отбора проб. Суммарная площадь этих отверстий равна площади отверстия между пластиной в форме сегмента и внутренней поверхностью трубопровода.

Работоспособность устройства была проверена на нескольких нефтедобывающих скважинах с высокой обводненностью, на которых штатные пробоотборники позволяли отбирать периодические пробы жидкости с осевой линии ВЛ. До установки турбулизатора на этих скважинах нами было изучено распределение нефти и воды по высоте сечения выкидной линии скважины с помощью пробоотборника с подвижным зондом (патент РФ на изобретение №2295715, опубл. 20.03.2007, бюл. №8). Исследования показали, что при обводненности продукции более 95% нефть с попутным газом протекает по верхней части выкидной линии, а именно - начиная с высоты 35-40 мм от нижней образующей ВЛ при его внутреннем диаметре в 50 мм. Поэтому на этих скважинах существовало определенное завышение обводненности добываемой нефти. Данные по обводненности и дебитам экспериментальных скважин приведены в таблице.

Влияние турбулизатора на характеристики скважин

Среднее значение обводненности по наблюдаемым скважинам после установки турбулизаторов снизилась в среднем на 2.7% с 97.7 до 95.0%. За счет смещения распределения обводненности по наблюдаемой выборке скважин в сторону меньших значений произошел закономерный рост вариации этого параметра в 2 раза. В то же время дебиты скважин остались неизменными, что свидетельствует о том, что установка турбулизаторов в выкидные линии скважин не привела к созданию значительного местного сопротивления с последующим снижением добычи нефти, газа и попутной воды. Проведенные испытания показывают то, что устьевой турбулизатор скважинной продукции решает поставленную техническую задачу - в точке отбора проб доводит скважинную продукцию до однородного состава.

Существенным отличием, на наш взгляд, в предложенной конструкции смешивающего устройства является организация смешения содержимого трубопровода путем его многократного перемещения по вертикали за счет частичного открытия перекрывающих пластин в предложенной последовательности.

Благодаря применению турбулизаторов на скважинах и промысловых трубопроводах повысится объективность в оценке добывающих возможностей скважин и состава транспортируемой по трубам промысловой жидкости.