скважинная сепарационная установка

Формула изобретения

1. Скважинная сепарационная установка, содержащая установленную в скважине сепарационную камеру с трубопроводом подвода водонефтяной смеси, трубопроводы отвода воды и нефти с входными отверстиями, отличающаяся тем, что сепарационная камера выполнена в виде внутренней полости герметичной скважины, трубопровод подвода водонефтяной смеси спущен в сепарационную камеру на глубину, определяемую расстояниями от его нижнего конца до входных отверстий трубопроводов отвода воды и нефти, позволяющими отводить из сепарационной камеры в постоянном режиме воду и нефть в объемах, соответствующих обводненности водонефтяной смеси, с учетом скорости всплытия нефти в воде.

2. Скважинная сепарационная установка по п.1, отличающаяся тем, что трубопровод отвода воды снабжен проточным анализатором, а трубопровод отвода нефти - регулирующим устройством с приводом, функционально связанным с проточным анализатором для исключения попадания нефти в трубопровод отвода воды.

3. Скважинная сепарационная установка по п.1, отличающаяся тем, что трубопровод подвода водонефтяной смеси сообщен с трубопроводом отвода нефти байпасной линией.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду.

Известна сепарационная установка (патент RU № 2252312, МПК Е21В 43/38, опубл. 20.05.2005 г., бюл. № 14), содержащая колонну с трубопроводами подвода водонефтяной эмульсии и отвода нефти и воды, пакер, установленный ниже колонны, трубопровод подвода водонефтяной эмульсии, подсоединенный тангенциально к верхней части колонны с возможностью закручивания водонефтяной эмульсии и ее разделения под действием центробежных сил на нефть и воду. Нижняя часть колонны открыта, трубопровод отвода нефти расположен внутри колонны, а трубопровод отвода воды образован внутренней поверхностью скважины и наружной поверхностью колонны и подсоединен к устью скважины.

Недостатком установки является невысокая надежность работы: при незначительном изменении расхода или вязкости подаваемой для разделения жидкости изменяется скорость ее течения в установке, что приводит либо к снижению центробежных сил и соответственно к снижению эффективности разделения нефти и воды, либо к возрастанию давления в установке, изменению отрегулированных расходов нефти и воды через отводящие трубопроводы и поступлению воды в трубопровод для нефти или нефти в трубопровод для воды.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является сепарационная установка (патент RU № 2291292, МПК Е21В 43/38, опубл. 10.01.2007 г. бюл. № 1), содержащая установленную в скважине открытую снизу сепарационную камеру с трубопроводом подвода водонефтяной эмульсии, присоединенным к верхней части камеры, трубопроводы отвода воды и нефти. По высоте камеры на расстоянии, равном 8-10 диаметрам камеры, размещен ряд завихрителей, выполненных в виде лопастей, при этом лопасти последующего ряда завихрителей размещены со смещением относительно лопастей предыдущего ряда, трубопровод отвода нефти присоединен к устью скважины, трубопровод отвода воды установлен внутри камеры соосно с ней по длине. Нижний конец трубопровода отвода воды выполнен конусом, на поверхности которого выполнены щелевые прорези. Для исключения притока скважина заглушена пакером.

Недостатками данной установки являются сложность конструкции сепарационной камеры с рядами завихрителей, необходимость поддержания на входе в установку заданных давления и расхода поступающей в нее жидкости, поскольку при изменении этих параметров изменится скорость перемещения жидкости в сепарационной камере и, соответственно, величина центробежных сил, образующихся в результате взаимодействия потока жидкости с завихрителями. Это снижает эффективность ее работы и затрудняет использование, например, для отделения попутной воды из обводненной продукции, поступающей в сепарационную установку из нескольких добывающих скважин, поскольку давление и расход поступающей обводненной продукции не являются постоянными из-за того, что некоторые из добывающих скважин по тем или иным причинам могут находиться в простое.

Техническими задачами изобретения являются упрощение конструкции сепарационной установки за счет изменения принципа разделения продукции на воду и нефть с центробежного на гравитационный, повышение надежности и эффективности работы установки за счет конструктивно обеспеченной минимизации влияния на данные показатели изменения свойств и расхода поступающей в установку продукции в широком диапазоне их значений.

Указанные технические задачи решаются скважинной сепарационной установкой, содержащей установленную в скважине сепарационную камеру с трубопроводом подвода водонефтяной смеси, трубопроводы отвода воды и нефти с входными отверстиями.

Новым является то, что сепарационная камера выполнена в виде внутренней полости герметичной скважины, трубопровод подвода водонефтяной смеси спущен в сепарационную камеру на глубину, определяемую расстояниями от его нижнего конца до входных отверстий трубопроводов отвода воды и нефти, позволяющими отводить из сепарационной камеры в постоянном режиме воду и нефть в объемах, соответствующих обводненности водонефтяной смеси с учетом скорости всплытия нефти в воде.

Новым является то, что трубопровод отвода воды снабжен проточным анализатором, а трубопровод отвода нефти - регулирующим устройством с приводом, функционально связанным с проточным анализатором, для исключения попадания нефти в трубопровод отвода воды.

Новым является также то, что трубопровод подвода водонефтяной смеси сообщен с трубопроводом отвода нефти байпасной линией.

На фиг.1 схематично показана скважинная сепарационная установка, на фиг.2 - вариант герметизации скважины пакером.

Скважинная сепарационная установка содержит установленную в скважине 1 (фиг.1) сепарационную камеру 2 с трубопроводом 3 подвода водонефтяной смеси, трубопроводы 4 и 5 соответственно отвода воды и нефти с входными отверстиями 6 и 7. Сепарационная камера 2 выполнена в виде внутренней полости 8 герметичной скважины 1. Трубопровод 3 подвода водонефтяной смеси спущен в сепарационную камеру 2 на глубину, определяемую из условия, что расстояния от его нижнего конца 9 до входных отверстий 6 и 7 трубопроводов 4 и 5 отвода воды и нефти позволяют отводить из сепарационной камеры 2 в постоянном режиме воду и нефть в объемах, соответствующих обводненности водонефтяной смеси, с учетом скорости всплытия нефти в воде.

Трубопровод 4 отвода воды может быть снабжен проточным анализатором 10, а трубопровод 5 отвода нефти - регулирующим устройством 11 с приводом 12, функционально связанным с проточным анализатором 10 для исключения попадания нефти в трубопровод 4 отвода воды при изменениях обводненности и расхода водонефтяной смеси.

Трубопровод 3 подвода водонефтяной смеси может быть сообщен с трубопроводом 5 отвода нефти байпасной линией 13.

Если скважина, выбранная для монтажа в ней сепарационной установки, ранее использовалась по другому назначению и в ней имеется вскрытый перфорацией пласт 14 (фиг.2), то герметичность скважины 1 может быть обеспечена, например, механическим пакером 15 (условно показан эксцентричным), устанавливаемым выше вскрытого пласта 14, размещенным на нижнем конце трубопровода 4 отвода воды и спускаемым в скважину 1 одновременно с трубопроводом 4 отвода воды. В этом случае вода из сепарационной камеры 2 поступает в трубопровод 4 отвода воды через боковые отверстия 16, выполненные на трубопроводе 4 отвода воды непосредственно над пакером 15.

Скважинная сепарационная установка работает следующим образом.

В герметичной скважине 1 (фиг.1) размещают трубопровод 4 отвода воды и трубопровод 3 подвода водонефтяной смеси. Обводненная продукция от нескольких добывающих скважин 17 под давлением установленных в них скважинных насосов (на фиг.1 не показаны) поступает в трубопровод 3 подвода водонефтяной смеси и далее через открытый нижний конец 9 поступает во внутреннюю полость 8 скважины 1, где под действием гравитационных сил водонефтяная смесь разделяется на воду и нефть. При этом вода заполняет нижнюю часть внутренней полости 8 скважины 1, откуда через отверстие 6 поступает в трубопровод 4 отвода воды. Нефть, имеющая меньшую плотность, всплывает в верхнюю часть полости 8 скважины 1, откуда через отверстие 7 поступает в трубопровод 5 отвода нефти.

Известно, что качество разделения водонефтяной смеси на воду и нефть находится в прямой зависимости от времени этого разделения, в нашем случае от времени нахождения воды и нефти в сепарационной камере 2, которой является вся полость 8 герметичной скважины 1. Исходя из этого условия, и вода, и нефть, поступившие в виде водонефтяной смеси в сепарационную камеру 2 из открытого конца 9 трубопровода 3 в количествах, пропорциональных обводненности водонефтяной смеси, прежде чем поступить в соответствующие отверстия 6 и 7 трубопроводов 4 и 5 отвода воды и нефти, должны находиться в сепарационной камере 2 примерно одинаковое количество времени, что может быть достигнуто размещением нижнего конца 9 трубопровода 4 на определенных расстояниях до входных отверстий 6 и 7.

С этой целью трубопровод 3 подвода водонефтяной смеси спущен в сепарационную камеру 2 на глубину, определяемую из условия, что расстояния от его нижнего конца 9 до входных отверстий 6 и 7 трубопроводов 4 и 5 отвода воды и нефти позволяют отводить из сепарационной камеры 2 в постоянном режиме воду и нефть в объемах, соответствующих обводненности водонефтяной смеси, с учетом скорости всплытия нефти в воде.

Расход нефти при перемещении ее вверх к отверстию 7 и расход воды при перемещении ее вниз к отверстию 6 пропорционален количествам воды и нефти, поступающим в сепарационную камеру 2, и, соответственно, пропорционален обводненности водонефтяной смеси. По известным расходам воды и нефти и площади сечения сепарационной камеры 2 можно определить скорости перемещения воды вниз и нефти вверх, после чего, исходя из условия равенства времени пребывания нефти и воды в сепарационной камере 2, определить расстояния от нижнего конца 9 трубопровода 3 до входных отверстий 6 и 7. При этом для исключения возможности увлечения нефти водой и попадания ее в трубопровод 4 отвода воды необходимо, чтобы скорость движения воды вниз не превышала скорости всплытия нефти в воде.

Таким образом, глубина расположения нижнего конца 9 трубопровода 3 подвода водонефтяной смеси в сепарационной камере 2, являющаяся расстоянием от нижнего конца 9 трубопровода 3 до входного отверстия 7, с достаточной точностью может быть определена системой уравнений:

где L_H - глубина расположения нижнего конца 9 трубопровода 3 подвода водонефтяной смеси в сепарационной камере 2 (или расстояние, которое проходит нефть от нижнего конца 9 трубопровода 3 до входного отверстия 7), м;

L_B - расстояние, которое проходит вода от нижнего конца 9 трубопровода 3 до входного отверстия 7 трубопровода отвода воды, м;

В - обводненность водонефтяной смеси, поступающей в сепарационную камеру, %;

S_B - глубина расположения трубопровода 4 отвода воды (или расстояние от устья скважины до отверстия 7), м.

Значения В и S_B являются в системе уравнений известными величинами: обводненность водонефтяной смеси определяется как средняя арифметическая величина известных обводненностей продукции добывающих скважин 17, а глубина расположения трубопровода 4 - глубиной герметичной скважины 1 и прочностью материала трубопровода, или глубиной расположения в скважине пакера 15 (фиг.2).

Регулирующее устройство 11 (фиг.1) предназначено для изменения расходов жидкостей через трубопроводы 4 и 5 отводов воды и нефти, и настраивается таким образом, что обеспечить приемлемое качество выходящей из сепарационной камеры 2 воды по содержанию в ней нефтепродуктов в зависимости от расхода водонефтяной смеси и ее обводненности. Проточный анализатор 10, который может быть установлен на трубопроводе 4 отвода воды, функционально связан, например, линией связи 18 с приводом 12 регулирующего устройства 11. Это позволяет при изменении качества воды по содержанию нефтепродуктов в трубопроводе 4 (что может произойти при изменении расхода и обводненности поступающей в сепарационную камеру водонефтяной смеси, например, вследствие отключения одной из добывающих скважин 17), изменить расход жидкости по трубопроводу 5 и, соответственно, по трубопроводу 4 и восстановить требуемое качество воды. При использовании скважинной сепарационной установки для разделения обводненной продукции, поступающей например с одной высокодебитной скважины, снабженной электроцентробежным скважинным насосом (на фиг.1 не показано), расход водонефтяной смеси и ее обводненность практически не изменяются по времени. В этом случае скважинная сепарационная установка может использоваться без проточного анализатора 10, линии связи 18 и привода 12, управляющего регулирующим устройством 11.

При проведении каких-либо работ (ремонтных, регламентных и т.д.) на скважинной сепарационной установке байпасная линия 13, закрытая в нормальном состоянии, позволяет перепустить продукцию добывающих скважин 17 напрямую в трубопровод 5 отвода нефти и выполнить эти работы без отключения добывающих скважин 17, что привело бы к потерям в добыче нефти.

Такое выполнение скважинной сепарационной установки позволяет:

- упростить ее конструкцию за счет изменения принципа разделения водонефтяной смеси на воду и нефть с центробежного на гравитационный;

- повысить надежность и эффективность ее работы за счет конструктивно обеспеченной минимизации влияния изменения свойств и расхода поступающей в сепарационную камеру продукции в широком диапазоне их значений;

- применять ее на кусте скважин с целью отделения попутной воды из обводненной продукции, поступающей в сепарационную камеру с нескольких добывающих скважин, с последующим использованием сепарированной воды на том же кусте с целью поддержания пластового давления или утилизации;

- производить какие-либо ремонтные работы на скважинной сепарационной установке без отключения добывающих скважин и потерь в добыче нефти.