УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации водозаборных скважин с содержанием попутной нефти в продукции, а также высокообводненных нефтяных скважин, используемых в качестве скважин-доноров (водозаборных) при межскважинной перекачке воды с целью поддержания пластового давления.

Известна «Установка для эксплуатации скважины» (патент RU №2335625, E21B 43/14, опубл. в бюл. №28 от 10.10.208 г), предназначенная для перекачки части добываемой воды из водяного пласта через выкидную линию в нагнетательные скважины, а другой части воды - в вышележащий нефтяной пласт. Установка содержит пакер в промежутке между пластами, колонну насосно-компрессорных труб с радиальными отверстиями для сообщения с затрубном пространством, электроцентробежный насос, снабженный наружным герметизирующим кожухом, приемная часть которого сообщена с подпакерным пластом, а нагнетательная - с полостью колонны насосно-компрессорных труб.

Недостатком установки является то, что при использовании ее для эксплуатации водозаборных скважин с нефтесодержащей продукцией или высокообводненных нефтяных скважин в качестве скважин-доноров может происходить попадание нефти в нагнетательные скважины и принимавшей пласт, поскольку в установке не предусмотрена сепарация воды и нефти.

Наиболее близкой по сущности и достигаемому результату является «Скважинная установка для разделения нефти и воды» (Патент RU №2290505, E21B 43/14, опубл. 27.12.2006 г.), 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 далее в хвостовик, а также на прием насоса. При этом суммарная площадь выходных, а также выходных отверстий не менее площади поперечного сечения эксплуатационной колонны скважины.

Известное устройство имеет сложную конструкцию внутрискважинного оборудования, и при спуске установки в скважину происходит самопроизвольное раскрытие манжеты, усложняющее процесс спуска оборудования в скважину. Трубка для отвода разделившейся нефти выше приема насоса увеличивает поперечный размер установки, что ограничивает ее применение. Для подъема накопленной нефти на поверхность требуется дополнительно насосный агрегат и резервная вода, а при низких пластовых давлениях вовсе невозможно поднимать на поверхность накопленную нефть из затрубного пространства из-за поглощения пласта. Кроме этого, для промывки накопленной нефти из затрубного пространства приходится останавливать электропогружной насос, что приводит к простою скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности внутрискважинного оборудования за счет упрощения конструкции разделительной камеры и сепарационного узла установки с обеспечением подъема накопленной нефти к устью скважины при низком пластовом давлении без остановки эксплуатации водозаборной скважины.

Поставленная задача решается тем, что в установке для эксплуатации водозаборных скважин, включающей колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, спущенную в эксплуатационную колонну скважины и в устьевую арматуру, соединенную с водяной линией, разделительную камеру, расположенную в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, снабженным герметизирующим кожухом, канал для прохода отделившейся нефти, сообщающий затрубное пространство скважины с разделительной камерой, впускные отверстия для поступления разделенной воды, согласно изобретению герметизирующий кожух электроцентробежного насоса выполнен с возможностью гидравлически сообщить прием 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 канала для прохождения нефтяных капель служит зазор между кожухом и эксплуатационной колонной скважины.

Для подъема отсепарированной нефти из затрубного пространства скважины на поверхность колонна насосно-компрессорных труб выполнена большего диаметра и в ней концентрично размещена колонна насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, верхняя часть которой в устьевой арматуре жестко соединена с нефтяной линией, а нижняя часть герметично установлена в верхней цилиндрической камере коммутатора, установленного в колонне насосно-компрессорных труб большего диаметра на глубине ниже динамического уровня жидкости в скважине, при этом коммутатор снабжен вертикальными периферийными каналами для прохождения через него восходящего потока воды и нижней цилиндрической камерой для размещения вставного струйного насоса, состоящего из сопла, камеры смешения и диффузора, выход которого сообщен с верхней цилиндрической камерой, причем рабочая жидкость в струйный насос поступает от электроцентробежного насоса, а откачиваемая жидкость - по боковому каналу коммутатора из затрубного пространства скважины через обратный клапан, расположенный с наружной стороны коммутатора. Для герметизации вставного струйного насоса в нижней цилиндрической камере его корпус с наружной стороны снабжен уплотнительными манжетами и зафиксирован прижимным полым цилиндрическим винтом, при этом корпус струйного насоса под входом камеры смешения имеет радиальные отверстии, а с наружной стороны - круговую проточку.

На фиг.1 схематично представлен общий вид установки для эксплуатации водозаборных скважин с нефтесодержащей продукцией; на фиг.2 - коммутатор с вставным струйным насосом в продольном разрезе; на фиг.3 - поперечный разрез А-А на фиг.2.

Установка для эксплуатации водозаборных скважин с нефтесодержащей продукцией содержит подвеску колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) большого диаметра 1 с электроцентробежным насосом 2, которые спущены в эксплуатационную колонну скважины 3. Погружной электродвигатель (ПЭД) 4 и приемная часть (входной модуль) 5 электроцентробежного насоса 2 с наружной стороны от затрубного пространства 6 и разделительной камеры 7 герметизированы кожухом 8. В колонне НКТ большего диаметра 1 концентрично размещена колонна НКТ меньшего диаметра 9. Верхняя часть НКТ 9 в устьевой арматуре жестко соединена с нефтяной линией 10, а нижняя часть (башмак) манжетным креплением герметично установлена в верхней цилиндрической камере 11 коммутатора 12, установленного в колонне НКТ большего диаметра 1 на глубине ниже динамического уровня жидкости в скважине. Коммутатор 12 также снабжен нижней цилиндрической камерой 13 для размещения вставного струйного насоса 14 и боковым каналом 15, гидравлически сообщающим струйный насос 14 с затрубным пространством 6 через обратный клапан 16, расположенный с наружной стороны коммутатора 12. Последний имеет вертикальные периферийные каналы 17 для прохождения прокачиваемой воды электроцентробежным насосом 2 в колонну НКТ большего диаметра 1. Вставной струйный насос 14, содержащий сопло 18, камеру смешения 19 и диффузор 20, в нижней цилиндрической камере 13 герметизирован манжетами (не обозначен) и фиксирован прижимным винтом 21 с внутренними гранами под ключ, а под входом камеры смешения 29 имеет радиальные отверстия 22 с наружной круговой проточкой 23.

К патрубку кожуха 8 подсоединен хвостовик 24 входного устройства, расположенного в разделительной камере 8, образованной из кольцевого пространства, заключенного между эксплуатационной колонной 3 и корпусом входного устройства. Зазор между кожухом 8 и эксплуатационной колонной 3 обеспечивает впуск нефтяных капель и накопление их в верхней части затрубного пространства 6. Заглушенным с нижним концом хвостовик 24 снабжен по всей длине вдоль корпуса одним рядом впускных отверстий 25 и стаканами 26, выполняющими функцию гидрозатвора для нефтяных капель. Входное устройство состоит из нескольких секций с уменьшающимся диаметром впускных отверстий 25 в каждой последующей секции по направлению вверх. В устьевой арматуре скважины колонна НКТ большого диаметра 1 обвязана выкидной линией 27 с задвижкой 28 и водопроводом (не обозначено).

Геометрические размеры входного устройства по предлагаемой установке выбираются исходя из ожидаемого дебита или производительности электроцентробежного насоса 2. Длина входного устройства выбирается исходя из количества и диаметра впускных отверстий 25 для обеспечения порционного распределения потока добываемой жидкости таким образом, что скорость нисходящего потока воды в каждой порции, поступающей в стакан 27 входного устройства, меньше, чем скорость всплытия капель нефти в воде. Количество и диаметр впускных отверстий 26 определяется следующим образом.

Определяется количество отверстий на хвостовике n≥Q/q

где Q - прогнозный дебит водозаборной скважины или производительности УЭЦН, м³/сут(м³/сек); q - порционный (долевой) расход воды по впускным отверстиям в м³/сут (м³/сек) 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 16 и стаканом 18, 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 истечения принимается 0,65; ΔH - разность напора (давлений) в отверстии, под действием которого происходит истечение.

Пример расчета:

Ожидаемый дебит водозаборной скважины составляет Q=80 м³/сут=0,000926 м³/сек. Внутренний диаметр стакана D=73 мм = 0,073 м (труба 3''), а наружный диаметр хвостовика d=48 мм = 0,048 м (труба 1,5''); ΔH - 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: 5/12+4/8+3/5. Расстояние между отверстиями 17 выбираем 1 м, а высоту стакана 18 принимаем 0,2 м. Таким образом, длина входного устройства составляет 27 м.

Установка работает следующим образом.

При спуске глубинного оборудования установки в скважину в нижнюю цилиндрическую камеру 13 коммутатора 12 предварительно устанавливают вставной струйный насос 14 и фиксируют прижимным винтом 21. При этом интервал подвески колонны НКТ под коммутатором 12 не обязательно спустить большего диаметра, достаточно стандартный диаметр НКТ. Конструктивное параметры, такие как диаметр сопла 18 и камеры смешения 19, а также расстояние от сопла до камеры смешения определяются расчетным путем согласно режиму работы струйного насоса исходя из производительности добываемой (рабочей) жидкости и требуемого давления рабочей и откачиваемой жидкостей.

В процессе работы электроцентробежного насоса 2 восходящий поток воды с нефтяными каплями, поступающими из пласта, в кольцевом пространстве разделительной камеры 7, образованном между хвостовиком 24 и эксплуатационной колонной 3, движется вдоль входного устройства и перераспределяется по впускным отверстиям 25. Восходящий поток жидкости в разделительной камере 7 на пути между стаканами 26 резко снижает скорость из-за большой площади поперечного сечения кольцевого пространства, создавая условия гравитационного разделения воды от общего потока. При этом каждая разделенная порция нисходящего потока воды без захвата нефтяных капель из верхней открытой части стакана 26 и далее по впускным отверстиям 25 поступают в хвостовик 24. 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 26, достаточно высока и обеспечивает вынос нефтяных капель, минуя стаканы 26. Этому еще способствует совпадение векторов направления всплытия нефтяных капель и продолжающаяся порция 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 25 верхней последней секции входного устройства соответственно меньше, чем нижних секций. Это позволяет иметь скорость нисходящего потока воды, поступающего в стаканы 26 на верхней секции входного устройства, также меньше, чем скорость всплытия нефтяных капель в воде, что обеспечивает дальнейшее всплытие их вверх. Очищенная от нефти добываемая вода, через хвостовик 24 попадает на прием 5 электроцентробежного насоса 2, а нефть через зазор между кожухом 8 и эксплуатационной колонной 3 поднимается и далее накапливается в затрубном пространстве 6 скважины.

В процессе работы установки добываемая вода по колонне НКТ поднимается на поверхность и в коммутаторе 12 поступает как в колонны НКТ 1 большого диаметра по периферийные каналами 17, так и в колонны НКТ 9 меньшего диаметра через вставной струйный насос 14. Поскольку задвижка (не обозначена) на нефтяной линии 10 закрыта, а задвижка 28 на выкидной линии 27 открыта, то отсутствует движение жидкости в струйном насосе 14, соответственно обратный клапан 16 закрыт, и вся добываемая вода по водопроводной линии закачивается в нагнетательные скважины. При этом одновременно происходит процесс накопления нефти в затрубном пространстве 6 скважины и со временем водонефтяной раздел опускается ниже коммутатора 12. При заполнении затрубного пространства 6 достаточном количеством нефти открывается задвижка (не обозначена) на нефтяной линии 10, а закрывается задвижка 28. При этом вся добываемая вода поступает в корпус струйного насоса 14 и, проходя сопло 18, попадает в камеру смешения 19 со значительной кинетической энергией, благодаря чему в зоне напротив радиальных отверстий 22 создается разрежение, приводящее к открыванию обратного клапана 16. Накопленная нефть с определенным давлением из затрубного пространства 6 по боковому каналу 15 поступает в радиальные отверстия 22, потом в камеру смешения 19 и увлекается струей рабочей жидкости в горловину диффузора 20. Далее смешенный поток жидкости (нефть и вода) с определенным давлением согласно рабочей характеристике струйного насоса поступает в колонну НКТ 9, и его перекачивают в нефтепровод 10. Длительность эксплуатация струйного насоса 14 зависит от количества нефти, накопленной в затрубном пространстве 6 скважины, и определяется экспериментально путем последовательного отбора проб жидкости из нефтяной линии. После того как образцы проб жидкости в нефтяной линии 10 будут состоять основном из воды, установку переключают в режим закачки воды в нагнетательные скважины путем открытия задвижки 28 и закрытия задвижки на нефтяной линии 10. При наличии высокопроизводительного и высоконапорного электроцентробежного насоса 2 нет необходимости для обеспечения работы струйного насоса останавливать закачку воды, т.е. закрывать задвижки 28, поскольку количество и давление рабочей жидкости являются достаточными для работы струйного насоса с одновременной закачкой воды в нагнетательные скважины.

Предлагаемая установка обеспечивает реализацию разделения нефти от воды практически при любом количестве добываемой жидкости из водозаборных скважин за счет возможности использования входного устройства без ограничения его рациональной длины. Применение установки позволяет сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет исключения нефти из закачиваемой в пласт воды и добыть дополнительный объем нефти из водозаборных скважин. Установка также позволяет экономически целесообразно использовать в качестве скважин-доноров (водозаборных) широкий набор высокообводненых нефтяных скважин по степени обводненности 95%-99% с учетом их территориально-рационального расположения в зоне нефтяных залежей, на которых требуется поддержание пластового давления путем межскважинной перекачки воды.