Результат интеллектуальной деятельности: УСТАНОВКА ДЛЯ ВНУТРИСКВАЖИННОГО РАЗДЕЛЕНИЯ НЕФТИ ОТ ВОДЫ

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в системе поддержания пластового давления при межскважинной перекачке воды для отделения мелкодисперсной капельной нефти от добываемой продукции водозаборной скважины, перешедшей из категории бывшей нефтедобывающей из-за обводнения продуктивного пласта.

Известен скважинный сепаратор, включающий разделительную камеру, выпускное отверстие для нефти над разделительной камерой и выпускное отверстие для воды под разделительной камерой. В качестве разделительной камеры используется нижняя часть скважины, ограниченная обсадной колонной и разделительной манжетой, которая установлена на хвостовике, прикрепленном к погружному электродвигателю электроцентробежного насоса, подвешенного в скважине на колонне насосно-компрессорных труб. Хвостовик в нижней части под разделительной манжетой снабжен ограничителем, а в верхней части над разделительной манжетой - выпускным отверстием для воды. В качестве выпускного отверстия для нефти использована отводящая трубка с окнами и патрубками для сообщения пространства под разделительной манжетой и пространства выше приема электроцентробежного насоса (Патент РФ №2291291, опубл. 10.01.2007 г.).

Известное устройство обеспечивает разделение нефти и воды при небольших объемах добываемого флюида в скважинах и имеет сложную конструкцию внутрискважинного оборудования.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является скважинная установка для разделения нефти и воды, включающая разделительную камеру со статическим сепаратором и выпускные отверстия для нефти и воды. В качестве разделительной камеры использована нижняя часть скважины, ограниченная обсадной колонной и разделительной манжетой, которая установлена на хвостовике, прикрепленном к погружному электродвигателю центробежного насоса, подвешенного в скважине на колонне насосно-компрессорных труб с промывочно-обратным клапаном над насосом. Хвостовик снабжен кожухом в виде стакана, который предохраняет разделительную манжету при спуске установки в скважину. Освобождение разделительной манжеты от кожуха осуществляется при движении установки вверх за счет контакта подпружиненных сухариков с внутренней поверхностью стенки обсадной колонны. Хвостовик также в верхней части над разделительной манжетой снабжен выпускным отверстием для воды, а в качестве выпускного канала для нефти использована отводящая трубка с окнами и патрубками для сообщения пространства под разделительной манжетой и пространства выше приема электроцентробежного насоса. В нижней части хвостовик снабжен сепаратором, который выполнен из внешней и внутренней концентрично расположенных труб, закрытых снизу, с кольцевым пространством между ними, разделенным перегородками с горизонтальными отверстиями на сектора. Внешняя труба в верхней части в секторах снабжена отверстиями для поступления отделившейся нефти в подманжетную зону и по всей длине имеет радиальные отверстия для выхода жидкости в половину секторов через один. Внутренняя труба по всей длине в оставшихся секторах имеет радиальные отверстия для поступления воды в нее и дали хвостовик, а также прием насоса. При этом суммарная площадь выходных, а также выходных отверстий не менее площади поперечного сечения эксплуатационной колонны скважины. (Патент РФ №2290505, опубл. 27.12.2006 г.).

Известная установка имеет сложную компоновку внутрискважинного оборудования и при спуске установки в скважину происходит самопроизвольное раскрытие манжеты, усложняющее процесс спуска оборудования. Кроме этого, трубка для отвода разделившейся нефти выше приема насоса увеличивает поперечный размер установки, что ограничивает ее применение. Сепаратор, входящий в комплект внутрискважинного оборудования, имеет сложную конструкцию.

В предложенном изобретении решается задача упрощения конструкции и повышения надежности внутрискважинного оборудования для разделения нефти от воды с обеспечением качественной очистки добываемой воды от нефти в скважине-доноре.

Поставленная задача решается тем, что в установке для внутрискважинного разделения нефти от воды, включающей колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и промывочно-обратным клапаном, спущенным в эксплуатационную колонну скважины, межтрубное пространство над насосом для накопления и резервирования отделившейся нефти, разделительную камеру, расположенную в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, проходной канал, сообщающий межтрубное пространство над насосом с разделительной камерой, впускные и выпускные отверстия для поступления воды, согласно изобретению, электроцентробежный насос снабжен наружным герметизирующим кожухом, выполненным с возможностью гидравлического сообщения приема электроцентробежного насоса с входным устройством, размещенным в разделительной камере, состоящим из заглушенного с нижнего конца хвостовика, поделенного на секции с впускными отверстиями. При этом на уровне каждого впускного отверстия хвостовик снабжен стаканом, выполняющим функции впуска разделившийся воды во входное устройство и гидрозатвора для нефтяных капель. Причем впускные отверстия располагаются в один ряд вдоль хвостовика и выполнены с уменьшающимся диаметром в каждой последующей секции по направлению вверх, а в качестве проходного канала для нефтяных капель служит зазор между кожухом и эксплуатационной колонной скважины.

На фиг.1 представлена заявленная установка для внутрискважинного разделения нефти от воды; на фиг.2 - нижняя часть входного устройство на фиг.1;

Установка для внутрискважинного разделения нефти от воды содержит подвеску колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 с подсоединенным к нижней части над электроцентробежным насосом 2 промывочно-обратным клапаном 3, которые спущены в эксплуатационную колонну скважины 4. Погружной электродвигатель (ПЭД) 5 и приемная часть (входной модуль) 6 электроцентробежного насоса 2 с наружной стороны от межтрубного пространства 7 (не указано на чертеже) и разделительной камеры 8 герметизированы кожухом 9. К патрубку 10 кожуха 9 подсоединен хвостовик 11 входного устройства, расположенного в разделительной камере 8, образованной из кольцевого пространства, заключенного между эксплуатационной колонной 4 и корпусом входного устройства. Зазор между кожухом 9 и эксплуатационной колонной 4 обеспечивает впуск нефтяных капель и накопление их в верхней части межтрубного пространства 7 (не указано на чертеже). Заглушенным с нижним концом хвостовик 11 снабжен по всей длине вдоль корпуса одним рядом впускных отверстий 12 и стаканами 13, выполняющими функцию гидрозатвора для нефтяных капель. Входное устройство состоит из нескольких секций с уменьшающимся диаметром впускных отверстий 12 в каждой последующей секции по направлению вверх. Межтрубное пространство 7 (не указано на чертеже) скважины в устьевой арматуре обвязано с нефтепроводом 14, а выкидная линия соединена с водопроводом 15.

Геометрические размеры входного устройства по предлагаемой установке выбираются исходя из ожидаемого дебита или производительности насоса. Длина входного устройства выбирается исходя из количества и диаметра впускных отверстий для обеспечения порционного распределения потока добываемой жидкости таким образом, что скорость нисходящего потока воды в каждой порции, поступающей в стакан 13 входного устройства, меньше, чем скорость всплытия капель нефти в воде. Количество и диаметр впускных отверстий 12 определяется следующим образом:

Определяется количество отверстий на хвостовике n≥Q/q,

где Q - прогнозный дебит водозаборной скважины или производительности УЭЦН, м³/сут (м³/с); q - порционный (долевой) расход воды по впускным отверстиям в м³/сут (м³/с) и определяется следующим образом:

где, U_нк - скорость всплытия нефтяных капель в воде, принимается, в среднем 0,015 м/сек; f - площадь кольцевого пространства между хвостовиком 11 и стаканом 13, м²; D - внутренний диаметр стакана; d - наружный диаметр хвостовика.

Средний диаметр впускных отверстий определяется по формуле истечения жидкости через малые отверстия.

где µ - коэффициент расхода для круглого отверстия, при низком значении скорости истечение принимается 0,65; ΔH - разность напора (давлений) в отверстии, под действием которой происходит истечение.

Пример расчета.

Ожидаемый дебит водозаборной скважины составляет Q=80 м³/сут=0,000926 м³/с. Внутренний диаметр стакана D=73 мм=0,073 м (труба 3"), а наружный диаметр хвостовика d=48 мм=0,048 м (труба 1,5"); ДН - разность давлений (напора) в отверстии принимаем 0,01 МПа или 1 м.

Долевой расход воды, поступающей в каждое впускное отверстие через стакан, будет:

q=U·π·(0,076²-0,048²)/4=0,015·3,14 0,003452/4=0,00004065 м³/сек=3,5 м³/сут.

Количество отверстий N≥Q/q≥80/3,5=23 шт.

Осредненный диаметр отверстия определятся по формуле (2):

Полученные значения n и d округляются в большую сторону. Определятся суммарная площадь впускных отверстий, если она состоит только из отверстий с диаметром 4,5 мм.

Σf=n·πd²/4=23·3,14·4,5²/4=366 мм²

Распределяем расположение диаметров отверстий по величине и количеству на три секции:

1-я секция с диаметром 5 мм в количестве 12;

2-я секция с диаметром 4 мм в количестве 8;

3-я секция с диаметром 3 мм в количестве 5.

Далее определяем суммарную эквивалентную площадь отверстий всех секций:

Окончательное количество отверстий принимаем 25 штук с распределением по диаметру / количеству в секциях, будут: 5/12+4/8+3/5. Расстояние между отверстиями 12 выбираем 1 м, а высоту стакана 13 принимаем 0,2 м. Таким образом, длина входного устройства составляет 27 м.

Установка для внутрискважинного разделения нефти от воды работает следующим образом.

Опыт эксплуатации скважин-доноров с устройством для внутрискважинного разделения нефти от воды показывает, что наиболее благоприятные условия для гравитационного принципа разделения нефти от воды находятся в интервале от кровли пласта до насоса. В этом интервале, благодаря ламинарному режиму движения жидкости в эксплуатационной колонне, нефтяные капли, вышедшие из перфорационных отверстий, движутся отдельными каплями или, сливаясь (благодаря различной скорости нефтяных капель в потоке,) образуют крупные капли нефти. Кроме этого, при наличии в скважине в этом интервале даже незначительной кривизны, нефтяные капли сливаются и движутся по верхней образующей внутренней поверхности эксплуатационной колонны, и в зависимости от количества нефти в добываемой воде может находиться в виде либо крупных капель, либо - тонкой струи нефть.

В процессе работы электроцентробежного насоса 2 восходящий поток воды с нефтяными каплями в кольцевом пространстве разделительной камеры 8, образованном между хвостовиком 11 и эксплуатационной колонной 4, движется вдоль входного устройства и перераспределяется по впускным отверстиям 12. Восходящий поток жидкости в разделительной камере 8 на пути между стаканами 13 резко снижает скорость из-за большой площади поперечного сечения кольцевого пространства, создавая условия гравитационного разделения воды от нефтяных капель. При этом нисходящий поток воды из верхней открытой части стакана 13 и далее по впускным отверстиям 12, поступает в хвостовик 11. Скорость каждой отдельной порции нисходящего потока имеет величину меньше, чем скорость всплытия нефтяных капель в воде, а скорость основного - восходящего потока, движущегося дальше вдоль стакана 13, достаточно высока и обеспечивает вынос нефтяных капель, минуя стакан 13. Этому еще способствует совпадение векторов направления всплытия нефтяных капель и восходящего потока жидкости. При этом скорость восходящего потока по мере подъема вдоль входного устройства постепенно снижается из-за порционного отбора воды в предыдущих отверстиях, а внутри хвостовика за счет поочередного поступления воды - постепенно увеличивается, поэтому диаметр впускных отверстий 12 верхней последней секции входного устройства соответственно меньше, чем нижних секций. Это позволяет иметь скорость нисходящего потока воды, поступающего в стаканы 13 на верхней секции входного устройства, намного меньше, чем скорость всплытия нефтяных капель в воде, что обеспечивает дальнейшее всплытие их вверх. Очищенная от нефти добываемая вода через хвостовик 11 попадает на прием 6 электроцентробежного насоса 2, а нефть через зазор между кожухом 9 и эксплуатационной колонной 4 поднимается и далее накапливается в межтрубном пространстве 7 (не указано на чертеже) скважины.

В процессе работы установки добываемая вода по колонне НКТ 1 поднимается на поверхность и в устьевой арматуре скважины-донора по выкидной и водопроводной линии 15 закачивается в нагнетательные скважины. При этом одновременно происходит процесс накопления нефти в межтрубном пространстве скважины 7 (не указано на чертеже) и водонефтяной раздел со временем приближается к промывочно-обратному клапану 3. При заполнении межтрубного пространства 7 (не указано на чертеже) от динамического уровня жидкости до промывочно-обратного клапана 3 установку отключают. Время заполнения межтрубного пространства 7 (не указано на чертеже) скважины нефтью рассчитывают исходя из дебита и обводненности добываемой жидкости или определяют экспериментально. При этом промывочно-обратный клапан 3 открывается (используется известное скважинное клапанное устройство по патенту РФ №2150575), трубное пространство колонны НКТ сообщается с межтрубным пространством 7 (не указано на чертеже). Далее открывают секущую задвижку на нефтепроводе 14 и вытесняют нефть из межтрубного пространства 7 (не указано на чертеже) в нефтепровод 14 обратным потоком воды из нагнетательных скважин и водопровода (давление в водопроводе обычно на порядок выше, чем в нефтепроводе). Если количество обратного потока воды и давление в водопроводе недостаточные, то вытеснение нефти осуществляют путем закачки воды из автоцистерны при помощи насосного агрегата ЦА-320. По отобранным пробам в нефтепроводе 14 определяют окончание процесса вытеснения нефти, после чего запускают установку скважины-донора.

Предлагаемый вариант установки существенно упрощает конструкцию внутрискважинного оборудования и позволяет реализацию разделения нефти от воды практически при любом количестве добываемой жидкости из водозаборных скважин за счет возможности использования входного устройства без ограничения его длины. Применение установки позволяет сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет боле качественной очистки закачиваемой воды от нефтепродуктов и добыть дополнительный объем нефти из водозаборных скважин.