Способ извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод и система для его реализации
Изобретение относится к экологии и предназначено для ликвидации техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод и предотвращения сброса нефтепрдуктов в открытые водоемы и водозаборные горизонты. Техническим результатом является обеспечение максимальной производительности извлечения нефтепродуктов и повышение надежности работы, а также ресурса электрооборудования за счет уменьшения негативного действия переходных режимов. Для этого измеряют толщину слоя нефтепродуктов и уровень раздела водонефтяных фаз емкостными датчиками, помещенными в скважину. Полученные сигналы подают в блок управления погружным электронасосом извлечения нефтепродуктов и выбирают глубину подавления зеркала воды. Толщину слоя нефтепродуктов определяют как разность расположения уровня раздела фаз в процессе извлечения нефтепродуктов и сравнивают ее с уставкой, задаваемой расположением емкостных датчиков уровня раздела фаз. При этом оценивают дебит нефтепродуктов и воды в скважине. Глубину подавления зеркала воды устанавливают, изменяя соотношения указанных дебитов такой, чтобы обеспечить непрерывную работу электронасоса подавления зеркала воды в рабочем цикле. Система, реализующая предложенный способ, содержит погружной электронасос подавления зеркала воды и погружной электронасос извлечения нефтепродуктов, подключенные к силовым коммутаторам, соединенными с блоком управления, к входу которого подключен блок емкостных датчиков уровня раздела фаз. Блок емкостных датчиков смонтирован на корпусе электронасоса извлечения нефтепродуктов ниже его приемного отверстия. При этом расстояние между емкостными датчиками соответствует величине уставки, определяющей заданную толщину нефтяного слоя. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.
Группа изобретений относится к экологии и предназначена для ликвидации техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод и предотвращения сброса нефтепродуктов в открытые водоемы и водозаборные горизонты, а также для борьбы с загрязнениями грунтовых вод на территории предприятий нефтепромышленного комплекса.
Известен способ извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, который включает локализацию загрязнения путем создания в зоне загрязнения воронок депрессии, создаваемых в слое нефтепродукта на поверхности грунтовых вод путем его отбора с нижнего уровня на границе раздела фаз нефтепродукт-вода в каждой из добывающей скважин, оборудованных специальным заборным устройством, представляющим собой тонкостенный цилиндр с днищем, подвешиваемый точно на границе раздела фаз (см. авт. свид. СССР №1657624, М. кл. Е 21 В 43/00, опубл. 23.06.91 г.).
Недостатком известного технического решения является сложность реализации из-за необходимости использования специального заборного устройства и трудоемкости настройки для точного его расположения в добывающей скважине. При несоблюдении точности подвеса в заборное устройство будет попадать вода и не будет соблюдаться условие сохранения геодинамического равновесия грунтового массива, а при расположении заборного устройства с определенным допуском выше уровня раздела фаз способ будет принципиально неработоспособным для тонкослойных скоплений, толщина которых находится в пределах границ указанного допуска. Вместе с тем, в известном способе отсутствует возможность автоматического слежения за динамикой изменения гидродинамических условий накопления жидких нефтепродуктов в скважине и адаптивной реакции на происходящие изменения, что приводит к снижению производительности и надежности работы электрооборудования из-за частых включений и связанных с ними негативных последствий от переходных режимов.
Известен способ извлечения жидких нефтепродуктов электронасосом с частотно-регулируемым приводом при эксплуатации малодебитной скважины (см. авт. свид. СССР №1262026, М. кл. Е 21 В 43/00, опубл. 07.10.86 г.), характеризующийся регулированием скорости притока жидкости из пласта в скважину путем периодического повторения циклов, каждый из которых состоит из последовательно осуществляемых процессов запуска насоса при увеличивающейся частоте питающего напряжения, подачи жидкости насосом в колонну подъемных труб при повышенной в сравнении с номинальным значением частоте и уменьшения до нуля подачи насоса путем снижения частоты питающего напряжения после достижения заданной величины давления в колонне подъемных труб, с последующим отключением насоса и сливом жидкости из колонны труб через насос в скважину.
Недостатком известного способа является ограничение притока жидкости из пласта в скважину в результате систематического слива жидкости из колонны подъемных труб в скважину и неконтролируемость процесса восстановления уровня жидкости в скважине после прекращения подачи насоса, а также снижение производительности и надежности работы электрооборудования из-за необходимости чрезмерно частых включений и связанных с ними негативных последствий от переходных режимов.
Известен также по патенту Российской Федерации №2057907, М. кл. Е 21 В 43/00, опубл. 10.04.96 г. способ извлечения жидких нефтепродуктов погружными электронасосами с частотно-регулируемым приводом, характеризующийся регулированием скорости притока жидкости из пласта в скважину путем периодического повторения циклов. Каждый цикл состоит из последовательно осуществляемых процессов запуска насоса при увеличивающейся частоте питающего напряжения, подачи жидкости насосом в колонну подъемных труб при повышенной по сравнению с номинальным значением, частоте и уменьшения до нуля подачи насоса путем снижения частоты питающего напряжения после достижения заданной величины давления в колонне подъемных труб с последующим отключением насоса и сливом жидкости из колонны подъемных труб через насос в скважину. Известный способ также характеризуется тем, что при прекращении подачи насоса в цикле предотвращают слив жидкости из колонны подъемных труб через насос в скважину путем регулирования напора, развиваемого насосом при нулевой подаче изменением частоты питающего напряжения в соответствии с восстановлением давления в скважине и в колонне подъемных труб, происходящим под действием притока жидкости из пласта. Возобновляют подачу насоса в цикле переводом его на повышенную частоту после заданного восстановления за счет притока пластовой продукции, но не позднее истечения заданного времени работы насоса в режиме нулевой подачи. Регулируют частоту напряжения в процессе восстановления в цикле из условия поддержания наибольшей частоты, при которой насос еще не возобновляет подачу жидкости.
Недостатком известного способа является неоптимальная производительность электронасоса и снижение надежности работы электрооборудования из-за необходимости частых включений и связанных с ними негативных последствий от переходных режимов для геодинамики скважины.
Наиболее близким по совокупности признаков и технической сущности к предлагаемому изобретению является способ извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, известный по патенту РФ №2137946, М. кл. F 04 D 15/00, опубл. 20.09.99 г. Известный способ извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод характеризуется измерением толщины слоя нефтепродуктов и уровня раздела водонефтяных фаз датчиками, помещенными в скважину, с последующей подачей полученных сигналов в блок управления погружным электронасосом извлечения нефтепродуктов, который размещают в зоне расположения уровня раздела фаз, и выбором глубины подавления зеркала воды.
Недостатками известного способа-прототипа являются:
а) повторно-кратковременный режим работы электронасоса подавления зеркала воды с присущими ему динамическими рывками, вызывающими ускоренный износ механической части электронасоса, срывы естественного фильтра скважины и ее пескование;
б) необходимость применения для измерения положения уровня нефтепродуктов датчиков поплавкового типа, весьма громоздких и уязвимых к наличию в скважине механических частиц, способных не только затруднять движение поплавка, но и вызывать его заклинивание, что резко снижает надежность реализации способа;
в) ограниченность применения известного способа для скважин диаметром, большим 0,219 м, в связи с громоздкостью датчиков поплавкового типа.
Таким образом, обобщенно недостатками технического решения, принятого в качестве прототипа, являются: неоптимальная производительность электронасоса подавления зеркала воды, снижение надежности работы электрооборудования вследствие излишне частых включений и связанных с ними негативных последствий от переходных режимов в геодинамике скважины.
Решаемая заявляемой группой изобретений проблема связана с особенностями эксплуатации малодебитных скважин извлечения жидких нефтепродуктов, производительность которых мала и выходит из области возможности согласования с производительностью электронасосов при экологической очистке загрязненных территорий. Поэтому откачку жидкостей из таких скважин приходится периодически прекращать с целью необходимого накопления нефтепродуктов в скважине за счет притока пластовой жидкости, в том числе воды, поступающей к скважине, в связи с чем и возникает потребность таким образом согласовать взаиморасположение и время работы погружных электронасосов, чтобы максимальная производительность извлечения нефтепродуктов обеспечивалась при минимальном числе включений электронасосов в рабочем цикле электрооборудования или даже при продолжительном режиме работы хотя бы одного из них.
Таким образом, задачей настоящей группы изобретения в части объекта-способа является разработка способа извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, обеспечивающего максимальную производительность извлечения нефтепродуктов и повышение надежности работы, а также ресурса электрооборудования, за счет повышения информативности способа управления и уменьшения негативного действия переходных режимов.
Поставленная задача решается тем, что в известном способе извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, характеризующемся измерением толщины слоя нефтепродуктов и уровня раздела водонефтяных фаз датчиками, помещенными в скважину, с последующей подачей полученных сигналов в блок управления погружным электронасосом извлечения нефтепродуктов, размещенным в зоне расположения уровня раздела фаз, и выбором глубины подавления зеркала воды, согласно изобретению толщину слоя нефтепродуктов определяют как разность расположения уровня раздела фаз в процессе извлечения нефтепродуктов и сравнивают ее с уставкой, задаваемой расположением по меньшей мере двух емкостных датчиков уровня раздела фаз, при этом оценивают дебит нефтепродуктов и воды в скважине, а глубину подавления зеркала воды устанавливают, изменяя соотношения указанных дебитов так, чтобы обеспечить непрерывную работу электронасоса подавления зеркала воды в рабочем цикле.
При использовании предлагаемого способа извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод оптимизируется процесс экологической очистки путем обеспечения максимально возможной для данных геологических условий производительности извлечения нефтепродуктов при минимальном уровне переходных процессов в электрооборудовании, что существенно повышает надежность работы и ресурс последнего. Требуемый эффект реализуется за счет использования дополнительной информации, получаемой предварительно, об оценочной толщине слоя нефтепродуктов, его динамическом положении и требуемой продолжительности включения электронасоса извлечения нефтепродуктов в его рабочем цикле, что позволяет не только минимизировать число его включений, но и обеспечить непрерывную работу электронасоса подавления зеркала воды. Достигаемая при этом максимальная производительность извлечения нефтепродуктов обеспечивается за счет оптимального выбора режима работы погружного электронасоса извлечения нефтепродуктов.
Существенными признаками предлагаемого способа являются:
- определение толщины нефтяного слоя как разности изменения уровней раздела фаз;
- задание уставки толщины нефтяного слоя путем расположения как минимум двух емкостных датчиков уровней раздела фаз на корпусе погружного электронасоса извлечения нефтепродуктов;
- сравнение сигнала о толщине нефтяного слоя с заданной его уставкой;
- подача полученных сигналов в блок управления погружным электронасосом извлечения нефтепродуктов;
- оценивание дебита нефтепродуктов и воды в скважине и выбор глубины подавления зеркала воды путем изменения соотношения оцениваемых дебитов, обеспечивающее непрерывную работу электронасоса подавления зеркала воды в рабочем цикле.
Влияние указанных признаков на технический результат обусловлено следующим. В скважине путем непрерывного оценивания дебита нефтепродуктов и воды выбирается глубина подавления зеркала воды, за счет чего поддерживается постоянный динамический уровень, задаваемый непрерывной работой водоподъемного насоса с заданной производительностью. Накопление слоя жидких нефтепродуктов на поверхности воды в скважине вызывает "задавливание" воды и снижение уровня раздела фаз нефтепродукт-вода. Это изменение положения границы контакта жидкостей отслеживается емкостными датчиками, реагирующими на изменение положения уровня раздела фаз между водой, обладающей электрической проводимостью, и нефтепродуктом, который является диэлектриком. Таким образом определяется толщина нефтяного слоя как разность расположения уровня раздела фаз. При срабатывании емкостных датчиков, расположенных на заданном расстоянии друг от друга, которое соответствует величине уставки, реализуется операция задания толщины нефтяного слоя, в результате чего вырабатывается сигнал, который подается в блок управления погружным электронасосом извлечения нефтепродуктов.
Заявляемый объект изобретения - способ извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод - устраняет недостатки прототипа-способа и позволяет реализовать поставленную задачу в части обеспечения максимальной производительности извлечения нефтепродуктов и повышения надежности работы, а также ресурса электрооборудования за счет уменьшения негативного действия переходных режимов.
Известно техническое решение по авт. свид. СССР №1038418, М. кл. Е 02 D 19/00, опубл. 30.08.83 г., касающееся системы управления водоотливной установкой, содержащей датчики нижнего, верхнего, повышенного и аварийного уровней, подключенных к соответствующим входам блока управления, два выхода которого подключены к пускателям главного и заливочного насосов, блок питания, соединенный с блоком управления, и блок сигнализации. Известная система снабжена также таймером, датчиками промежуточных уровней и, по их числу, ключами, причем датчики промежуточного уровня подключены к соответствующим ключам, выходы которых соединены с соответствующими входами блока управления, а датчики промежуточного уровня расположены между датчиками нижнего и верхнего уровней.
Недостатком известного технического решения является отсутствие возможности согласования его работы с параллельными системами управления электронасосами, извлекающими техногенные залежи других по отношению к воде жидкостей, например нефтепродуктов.
Наиболее близким по числу совпадающих признаков к заявляемому в составе группы изобретений устройству является известная по патенту РФ №2155265, М. кл. Е 21 В 19/20, опубл. 27.08.2000 г. "Система управления погружными водонефтеподъемными электронасосами", которая была принята в качестве прототипа. Известная система управления предназначена для извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод и содержит погружной электронасос подавления зеркала вода, подключенный к силовому коммутатору, и погружной электронасос извлечения нефтепродуктов, снабженный силовым коммутатором и блоком управления, связанным с блоком емкостных датчиков уровня раздела фаз. Недостатками известной системы управления являются:
а) повторно-кратковременный режим работы электронасоса подавления зеркала воды с присущими ему динамическими рывками, вызывающими ускоренный износ механической части электронасоса, срывы естественного фильтра скважины и ее пескование;
б) необходимость применения для измерения положения уровня нефтепродуктов датчиков поплавкового типа, весьма громоздких и уязвимых к наличию в скважине механических частиц, способных оседать и накапливаться на поплавке и вызывать его заклинивание;
в) громоздкость конструкции датчиков поплавкового типа, что обуславливает сложность монтажа и обслуживания, а также требует бурения скважин повышенного диаметра (не менее 0,219 м).
Поставленная задача решается тем, что в известной системе для реализации способа извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, содержащей погружной электронасос подавления зеркала воды, подключенный к силовому коммутатору, и погружной электронасос извлечения нефтепродуктов, снабженный силовым коммутатором и блоком управления, связанным с блоком емкостных датчиков уровня раздела фаз, согласно изобретению блок емкостных датчиков смонтирован на корпусе электронасоса извлечения нефтепродуктов ниже его приемного отверстия, при этом расстояние между емкостными датчиками соответствует величине уставки, определяющей заданную толщину нефтяного слоя.
Размещение блока емкостных датчиков на корпусе электронасоса извлечения нефтепродуктов ниже его приемного отверстия позволило обеспечить определение толщины нефтяного слоя как разности изменения уровней раздела фаз. При поочередном срабатывании емкостных датчиков, расположенных на заданном расстоянии друг от друга ниже приемного отверстия в корпусе электронасоса, обеспечивается подача сигнала на включение или отключение погружного электронасоса извлечения нефтепродуктов. Это позволяет оптимизировать процесс работы электронасоса извлечения нефтепродуктов, повысить надежность работы, а также ресурс электрооборудования.
Анализ отечественной и зарубежной научно-технической и патентной литературы не выявил технических решений, обладающих сходными признаками и достигаемым результатом, что позволяет считать изобретения заявляемой группы удовлетворяющими критерию "новизна".
Также, по мнению заявителя, предложенные технические решения не следуют для специалиста явным образом из известного уровня техники, что позволяет считать их удовлетворяющими критерию "изобретательский уровень".
Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность каждого изобретения из заявляемой группы, может быть использована при извлечении жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод с достижением технического результата - повышения производительности извлечения нефтепродуктов и надежности работы электрооборудования, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию "промышленная применимость".
На фиг.1 показана принципиальная схема расположения погружных электронасосов и емкостных датчиков в скважине, а также два крайних положения уровня раздела фаз нефтепродукт-вода, при изменении толщины слоя нефтепродуктов, притекающих в скважину; на фиг.2 изображен порядок (алгоритм) включения (отключения) погружного электронасоса извлечения нефтепродуктов при срабатывании соответствующих датчиков; на фиг.3 представлена блок-схема системы управления погружными электронасосами извлечения нефтепродуктов и подавления зеркала воды.
Система, реализующая предложенный способ извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, содержит погружной электронасос 1 подавления зеркала воды, подключенный к силовому коммутатору 2, и погружной электронасос 3 извлечения нефтепродуктов, снабженный силовым коммутатором 4 и блоком управления 5, связанным с блоком емкостных датчиков уровня раздела фаз. Блок емкостных датчиков смонтирован на корпусе электронасоса 3 извлечения нефтепродуктов ниже его приемного отверстия 6, при этом расстояние между емкостными датчиками 7, 8 соответствует величине уставки 9, определяющей заданную толщину нефтяного слоя. Система снабжена блоком 10 индикации и защиты, связанным с блоком управления 5 и силовым коммутатором 2, а также задвижками 11, 12, предназначенными для регулирования производительности откачки воды и извлечения нефтепродуктов, соответственно.
Способ извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод реализуют путем измерения толщины слоя нефтепродуктов hо и уровня раздела водонефтяных фаз F размещенными в скважине верхним и нижним емкостными датчиками 7, 8 соответственно, с последующей подачей полученных сигналов в блок управления 5 погружным электронасосом 3 извлечения нефтепродуктов и выбором глубины подавления зеркала воды. При этом толщину слоя нефтепродуктов ho определяют как разность расположения уровня раздела фаз в процессе извлечения нефтепродуктов и сравнивают ее с уставкой 9, задаваемой расположением емкостных датчиков 7, 8. Затем оценивают дебит нефтепродуктов и воды в скважине и, путем изменения соотношения указанных дебитов, устанавливают глубину подавления зеркала воды такой, чтобы обеспечить непрерывную работу электронасоса 1 подавления зеркала воды в рабочем цикле.
Пример реализации способа.
В фильтровую колонну скважины на высоте около 0,5 м от забоя помещают погружной электронасос 1 подавления зеркала воды. Включают электронасос 1 и устанавливают требуемую производительность откачки воды при помощи задвижки 11. При этом обеспечивается понижение уровня S грунтовых вод в скважине на величину, пропорциональную дебиту (производительности) скважины Q
S=K
Q,
где К - расчетный коэффициент.
При условии, что величина понижения не превышает 20% толщины водоносного горизонта, при постоянном дебите откачки воды, в скважине устанавливается постоянный динамический уровень и формируется депрессионная воронка, в результате чего происходит активное привлечение в скважину воды вместе с жидкими нефтепродуктами. По мере накопления в скважине массы нефтепродуктов последние под действием собственного веса оттесняют воду вниз, "задавливая" уровень раздела водонефтяных фаз.
При этом величина смещения Z уровня раздела водонефтяных фаз пропорциональна толщине слоя нефтепродуктов hо (фиг.1)
Z=Pн/Pвho,
где Рн, Рв - плотность нефтепродуктов и воды, соответственно.
Далее в скважину помещают погружной электронасос 3 извлечения нефтепродуктов со смонтированными на его корпусе ниже его приемного отверстия 6 емкостными датчиками 7, 8, расстояние между которыми соответствует величине уставки 9, определяющей заданную толщину слоя нефтепродуктов ho. Положение погружного электронасоса 3 извлечения нефтепродуктов фиксируют ниже положения динамического уровня с таким запасом по глубине, чтобы электронасос 3 всегда находился в жидкости, и дополнительное понижение Sдоп., вызываемое его работой, не привело к осушению его приемного отверстия 6 во время работы. Для уменьшения величины Sдоп., производительность погружного электронасоса 3 извлечения нефтепродуктов устанавливают с помощью задвижки 12. в несколько раз меньшей производительности погружного электронасоса 1.
При накоплении слоя нефтепродуктов определенной толщины hо и соответствующем смещении уровня раздела водонефтяных фаз до глубины, на которой установлен нижний емкостной датчик 8, происходит замыкание контактов датчика 8 и подается сигнал в блок управления 5 на включение погружного электронасоса 3 извлечения нефтепродуктов. В процессе работы электронасоса 3 толщина слоя нефтепродукта в скважине уменьшается. При уменьшении толщины слоя нефтепродуктов ho активизируется приток воды в скважину, в результате чего происходит подъем уровня раздела водонефтяных фаз до положения верхнего емкостного датчика 7, при срабатывании которого подается сигнал на отключение электронасоса 3. После отключения электронасоса 3 приток нефтепродуктов и накопление их в скважине продолжается и цикл возобновляется (фиг.2). Включение и отключение электронасосов 1, 3 осуществляется посредством силовых коммутаторов 2, 4. Контроль работы заявленной системы осуществляется с помощью блока 10 индикации и защиты.
Предлагаемая группа изобретений позволяет с меньшими затратами материальных и трудовых ресурсов удалять скопления жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, а также обеспечить максимальную производительность извлечения нефтепродуктов и повысить ресурс электрооборудования за счет повышения информативности способа управления и уменьшения негативного действия переходных режимов.
Формула изобретения
1. Способ извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, характеризующийся измерением толщины слоя нефтепродуктов и уровня раздела водонефтяных фаз датчиками, помещенными в скважину, с последующей подачей полученных сигналов в блок управления погружным электронасосом извлечения нефтепродуктов, который размещают в зоне расположения уровня раздела фаз, и выбором глубины подавления зеркала воды, отличающийся тем, что толщину слоя нефтепродуктов определяют как разность расположения уровня раздела фаз в процессе извлечения нефтепродуктов и сравнивают ее с уставкой, задаваемой расположением по меньшей мере двух датчиков уровня раздела фаз емкостного типа, при этом оценивают дебит нефтепродуктов и воды в скважине, а глубину подавления зеркала воды устанавливают, изменяя соотношения указанных дебитов такой, чтобы обеспечить непрерывную работу электронасоса подавления зеркала воды в рабочем цикле.
2. Система управления для реализации способа извлечения жидких нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, содержащая погружной электронасос подавления зеркала вода, подключенный к силовому коммутатору, и погружной электронасос извлечения нефтепродуктов, снабженный силовым коммутатором и блоком управления, связанным с блоком емкостных датчиков уровня раздела фаз, отличающаяся тем, что блок емкостных датчиков смонтирован на корпусе электронасоса извлечения нефтепродуктов ниже его приемного отверстия, при этом расстояние между емкостными датчиками соответствует величине уставки, определяющей заданную толщину нефтяного слоя.
РИСУНКИРисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3
