Результат интеллектуальной деятельности: КОМПЛЕКС И СПОСОБ СЕПАРАЦИИ СМЕСИ, СОДЕРЖАЩЕЙ ДВЕ ТЕКУЧИЕ ФАЗЫ, ПО МЕНЬШЕЙ МЕРЕ ЧАСТИЧНО НЕСМЕШИВАЕМЫЕ ДРУГ С ДРУГОМ И ИМЕЮЩИЕ РАЗЛИЧНУЮ УДЕЛЬНУЮ ПЛОТНОСТЬ, В ЧАСТНОСТИ, ДЛЯ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к комплексу и способу сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, по меньшей мере частично не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью.

Следует отметить, что используемый в описании настоящей патентной заявки термин «смесь» также относится к дисперсии или нестабильной эмульсии, и используемый в описании настоящей патентной заявки термин «текучие фазы, не смешиваемые друг с другом» относится к двум текучим фазам, в частности жидким, которые по меньшей мере в определенных соотношениях не образуют растворы друг в друге.

Кроме того, для целей настоящего изобретения не исключается, что каждая из двух текучих фаз, не смешиваемых друг с другом, может содержать дополнительные компоненты, такие как, например, твердые частицы.

В частности, настоящее изобретение относится к сепарационному комплексу для внутрискважинного применения в области нефтяной промышленности, где смесь содержит по меньшей мере одну водную жидкую фазу и органическую жидкую фазу, последняя содержит нефть (углеводороды) или олеофильные соединения.

По факту добыча углеводородов часто сопровождается обводнением скважины. Вода присутствует в формации и, как правило, рассматривается, как побочный продукт добычи углеводородов.

Во время традиционной добычи углеводородов нефть и воду подают на поверхность через формацию, буровые скважины, трубопроводы, трубопроводную арматуру и насосы.

Затраты на сепарацию на поверхности оказывают влияние на рост затрат на добычу, в частности, когда обводнение имеет тенденцию увеличиваться с обеднением скважины нефтью.

Повышение обводненности снижает потенциальный объем нефти, выкачиваемой на поверхность в единицу времени. Следовательно, из-за избыточной попутной воды во многих случаях добыча углеводородов становится экономически менее выгодной и возрастает ее трудоемкость.

Для решения проблемы избыточной обводненности широко используют подход, преимущественном которого является внутрискважинная сепарации нефти и попутной воды.

Следовательно, обратное закачивание попутной воды в скважину и в формацию (обратное закачивание попутной воды) представляет эволюционное решение производственно-технической проблемы, связанной с решении попутной водой.

Согласно этому решению полученную смесь в идеале разделяют на воду и нефть, таким образом, что вода будет достаточно чистой для обратного закачивания в подземные формации, а нефть будет дегидратирована для упрощения систем поверхностной сепарации в устье скважины перед последующей транспортировкой за пределы промысла.

Для этой цели, как правило, используют сепаратор в конфигурации, позволяющей его применение внутри скважины и, следовательно, по существу в ограниченном пространстве, способный сепарировать на два потока указанных выше жидких составляющих поток добываемой нефти, содержащий значительное количество воды, которая поступает в скважину из зоны добычи внутри формации при эксплуатационном бурении.

Затем поток обогащенной нефти подают на поверхность, в то время как поток обогащенной воды направляют на обратное закачивание в буровые скважины.

Однако ввиду динамики формации нефть входит в скважину с водой, таким образом, что часть нефти может быть в форме капель в воде, что еще более затрудняет сепарацию водной фазы.

Указанная нефть в случае обратного закачивания воды в область обратного закачивания может вызвать частичную или полную блокировку области обратного закачивания, с последующим падением дебита скважины обратного закачивания. Следовательно, нефть должна отделяться от потока воды с высокой степенью эффективности перед подачей водной фазы насосом в зону обратного закачивания.

Используемые в настоящее время способы внутрискважинной сепарации имеют различные механизмы и устройства, среди которых присутствуют простые фильтрационные системы, циклонические системы и системы с гравитационными сепарационными камерами.

Также существуют системы сепарации жидкостей с различной плотностью, базирующиеся на феномене коалесценции, которые однако не подходят для применения внутри скважины, поскольку они требуют значительного пространства для достижения приемлемой степени сепарации. Следовательно, для их применения внутри скважины необходимо по меньшей мере расширение буровой скважины, что менее удобно, чем сепарация на поверхности.

Среди используемых в настоящее время внутри скважинных систем используют системы, базирующиеся на феномене гравитационной сепарации, как правило, состоящие из одной или более сепарационной камеры, в которых смесь жидкостей проходит почти статически в течение периода времени, достаточного для естественной сепарации фаз, индуцированной гравитационной силой.

В ином случае циклонные системы для внутрискважинного применения, как правило, состоят из полого цилиндрического корпуса с размерами, позволяющими разместиться внутри скважины, имеющий диаметр меньше такового скважины с коаксиальным расположением по отношению к скважине, и в котором сепарируемая смесь вводится тангенциально к внутренней стенке цилиндрического корпуса, создавая, таким образом, циклон. Следовательно, две текучие среды с различной плотностью подвергаются воздействию различного центрифужного усилия, что индуцирует их сепарацию.

Используемые в настоящее время внутри скважины системы сепарации не способны на эффективную сепарацию нефти и воды, таким образом, чтобы гарантировать достаточную степень чистоты потока воды, не приводящую к снижению приемистости.

Снижение приемистости, ассоциируемое с обратным закачиванием, следовательно, остается одной из самых больших проблема при использовании в настоящее время внутрискважинных систем сепарации. Это происходит из-за твердых и жидких частиц в воде для обратного закачивания, поскольку твердые частицы и малые капли масла, диспергированные в воде для обратного закачивания, осаждаются в формации, нанося ей вред.

Эта проблема до настоящего времени очень сильно ограничивает применимость технологий внутрискважинной сепарации. Следовательно, продолжает существовать необходимость в эффективной внутрискважинной сепарации воды, поступающей из скважинной текучей среды.

Объект настоящего изобретения преодолевает указанные выше недостатки предшествующего уровня техники, и в частности обеспечивает комплекс для сепарации смеси, содержащий две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, который может эффективно и компактно использоваться внутри скважин для достижения сепарации смеси скважинных текучих сред на поток обогащенной нефти и поток воды, сепарированный от нефти, с получением, таким образом, потока обогащенной нефти на поверхности и утилизации потока воды, сепарированной от нефти, в той же самой скважине.

Другой объект настоящего изобретения обеспечивает комплекс для сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, который позволяет получить сепарированный поток воды внутри скважины с высокой степенью чистоты, ограничивая, таким образом, снижение приемистости нефтяной скважины в случае обратного закачивания в скважину потока сепарированной воды.

Другой объект настоящего изобретения обеспечивает способ сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, который эффективно и компактно может быть использовании внутри скважины.

Эти и другие объекты настоящего изобретения достигаются обеспечением комплекса и способа сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, как указано в пунктах формулы изобретения 1 и 19.

Дополнительные характеристики комплекса и способа сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, указаны в зависимых пунктах формулы.

Характеристики и преимущества комплекса и способа сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, по настоящему изобретению будут более ясны из следующего иллюстрирующего и неограничивающего описания со ссылкой на приложенные Фигуры, на которых:

Фигура 1 - вид сбоку в разрезе первого варианта воплощения комплекса для сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью по настоящему изобретению;

Фигура 2 - увеличенный, частичный вид в разрезе комплекса для сепарации Фигуры 1; иллюстрирующий структуру установок для коалесцентной сепарации, используемых в нем же;

Фигура 3 - вид в разрезе второго варианта воплощения комплекса для сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью по настоящему изобретению;

Фигура 4 - вид сбоку в разрезе третьего варианта воплощения комплекса для сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью по настоящему изобретению;

Фигура 5 - вид сбоку в разрезе четвертого варианта воплощения комплекса для сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью по настоящему изобретению.

Со ссылкой на прилагаемые Фигуры, на которых приведены различные варианты воплощения комплекса для сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью в целом указаны, как 10 в конфигурации для внутрискважинной установки.

Комплекс для сепарации 10 смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью по настоящему изобретению включает закрытую камеру 11, расположенную между верхним выпускным отверстием 12a для сепарированной от смеси текучей фазы с низкой удельной плотностью, находящейся в первой верхней части, и нижнее выпускное отверстие 12b для сепарированной от смеси текучей фазы с высокой удельной плотностью, находящейся на второй нижней части относительно первой верхней части.

Впуск 15, 33 для смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, внутри закрытой камеры 11 также расположен между двумя верхним и нижним выпускными отверстиями 12a, 12b.

Согласно настоящему изобретению первое верхнее устройство для грубой сепарации 13 смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, и по меньшей мере второе нижнее устройство для тонкой сепарации 14, 14′ смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, гидравлически соединенные друг с другом 13 14, расположены последовательно между верхним выпускным отверстием 12a и нижним выпускным отверстием 12b, где первое верхнее устройство для грубой сепарации 13 смеси включает гравитационную сепарационную камеру 13, и по меньшей мере второе нижнее устройство для тонкой сепарации 14, 14′ включает по меньшей мере один коалесцентный сепаратор 14 или по меньшей мере гидроциклонический сепаратор 14′.

В этом случае впуск 15, 33 для смеси расположен в соответствии с гравитационной сепарационной камерой 13.

Гравитационная сепарационная камера 13 и по меньшей мере второе нижнее устройство для тонкой сепарации 14, 14′ включены в закрытую камеру 11.

Указанная закрытая камера 11 латерально ограничена цилиндрическим кожухом 16, 30, который в вариантах воплощения настоящего изобретения, приведенных на Фигурах 1, 4 и 5, совпадает с внутренней изоляцией трубопровода 30 нефтяной скважины, располагается вниз от поверхности, проходя через зону добычи нефти-воды 31 и затем в зону обратного закачивания 32.

В этих вариантах воплощения настоящего изобретения впуск смеси, содержащей две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, происходит через перфорации эксплуатационной части ствола скважины 33, расположенные на изоляции трубопровода 30 скважины.

Используемый в описании настоящей патентной заявки термин «зона добычи» относится к зоне, из которой добываемая текучая среда извлекается через подходящие перфорации эксплуатационной части ствола скважины 33, расположенные в изоляции трубы 30 в соответствии с указанной зоной добычи 31.

Используемый в описании настоящей патентной заявки термин «зона обратного закачивания» 32 относится к зоне, в которую попутная вода, подходящим образом сепарирлованная от нефти, подается через подходящие отверстия для обратного закачивания 35, сделанные в изоляции трубы 30 в соответствии с указанной зоной обратного закачивания 32.

В варианте воплощения настоящего изобретения, приведенном на Фигуре 3, подходящий цилиндрический кожух 16 расположен отдельно от изоляции трубы 30 и расположен внутри коаксиально относительно нее. В этом варианте воплощения настоящего изобретения впуск в комплекс 10 для сепарации предпочтительно проводят через множество впускных отверстий 15, сделанных на поверхности покрытия цилиндрического кожуха 16.

При конкретном внутрискважинном применении закрытая камера 11 ограничена выше и ниже, соответственно, верхней уплотняющей шайбой 36 и нижней уплотняющей шайбой 37, которые разделяют изоляцию трубы 30 на три секции: первая секция 38 изоляции трубы 30 ограничена в нижней части первой уплотнительной шайбой 36 и сообщается с поверхностью, вторая секция 39 изоляции трубы 30 ограничена в верхней части первой уплотнительной шайбой 36 и в нижней части второй уплотнительной шайбой 37 и сообщается по текучей среде с производственной зоной 31, и третья секция 34 изоляции трубы 30 ограничена в верхней части второй уплотнительной шайбой 37 и сообщается с зоной обратного закачивания 32.

В этом предпочтительном внутрискважинном применении смесь, подаваемая в гравитационную сепарационную камеру 13, представляет добываемую текучую среду, состоящую из смеси нефти и воды.

Внутри цилиндрического кожуха 16, 30 и предпочтительно коаксиально ему или следуя его проекции, расположена подающая труба 17 для подачи текучей фазы с низкой удельной плотностью (вода), которая проходит между верхним выпускным отверстием 12а через верхнее устройство для грубой сепарации 13 и сообщается ниже по меньшей мере с одним вторым нижним устройством для тонкой сепарации 14, 14′.

В этом конкретном внутрискважинном применении подающая труба 17 для подачи текучей фазы с низкой удельной плотностью проходит через верхнюю уплотнительную шайбу 36 до поверхности.

Подающая труба 17 для подачи текучей фазы с низкой удельной плотностью имеет такую конфигурацию, чтобы образовать вместе с цилиндрическим кожухом 16, 30 гравитационную сепарационную камеру с кольцевым сечением, в которую подают смесь, содержащую две текучие фазы, не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, через впуск 15, 33, подвергаемую первой гравитационной сепарации, разделяя ее на две текучие фазы, которые в конкретном внутрискважинном применении представляют обогащенную нефтью фазу и грубо сепарирование от нефти водную фазу.

Обогащенная нефтью фаза оседает выше идеальной границы раздела 18 вода-нефть, при этом водная фаза, все еще содержащая небольшие количества нефти, оседает ниже раздела 18 вода-нефть.

По меньшей мере одно отверстие 17a сделано на подающей трубе 17 для подачи текучей фазы с низкой специфической плотностью, которое выходит в гравитационную сепарационную камеру 13, сообщающуюся по текучей среде с верхним выпускным отверстием 12a для подачи обогащенной нефтью части по направлению к указанному первому выпускному отверстию 12a.

Для этой цели могут быть обеспечены средства всасывания (не показаны), связанные с верхним выпускным отверстием 12a.

По меньшей мере второе нижнее устройство для тонкой сепарации 14, 14′ предпочтительно включает коалесцентный сепаратор 14, типа приведенного на Фигурах 1-4.

Коалесцентный сепаратор 14 включает полый цилиндрический корпус 20, на котором сделано множество отверстий для подачи 21, предпочтительно по существу распределенных равномерно одной или более кольцеобразной короной, расположенной на определенной высоте на цилиндрическом корпусе 20, и сообщающихся по текучей среде с нижней частью гравитационной сепарационной камеры 13, в которой находится смесь, состоящая из грубо сепарированной от нефти водной фазы и, следовательно, все еще содержащей малые количества нефти.

Как показано на Фигуре 2, внутри цилиндрического корпуса 20 расположен по меньшей мере один ряд коалесцентных пластин 22, которые установлены параллельно одна над другой с образованием блока.

Каждая из коалесцентных пластин 22 имеет форму усеченного конуса полого внутри с открытым соответствующим большим основанием и меньшим основанием, однако не исключается отличающийся вариант воплощения настоящего изобретения, описанный в находящейся на одновременно рассмотрении патентной заявке того же заявителя.

Коалесцентные пластины 22 предпочтительно установлены параллельно друг другу на определенном расстоянии от 2 до 5 мм, образуя блок. Таким образом, между парами коалесцентных пластин 22 образован канал 28 для прохождения потока сепарируемой смеси, по которому смесь течет, сепарируясь на два компонента за счет подъема капель внутри каналов и их коалесценции и сбора в верхней части канала.

Ряд коалесцентных пластин 22 расположен в цилиндрическом корпусе 20 коаксиально с ним по большому основанию или по меньшему основанию коалесцентных пластин 22, соответственно, располагаясь лицевой поверхностью к концу цилиндрического корпуса 20 в более низкой части и к концу цилиндрического корпуса 20 в более высокой части.

Нижний край 23 и верхний край 24 каждой коалесцентной пластины 22, следовательно, соответственно определен большим основанием и меньшим основанием усеченного конуса и имеет круговой профиль.

Верхний край 24 граничит с кромкой 25, наклоненной внутрь усеченного конуса, таким образом, что образуется канавка с поверхностью усеченного конуса, в соответствии с которой сепарированная фаза с низкой удельной плотностью собирается и одновременно способствует оттоку фазы с более высокой удельной плотностью. Вдоль переходной области между поверхностью усеченного конуса и кромкой 25 расположена корона для отделения через отверстия 27 жидкой фазы с низкой плотностью.

Ряд коалесцентных пластин 22 в форме усеченного конуса расположен в цилиндрическом корпусе 20, таким образом, что между нижними краями 23 коалесцентных пластин 20 и внутренней боковой поверхностью цилиндрического корпуса 20 образуется кольцеобразное внутренне пространство, которое образует распределительный канал 26 сепарируемой смеси для подачи в прямоточные каналы для прохождения 28.

Распределительный канал 26 располагается в направлении по существу параллельном оси цилиндрического корпуса 20 и сообщается по текучей среде со множеством отверстий для подачи 21.

Указанный ряд коалесцентных пластин 22 также ограничивает по центру относительно коалесцентных пластин 22 сбросный канал 45 для текучей фазы, с высокой удельной плотностью, где текучая фаза с высокой удельной плотностью течет по направлению к более низкой части.

Сбросный канал 45 располагается в направлении по существу параллельном оси цилиндрического корпуса 20 и ограничен верхними краями 24 (малое основание) коалесцентных пластин 22 в форме усеченного конуса.

Внутри сбросного канала 45 и коаксиально ему расположен отводной канал 29 для перемещения текучей фазы с высокой удельной плотностью по направлению к нижнему сбросному отверстию 29а.

Следовательно, сбросный канал 45 имеет кольцеообразное сечение и также закрыт выше кромкой 25′ коалесцентной пластины на конце более высокой части ряда, который имеет большую длину и проходит до отводного канала 29.

Отводной канал 29 имеет корону из верхних отверстий 29 с и корону из нижних отверстий 29d для впуска фракции текучей фазы с низкой удельной плотностью и текучей фазы с высокой удельной плотностью, соответственно.

Такой отводной канал 29 также сообщается по текучей среде выше с гравитационной сепарационной камерой 13 и ниже с нижним выпускным отверстием 12b.

Сообщение по текучей среде между верхним сбросным отверстием 29b отводного канала 29 и гравитационной сепарационной камерой 13 достигается, например, через подающую трубу 17 текучей фазы с низкой удельной плотностью, как это реализовано в вариантах воплощения настоящего изобретения, приведенных на Фигурах 1 и 3.

В ином случае, такое сообщение по текучей среде с гравитационной сепарационной камерой 13 достигается средствами бокового отвода 19, подходящими только для вывода нефтяной фазы с тонкой сепарации для подачи в гравитационную сепарационную камеру 13 выше перфораций эксплуатационной части ствола скважины 33.

Сообщение по текучей среде с нижним выпускным отверстием 12b достигается, например, за счет специальных насосных средств посредством специальных наносных средств 40, подходящих для перемещения прошедшей тонкую сепарацию от нефти водной фазы из нижнего сбросного отверстия 29a отводного канала 29, и подачи ее через такое нижнее выпускное отверстие 12b (смотрите, Фигуры 1 и 3).

Для этой цели насосные средства 40 расположены внутри герметичной камеры 41 для насосных средств, расположенной ниже коалесцентного сепаратора 14 относительно потока текучей фазы с высокой удельной плотностью,, и сообщаются по текучей среде с нижним сбросным отверстием 29a отводного канала 29 того же 14.

Насосные средства 40 включают насос 42, предпочтительно многоступенчатый погружной центробежный электронасос, внутри скважины, снабженный мотором 43, например, погружной электродвигатель.

Для питания насосных средств 40 полый трубопровод 44 для прокладки электрических проводов идет вниз с поверхности в изоляцию трубы 30, проходя внутри коалесцентного сепаратора 14, предпочтительно внутри отводного канала 29 того же 14, и проходит к герметичной камере с насосными средствами 41.

В ином случае сообщение происходит между нижним сбросным отверстием 29a и нижним выпускным отверстием 12b. В этих вариантах воплощения настоящего изобретения насосные средства 40 могут быть расположены относительно потока текучей фазы с высокой удельной плотностью выше по меньшей мере второго нижнего устройства для тонкой сепарации 14, 14′, как показано на Фигуре 4, или расположены ниже нижнего выпускного отверстия 12b (вариант воплощения не приведен).

В случае, когда насосные средства 40 расположены выше по меньшей мере второго нижнего устройства для тонкой сепарации 14, 14′, указанные насосные средства 40 подают прошедшую грубую сепарацию текучую фазу с высокой удельной плотностью из гравитационной сепарационной камеры 13 в герметичную камеру коалесцентного сепаратора 14a и, следовательно, во впускное отверстие указанного коалесцентного сепаратора.

В качестве альтернативы или дополнительно к коалесцетному сепаратору 14, по меньшей мере второе нижнее устройство для тонкой сепарации 14, 14' предпочтительно включает гидроциклонический сепаратор 14', как показано, например на Фигуре 5, или другого типа, известного для внутрискважинного применения.

Гидроциклонический сепаратор 14′ включает полый цилиндрический корпус 20′, который имеет первую цилиндрическую часть 20′a с большим диаметром, расположенную в более высокой части, и вторую цилиндрическую часть 20′b с меньшим диаметром, расположенную в более низкой части, соединенные друг с другом третьей частью 20′c со скошенной конфигурацией.

В полом цилиндрическом корпусе 20′ обеспечено по меньшей мере одно отверстие для подачи 21′ тангенциально к внутренней стенке цилиндрического корпуса 20′, сообщающееся по текучей среде с нижней частью гравитационной сепарационной камеры 13, в которой находится прошедшая грубую сепарацию от нефти водная фаза.

Определенная геометрия полого цилиндрического корпуса 20′ вызывает вращение на высокой скорости двух текучих фаз с различной удельной массой. Такое вращение заставляет более тяжелую текучую фазу двигается по направлению к наружной части, и по направлению к нижнему сбросному отверстию 29′a, в то время как более легкая текучая фаза (нефть) движется к внутренней части и затем направляется в верхнее сбросное отверстие 29′b.

Нижнее сбросное отверстие 29′a предпочтительно сообщается по текучей среде с нижним выпускным отверстием 12b посредством специальных насосных средств 40, подходящих для подачи прошедшей тонкую сепарацию от нефти водной фазы из нижнего сбросного отверстия 9′a и подачи ее в нижнее выпускное отверстие 12b.

Верхнее сбросное отверстие 29′b полого цилиндрического корпуса 20′ сообщается по текучей среде с гравитационной сепарационной камерой 13, предпочтительно через подающую трубу 17 для текучей фазы с низкой удельной плотностью.

Варианты воплощения комплекса 10 для сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, по меньшей мере частично не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, на Фигурах 1, 4 и 5 по существу подходят в случае нефтяных скважин с достаточно обширным пространством между зоной добычи 31 и зоной обратного закачивания 32, в котором, таким образом, может быть расположен комплекс 10 внутри скважины в соответствии с разделением пространства на две зоны 31, 32.

В ином случае вариант воплощения комплекса 10 для сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, по меньшей мере частично не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, приведенный на Фигуре 3 по существу подходит для нефтяных скважин с ограниченным пространством между зоной добычи 31 и зоной обратного закачивания 32.

Вариант воплощения, приведенный на Фигуре 4, может быть преимущественно применен, когда должны быть проведены техническое обслуживание или операции по сборке, требующие прямого доступа по меньшей мере ко второму нижнему устройству для тонкой сепарации 14, 14′ без удаления насосных средств 40.

Функционирование комплекса 10 для сепарации смеси, содержащей две текучие фазы, по меньшей мере частично не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью описан ниже со ссылкой на предпочтительное внутрискважинное применение.

Сначала проводят первую стадию введения смеси, содержащей две текучие фазы, по меньшей мере частично не смешиваемые друг с другом, и с различной удельной плотностью, в комплекс 10 для сепарации по настоящему изобретению.

В этом случае добываемая текучая среда из скважины, содержащая смесь водной фазы, в которой эмульгирована и/или суспендирована нефтяная фаза в форме капель, подается при определенной скорости в гравитационную сепарационную камеру 13 комплекса 10 для сепарации по настоящему изобретению через перфорации эксплуатационной части ствола скважины 33 или впускные отверстия 15, сделанные на покрытии цилиндрического кожуха 16.

Скорость текучей среды, поступающей в гравитационную сепарационную камеру 13, снижена, что позволяет обеспечить более длительное время пребывания капель нефтяной фазы для соединения вместе с образованием более крупных капель благодаря гравитационному эффекту, что ведет к сепарации водной фазы от нефтяной фазы. Это вызывает выраженное движение вверх капель нефтяной фазы изначально эмульгированых и/или суспендированных, и образование границы раздела 18 вода-масло между прошедшей грубую сепарацию от нефти водной фазой, то есть все еще содержащей мелкие капли нефти, и нефтяной фазой.

Таким образом, добываемую из скважины текучую среду сначала подвергают грубой сепарации фаз, которая происходит за счет гравитации.

Затем первую часть сепарированной нефтяной фазы направляют к верхнему выпускному отверстию 12a комплекса 10 для сепарации, при этом прошедшую грубое сепарирование водную фазу подвергают по меньшей мере одной стадии тонкой сепарации.

Такую стадию тонкой сепарации проводят при использовании коалесценции через специальный коалесцентный сепаратор 14 и/или за счет вихревого эффекта через циклонический сепаратор 14′.

После по меньшей мере одной стадии тонкой сепарации вторую часть фазы с низкой удельной плотностью удаляют с тонкой сепарации, это проводят за счет прохождения первой части фазы с низкой удельной плотностью, удаляемой с грубой сепарации, при этом фазу с высокой удельной плотностью, удаляемую с тонкой сепарации, удаляют через нижнее выпускное отверстие 12b комплекса 10 для сепарации.

В случае внутрискважинных применений, стадию тонкой сепарации проводят, как указано в настоящем изобретении.

Прошедшая грубую сепарацию от нефти водная фаза выходит из гравитационной сепарационной камеры 13 и напрямую входит, или проходя через насосные средства 40, во второе нижние устройство для тонкой сепарации 14, 14′, где оставшиеся капли, все еще эмульгированные и/или суспендированные, проходят дальнейшую сепарацию от водной фазы за счет коалесценции или вихревого эффекта в зависимости от конкретного устройства для тонкой сепарации 14, 14′.

В случае использования устройства для тонкой сепарации 14 за счет коалесценции капли, эмульгированные и/или суспендированные в прошедшей грубую сепарацию от нефти водной фазе, соединяются с образованием слоя нефтяной фазы, который собирают в верхней части коалесцентного сепаратора 14, из которого она выходит через верхнее сбросное отверстие 29b.

Затем обогащенную нефтью фазу поднимают по подающей трубе 17 для текучей фазы с низкой удельной плотностью, сталкиваясь при подъеме, сепарированная нефтяная фаза в гравитационной сепарационной камере входит в туже самую трубу 17 по меньшей мере через одно сообщающееся по текучей среде отверстие 17a между гравитационной сепарационной камерой 13 и верхним выпускным отверстием 12a.

В варианте воплощения настоящего изобретения, приведенном на Фигуре 4, подъем обогащенной нефтью фазы происходит через боковой отвод 19 снаружи подающей трубы 17 по направлению к гравитационной сепарационной камере 13, где она повторно поднимается по направлению к границе раздела 18 вода-масло, поступая в обогащенную нефтью прошедшую сепарацию за счет гравитации текучую фазу.

Отсюда обогащенная нефтью фаза, содержащая обе части, сепарированные за счет гравитации, и часть, прошедшую сепарацию за счет коалесценции, входит через по меньшей мере одно сообщающееся по текучей среде отверстие 17a между гравитационной сепарационной камерой 13 и верхним выпускным отверстием 12a, и проходит по направлению к поверхности.

Наконец, сепарированную от нефти водную фазу собирают на дне коалесцентного сепаратора 14, откуда она выходит через нижнее сбросное отверстие 29a, поднимаясь в зависимости от конкретного варианта воплощения настоящего изобретения непосредственно в нижнее выпускное отверстие 12b или не напрямую, проходя сначала внутри герметичной камеры 41 для насосных средств и через насосные средства 40.

Отсюда прошедшая тонкую сепарацию от нефти водная фаза поднимается в зону обратного закачивания 32.

Прохождение прошедшей грубую сепарацию от нефти водной фазы через устройство для тонкой сепарации 14, 14′ и прохождение прошедшей тонкую сепарацию от нефти водной фазы через нижнее выпускное отверстие 12b вызвано воздействием насосных средств 40.

Аналогично, в случае гидроциклонического устройства для тонкой сепарации 14′, как только две текучие фазы с различной удельной плотностью поступают в него 14′, они начинают вращаться с различной скоростью, разделяясь.

Более тяжелая текучая фаза движется по направлению к наружной части, выходя через нижнее выпускное отверстие 12b, и из него попадая в зону обратного закачивания 32, проходя сначала внутри герметичной камеры 41 для насосных средств и через насосные средства 40.

С другой стороны, более легкая текучая фаза проходит по направлению внутрь и оттуда по направлению к верхнему сбросному отверстию 29′b. Затем более легкая текучая фаза поднимается внутри подающей трубы 17 для текучей фазы с низкой удельной плотностью, сталкиваясь с ней при подъеме, сепарированная нефтяная фаза в гравитационной сепарационной камере входит в туже самую трубу 17 через по меньшей мере одно сообщающееся по текучей среде отверстие 17a между гравитационной сепарационной камерой 13 и верхним выпускным отверстием 12a.

Характеристики сепарационного устройства для жидкостей с различными плотностями, являющегося объектом настоящего изобретения, а также соответствующие преимущества ясны из приведенного выше описания.

За счет объединения первой грубой сепарации за счет гравитации по меньшей мере с последующей тонкой сепарацией за счет коалесценции, вихревого эффекта или за счет комбинации обоих, является преимуществом, состоящим в повышении общей эффективности сепарации.

Следовательно, возможно получить обогащенный нефтью поток, который направляется на поверхность, и утилизировать прошедшую тонкую сепарацию от нефти воду в зоне обратного закачивания без снижения приемистости нефтяной скважины.

Дополнительно, в предпочтительных вариантах воплощения настоящего изобретения, приведенных на Фигурах 1 и 3, почти полностью удалены эмульгирующие эффекты нефти и воды только за счет использования насосных средств ниже тонкой сепарации и, следовательно, получена прошедшая тонкую сепарацию от нефти вода с дополнительным повышением общей эффективности сепарации комплекса для сепарации.

Комплекс для сепарации по настоящему изобретению может иметь множество модификаций и вариантов, не выходящих за рамки настоящего изобретения; дополнительно, все детали могут быть заменены технически эквивалентными элементами. При осуществлении на практике настоящего изобретения используемые материалы могут варьировать согласно техническим требованиям.