Способ внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси



Способ внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси
Способ внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси

 


Владельцы патента RU 2481471:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси включает разделение смеси и раздельный отбор компонентов смеси на наклонном участке скважины с отбором воды. Отбор воды выполняют вблизи стенки колонны, противоположной стенке, вдоль которой поднимается отделившийся поток нефти и газа. В процессе разделения водогазонефтяной смеси на наклонном участке скважины организуют замедление скорости потока смеси переходом потока в колонну труб большего диаметра. Отбор воды выполняют через хвостовик, размещенный вблизи указанной противоположной стенки. Хвостовик снабжен отверстиями, расположенными вдоль хвостовика, обращенными к указанной противоположной стенке. Технический результат заключается в сохранении приемистости нагнетательных скважин за счет очистки закачиваемой воды от нефтепродуктов и добывании дополнительного объема нефти из водозаборных скважин. 2 ил.

 

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

Известен способ добычи нефти из подземного пласта через скважину, включающий разделение скважинного флюида, раздельный отбор нефти и воды и регулирование скорости отбора нефти и воды (Патент РФ №2268999, опубл. 20.07.2004).

Известный способ предназначен для разделения большого содержания нефти в составе добываемого флюида.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси, включающий разделение смеси и раздельный отбор компонентов смеси на наклонном участке скважины с отбором воды вблизи стенки колонны, противоположной стенке, вдоль которой поднимается отделившийся поток нефти и газа (Патент Великобритании №2326895, опубл. 06.01.1999 - прототип).

Недостатком известного способа является неполное отделение малых объемов нефти от больших объемов воды.

В предложенном изобретении решается задача отделения и отбора малых объемов нефти от больших объемов воды.

Задача решается тем, что в способе внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси, включающем разделение смеси и раздельный отбор компонентов смеси на наклонном участке скважины с отбором воды вблизи стенки колонны, противоположной стенке, вдоль которой поднимается отделившийся поток нефти и газа, согласно изобретению, в процессе разделения водогазонефтяной смеси на наклонном участке скважины организуют замедление скорости потока смеси переходом потока в колонну труб большего диаметра, отбор воды вблизи стенки колонны, противоположной стенке, вдоль которой поднимается отделившийся поток нефти и газа, выполняют через хвостовик, размещенный вблизи указанной противоположной стенки, снабженный отверстиями вдоль хвостовика, обращенными к указанной противоположной стенке.

Сущность изобретения

Внутрискважинная сепарация водогазонефтяной эмульсии при малом содержании нефти представляет определенные трудности из-за сложности разделения и улавливания малых объемов нефти. В предложенном изобретении решается задача отделения и отбора малых объемов нефти от больших объемов воды за счет проведения процесса в наклонном участке скважины. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 представлен наклонный участок скважины; на фиг.2 - поперечный разрез А-А на фиг.1.

Внутрискважинный сепаратор содержит ступенчатую подвеску колонны насосно-компрессорных труб 1 с подсоединенным к нижней части электропогружным насосом (на рисунке не показан), спущенную в эксплуатационную колонну наклонной скважины 2. Верхняя часть подвески состоит из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) большого диаметра 3 и размещенной в ней короткой колонной НКТ меньшего диаметра 4, которая расположена вблизи от устья скважины с зенитным углом более 3°.

Колонна НКТ меньшего диаметра 4 снабжена заглушенным с нижнего конца хвостовиком 5 с рядами впускных отверстий 6 по всей длине для поступления добываемой воды, соединенным с ней рукавом высокого давления (армированный резиновый шланг) 7. Хвостовик 5 со стороны отверстий 6 располагается на нижней образующей внутренней поверхности 8 и на некотором расстоянии от нижнего конца колонны НКТ большего диаметра 3, в которой происходит гравитационное разделение нефти и воды. Отделенная нефть движется по верхней образующей поверхности 9 колонны НКТ большего диаметра 3.

Внутрискважинный сепаратор работает следующим образом.

Для того чтобы отверстия 6 хвостовика 5 располагались на нижней образующей внутренней поверхности 8 колонны НКТ большего диаметра 3, при компоновке оборудования соблюдают азимутально-ориентированный спуск путем отметки каждой трубы колонны НКТ меньшего диаметра 3 и хвостовика 5 в соответствии с азимутом кривизны ствола скважины. Соединение хвостовика 5 с колонной НКТ меньшего диаметра 4 при помощи рукава высокого давления позволяет хвостовику всегда укладываться на нижней образующей поверхности колонны НКТ большего диаметра 3.

Длина хвостовика 5 выбирается исходя из производительности насоса таким образом, чтобы количество и диаметр отверстий 6 обеспечивали бы распределение парциальных расходов потока воды в каждой горизонтальной плоскости расположения отверстий 6 без захвата дисперсных капель нефти.

В процессе работы электроцентробежного насоса (на фигуре не показан) восходящий поток воды с нефтяными каплями движется по колонне НКТ 1. Поток, поступая в колонну НКТ большего диаметра 3, находящийся в зоне кривизны скважины, снижает скорость. При движении дисперсной структуры водонефтяной смеси до хвостовика 5 благодаря гравитации нефтяные капли всплывают в восходящем потоке и при слиянии этих капель образуется тонкая струя нефти, движущаяся вдоль верхней образующей поверхности колонны НКТ большего диаметра 3. При этом поток воды движется по нижней образующей поверхности колоны НКТ большого диаметра 3 и, проходя вдоль хвостовика 5 на каждой горизонтальной плоскости расположения отверстия 6, парциально равномерно распределяется. Причем скорость движения восходящего потока вдоль хвостовика 5 после прохождения каждой плоскости отверстий 6 снижается за счет парциального отбора воды, а внутри хвостовика 5 увеличивается за счет вновь поступающей порции воды. Благодаря расположению отверстий 6 хвостовика 5 на нижней образующей поверхности НКТ большого диаметра 3 парциальный отбор незначительного количества воды из потока в каждой поперечной плоскости не нарушает цельности струи и изменения направления движения капель нефти. Вода через рукав высокого давления 7 поднимается по колонне НКТ меньшего диаметра 4 к устью скважины, а нефть - по колонне НКТ большего диаметра 4.

Таким образом происходит разделение смеси и раздельный отбор компонентов смеси, согласно изобретению, после разделения смеси отбор воды выполняют на наклонном участке скважины вблизи стенки колонны, противоположной стенке, вдоль которой поднимается отделившийся поток нефти и газа.

В процессе эксплуатации добываемая вода из скважины-донора (водозаборной) по выкидной и водопроводной линии закачивается в нагнетательные скважины. При этом ограниченный объем нефти добывается по колонне НКТ большего диаметра путем регулирования отбора жидкости штуцером на устье скважины и направляется в нефтепровод. По предварительным исследованиям содержания нефти в добываемой жидкости скважины-донора определяется необходимая суточная добыча нефти по линии отбора нефтепроводом. При этом оптимальным является увеличение количества суточного отбора жидкости по нефтепроводу на 30-50%, чем это требуется по результатам определения содержания нефти в добываемой воде. Это позволяет исключить попадание нефти в водопровод и добывать из продукции скважины-донора нефть с приемлемым содержанием воды.

Несложная конструкция внутрискважинного оборудования предлагаемого сепаратора позволяет использовать его для разделения дисперсной структуры капельной нефти и газа от добываемой воды в стволе скважин-доноров с зенитным углом более 3 градусов, что составляет подавляющее количество из фонда этой категории скважин.

Реализация внутрискважинного разделения нефти и воды с отбором нефти и, в том числе, газа из добываемой воды скважин-доноров с использованием предлагаемого скважинного сепаратора позволяет сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет очистки закачиваемой воды от нефтепродуктов и добыть дополнительный объем нефти из водозаборных скважин.

Способ внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси, включающий разделение смеси и раздельный отбор компонентов смеси на наклонном участке скважины с отбором воды вблизи стенки колонны, противоположной стенке, вдоль которой поднимается отделившийся поток нефти и газа, отличающийся тем, что в процессе разделения водогазонефтяной смеси на наклонном участке скважины организуют замедление скорости потока смеси переходом потока в колонну труб большего диаметра, отбор воды вблизи стенки колонны, противоположной стенке, вдоль которой поднимается отделившийся поток нефти и газа, выполняют через хвостовик, размещенный вблизи указанной противоположной стенки, снабженный отверстиями вдоль хвостовика, обращенными к указанной противоположной стенке.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче углеводородов для отвода попутного нефтяного газа. .

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для улавливания песка при добыче нефти штанговыми скважинными глубинными насосами. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче из скважин жидкости с большим газосодержанием посредством установок электроцентробежных насосов.

Изобретение относится к добывающей промышленности и может быть применено при добыче жидкости из скважин с проявлениями песка. .

Изобретение относится к технике добычи нефти, в частности к скважинным электроцентробежным насосам. .

Изобретение относится к насосостроению и предназначено для использования при добыче нефти с высоким содержанием твердых абразивных частиц. .

Изобретение относится к области добычи нефти из нефтяных скважин механизированным способом, а именно добыче нефти электроцентробежным насосом или штанговым насосом

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине или эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть

Изобретение относится к насосостроению и может быть использовано при добыче нефти с высоким содержанием газа и абразивных частиц. Газосепаратор скважинного погружного насоса, содержащий корпус, основание, в котором выполнены входные отверстия для подвода газожидкостной смеси. Головку с выходными отверстиями для вывода отсепарированного газа и выходные каналы для передачи дегазированной жидкости. Сепарационную камеру, вал, установленный на валу шнек, причем в корпусе на входе в сепарационную камеру установлена конусообразная втулка. Внутренний диаметр втулки меньше наружного диаметра сепарационной камеры. Изобретение направлено на повышение надежности работы газосепаратора. Техническим результатом является создание конструкции газосепаратора, способного длительное время безаварийно работать в жидкости, содержащей абразивные частицы. 7 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием штанговой насосной установки. Способ включает спуск в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающие клапаны, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан; переходный элемент, обеспечивающий гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с одним из всасывающих клапанов глубинного штангового насоса и постоянное отделение попутного газа из флюида, добываемого из нижнего пласта, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу. После отделения попутного газа осуществляют подъем пластового флюида из двух пластов по колонне лифтовый труб на устье скважины. Технический результат заключается в улучшении сепарации и отводе попутного газа, содержащегося в пластовом флюиде. 2 н. и 1 з.п.ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины. Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце. Для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи. Скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим. Останавливают скважину и проводят технологическую выдержку до отделения от продукции скважины газа, расслоения на нефть и воду. Выполняют измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определяют объемное значение обводненности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа. Обеспечивает повышение надежности работы сепаратора. Погружной сепаратор механических примесей включает корпус с входными и выходными отверстиями, вращающийся шнек, защитную гильзу и разделительную головку с каналами отвода механических примесей. Входные отверстия расположены выше вращающегося шнека, а в разделительной головке выполнены каналы для очищенной жидкости, связанные с выходными отверстиями через кольцевой зазор, образованный между защитной гильзой и корпусом. На внутренней стороне защитной гильзы может быть выполнена винтовая решетка с ходом нарезки по направлению вращения шнека. Перед выходными отверстиями может быть установлено рабочее колесо для повышения напора. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к оборудованию для сепарации многофазных сред. Техническим результатом является повышение эффективности работы скважинного газопесочного сепаратора и упрощение конструкции. Скважинный газопесочный сепаратор содержит цилиндрический корпус с входными отверстиями, в верхней части которого концентрично установлен цилиндрический патрубок, содержащий сепарирующий узел в виде полого шнека с профилированной спиралью, спиральный канал, сообщающий входные отверстия с полостью усеченного конуса, вихревую камеру в виде полого усеченного конуса, концентрично установленную в нижней части корпуса под патрубком с сепарирующим узлом, и присоединенный к нижней части корпуса отстойник для сбора механических примесей. При этом профилированная спираль полого шнека выполнена двухзаходной. Наружная поверхность профилированной двухзаходной спирали имеет спиральную поверхность контакта с внутренней цилиндрической поверхностью корпуса, образуя двухзаходный спиральный канал, сообщающий входные отверстия с внутренней полостью корпуса выше вихревой камеры. Профилированная двухзаходная спираль расположена на полом шнеке ниже входных отверстий в корпусе сепаратора на расстоянии, превышающем один наружный диаметр шнека. На цилиндрическом корпусе выше входных отверстий установлен герметизирующий элемент, перекрывающий затрубное пространство. При этом геометрические размеры спиральных каналов и вихревой камеры подобраны в зависимости от дебита скважины и подачи применяемого скважинного насоса. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к газосепараторам и может использоваться в составе погружных центробежных насосов для добычи нефти, воды и других жидкостей из скважин. Технический результат заключается в повышении эффективности сепарации жидкости и газа. Центробежный газосепаратор содержит корпус, основание с входными отверстиями, головку с каналами для подачи отсепарированной жидкости в насос и вывода отсепарированного газа в затрубное пространство и сепарирующее устройство, установленное на валу, при этом газосепаратор снабжен механизмом натяжения вала. 3 ил.

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). Установка обеспечивает внутрискважинное разделение нефти от добываемой продукции скважины и раздельно подъем нефти и воды на поверхность при межскважинной перекачке воды с целью поддержания пластового давления. Сущность изобретения: в установке, включающей колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, спущенную в эксплуатационную колонну скважины и в устьевой арматуре 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 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. 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 более качественной очистки закачиваемой воды от нефти 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. 2 з.п. ф-лы, 3 ил
Наверх