Внутрискважинный сепаратор



Внутрискважинный сепаратор
Внутрискважинный сепаратор
Внутрискважинный сепаратор

 


Владельцы патента RU 2547533:

Паросоченко Сергей Анатольевич (RU)

Изобретение относится к газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении эффективности сепарации жидкости из газожидкостного потока со сбросом ее в скважину под уровень газоводяного контакта. Внутрискважинный сепаратор содержит газосборную камеру, связанную с полостью скважины, узел предварительной сепарации газа со спиральной навивкой в виде шнека на внешней стороне, образующей между собой проточный канал, связанный отверстиями в теле шнека с его осевым каналом, делитель потока, патрубок для отвода жидкости, перегородку, присоединительный патрубок. Устройство снабжено пакером, связанным со шнеком, в осевом канале которого установлено седло. Патрубок отвода жидкости снабжен опорной шайбой и связан верхним концом с делителем потока, снабженным подводящими каналами, гидравлически соединяющими осевой канал шнека с полостью гильзы, жестко связанной с делителем потока и установленной с образованием кольцевой камеры с присоединительным патрубком, гидравлически связанной отводящими каналами в делителе потока с осевым каналом патрубка отвода жидкости. Делитель потока установлен внутри присоединительного патрубка и снабжен штоком с отбойными тарелками, на верхнем конце которого размещены перегородка и посадочная головка с технологической расточкой. Осевой канал шнека постоянно гидравлически связан отверстием в теле патрубка отвода жидкости с его осевым каналом. 3 ил.

 

Изобретение относится к газовой промышленности и предназначено для отделения дисперсной и капельной жидкости из газового потока со сбросом под газоводяной контакт.

Известен газовой якорь (см. а.с. №1472650, Мкл. Е21В 43/34, опубл. 15.04.1989 г. Бюл. №14).

Якорь содержит двухступенчатый корпус с приемными отверстиями, нижние витки которого плотно прилегают к стенкам нижней ступени. Верхний виток располагается в верхней ступени корпуса, а газовыпускная трубка с обратным клапаном установлена в верхней ступени корпуса большего диаметра. Шнек выполнен сетчатым из гидрофильного материала. Нижние витки шнека образуют открытый осевой канал, а верхний виток - воронку в виде усеченного конуса, верхнее меньшее основание которого связано с газовыпускной трубкой. Диаметр открытого осевого канала выполнен коническим, с увеличением снизу вверх. Конструкция позволяет осуществлять сепарацию газа с его отводом через отводящую газовыпускную трубку в межтрубное пространство скважин.

Тем не менее, такая конструкция не может быть применена для сепарации дисперсной и капельной влаги из газового потока, так как отделяемый поток газа в этом случае подается в межтрубное пространство скважины. Добыча газа по межтрубному пространству не ведется из-за требований техники безопасности.

Известен газовый якорь (см. патент РФ №2269649, МКИ Е21В 43/38, опубл. 27.12.2003 г.).

Якорь состоит из патрубка с осевым и радиальным каналами с размещенными одна над другой чашками, обращенными вверх. Радиальные каналы в патрубке расположены на уровне днища каждой чашки, высота которой определена аналитическим путем. Якорь предназначен для лифтовых колонн труб в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами.

Сепарация газа происходит в чашках с выделением его пузырьков из пластового флюида и миграцией в полость межтрубного пространства с последующим сбросом в промысловой газосборный коллектор.

Устройство обеспечивает сепарацию сравнительно небольших объемов газа из пластовой жидкости, но не может осуществлять сепарацию капельной и дисперсной влаги из газового потока.

Тем более, отсепарированная из газового потока жидкость не может быть сброшена на забой скважины под уровень расположения газоводяного контакта.

Известен центробежный сепаратор (см. а.с. №413962, Мкл. B01d 45/12, опубл. 05.11.1974 г., Бюл. №5), состоящий из корпуса с дросселирующим устройством и обратным клапаном, снабженным штоком с направляющей втулкой в виде полого цилиндра. В верхней части цилиндр снабжен крышкой с отверстиями, а в нижней части цилиндра выполнены тангенциальные прорези. Корпус с цилиндром образуют камеру наполнения. Центробежный сепаратор устанавливается вертикально.

Газовый поток входит внутрь корпуса по подводящему патрубку. При открытии запорного элемента цилиндр с крышкой перемещается вниз с подачей из сепаратора газового потока, предварительно введенного через тангельциальные каналы в теле цилиндра внутрь его осевого канала. Поток газа закручивается, а капельная жидкость отбрасывается к стенке цилиндра и в виде пленки движется до ловушек крышки с перетоком в камеру накопления, откуда по отводящему патрубку выводится за пределы сепаратора. Расход газа определяется положением запирающего шарового элемента.

Конструкцию центробежного сепаратора сложно применить в условиях газовой скважины из-за малых диаметральных размеров ствола и больших размеров корпуса сепаратора.

Известен скважинный сепаратор двойного действия (см. а.с. №1629507, Мкл. Е21В 43/38, опубл. 23.02.91 г., Бюл. №7), предназначенный для сепарации газа и песка в условиях повышенного расхода газожидкостной смеси, принятый за прототип. Устройство состоит из корпуса с присоединительными патрубками и приемными отверстиями, контейнера, многокамерного узла предварительной сепарации газа с установленными снаружи кольцами, патрубков для отвода жидкости, делителя потока, совмещенного узла центробежной сепарации газа в виде шнека с перфорированными отверстиями и спиралью, образующего с хвостовиком проточный канал. В теле делителя потока по образующей цилиндра выполнены щелевые прорези, сообщающие проточный канал штока с кольцевым каналом. Суммарная площадь сечения щелевых прорезей подобрана из условия обеспечения необходимого поля центробежных сил.

Кольцевая камера между хвостовиком шнека и корпусом разделена кольцами на отдельные камеры, связанные приемными отверстиями с полостью скважины, отверстиями в корпусе с газосборной камерой и камерой гравитационной сепарации газа.

Проведенный поиск и анализ конструкций известных технических решений показал, что в а.с. №761698, Мкл. Е21В 39/00 - «Газожидкостный сепаратор» (опубл. 07.09.1980 г., Бюл. №33) реализован принцип закручивания газожидкостного потока за счет тангенциального выполнения выходных отверстий.

Известна также конструкция газового якоря (см. а.с. №875000, Мкл. Е21В 43/34, опубл. 23.10.1981 г., Бюл. №39), где известно применение шнека для закручивания потока с полым осевым каналом для приема и подачи.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения:

- возможность обеспечить работоспособность скважины путем предотвращения ее самозадавливания;

- возможность сепарации капельной и дисперсной жидкости из газожидкостного потока со сбросом ее в скважину под уровень газоводяного контакта;

- возможность замены и извлечения внутренней части устройства для обеспечения подачи геофизических приборов в скважину;

- возможность повторной установки внутренней части устройства в осевой канал шнека с продолжением процесса эксплуатации скважины.

Технический результат достигается тем, что внутрискважинный сепаратор содержит газосборную камеру, узел предварительной сепарации газа в виде шнека со спиральной навивкой на внешней стороне, образующей с ним проточный канал, связанный отверстиями в его теле с его осевым каналом.

Делитель потока снабжен патрубком для отвода жидкости, гильзой, штоком с отбойными тарелками в осевом канале гильзы, на верхнем конце которого размещены перегородка и присоединительная головка.

Устройство снабжено пакером со шнеком на нижнем конце с седлом в осевом канале.

Патрубок отвода жидкости снабжен опорной шайбой и связан верхним концом с делителем потока, в котором выполнены подводящие каналы, соединяющие осевой канал шнека с полостью гильзы, образующей кольцевую камеру с присоединительным патрубком, гидравлически связанную отводящими каналами в теле делителя потока с осевым каналом патрубка отвода жидкости.

Делитель потока установлен внутри присоединительного патрубка с торцовым взаимодействием опорной шайбы с седлом в осевом канале шнека.

Конструкция внутрискважинного сепаратора поясняется чертежами, где:

- на фиг.1 - сепаратор в разрезе, установленный в осевом канале труб обсадной колонны, с расположением в интервале перфорации;

- на фиг.2 - сепаратор в разрезе, без внутренней части, со свободным осевым каналом первой ступени сепарации;

- на фиг.3 - поперечный увеличенный разрез делителя потока.

Устройство состоит из двух частей - сепаратора первой ступени и извлекаемой второй ступени.

Первая ступень состоит из пакера механического 1, верхний конец которого снабжен присоединительным патрубком 2.

Снизу к стволу пакера 1 подсоединяется сепаратор первой ступени, в виде шнека 3 со спиральной навивкой 4, витки которой перекрывают прямой газожидкостный поток к отверстиям 5 в теле шнека 3, поступающий из перфорационных отверстий 6 обсадной колонны 7. Отверстия 5 в шнеке 3 выполнены тангенциально-направленными к оси устройства.

В осевом канале 8 шнека 3 установлено седло 9. Извлекаемая вторая ступень сепаратора состоит из делителя потока 10 с подводящими каналами 11 и отводящими каналами 12. Делитель потока 10 перекрывает прямой поток газожидкостной смеси из осевого канала 8 шнека 3 внутрь патрубка отвода жидкости 13, связанного с делителем потока 10 и пропущенного в осевой канал 8 шнека 3 и выходящего за его пределы с расположением в зоне под газоводяной контакт (ГВК) 14. В нижней части патрубка отвода жидкости 13 установлена опорная шайба 15 с возможностью опоры на седло 9.

Делитель потока 10 в верхней части оснащен сепаратором второй ступени 16, включающим гильзу 17, в днище которой закреплен шток 18 с образованием с ней кольцевой камеры 19, в которой размещены отбойные тарелки 20. Над гильзой 17 на штоке 18 размещена перегородка 21 с посадочной головкой 22, в теле которой выполнена технологическая расточка 23 для обеспечения возможности ввода в нее специального посадочного инструмента и захвата извлекаемой части сепаратора. В верхней части присоединительного патрубка 2 установлена стопорная гайка 24. Кольцевая камера 25, образованная внутренней поверхностью присоединительного патрубка 2 и наружной поверхностью гильзы 17, постоянно гидравлически связана отводящими каналами 12 в теле делителя потока 10 с осевым каналом 26 патрубка отвода жидкости 13. Осевой канал 8 шнека 3 связан отверстием 27, выполненным в теле патрубка отвода жидкости 13 над местом расположения опорной шайбы 15, с его осевым каналом 26.

Работа устройства

В кольцевую камеру присоединительного патрубка 2, под стопорной гайкой 24 вводится посадочная головка (на фиг. не показано), которая связана, в свою очередь, с лифтовой колонной труб. Осуществляют спуск устройства на заданную глубину с расположением пакера 1 над кровлей продуктивного пласта. Спиральная навивка 4 сепаратора первой ступени располагается над уровнем расположения газоводяного контакта (ГВК) 14.

Проводят операцию по перекрытию межтрубного пространства пакером 1. После этого проводят технологические операции по освоению и запуску газовой скважины.

При запуске газожидкостный поток из продуктивного пласта через перфорационные отверстия 6 поступает в осевой канал скважины, откуда, обтекая витки спиральной навивки 4, поступает с закручиванием через тангенциально-направленные отверстия 5 в теле шнека 3 в его осевой канал 8 и через подводящие каналы 11 в теле делителя потока 10 подается внутрь гильзы 17 с взаимодействием с отбойными тарелками 20. Далее поток газа выводится в кольцевую камеру 25 с взаимодействием с телом перегородки 21 и изменением направления движения потока газа. Капли жидкости при взаимодействии с витками спиральной навивки 4 и при закручивании газожидкостного потока стекают по внутренней поверхности шнека 3 к опорной шайбе 15, и через отверстие 27 жидкость перетекает в осевой канал 26 патрубка отвода жидкости 13 и далее сбрасывается под ГВК 14.

Газожидкостный поток через подводящие каналы 11 в теле делителя потока 10 поступает в полость гильзы 17 и в виде пленки скапливается на ее внутренней поверхности, с перемещением потоком газа вверх до кромки, и по наружной поверхности пленка жидкости стекает в кольцевую камеру 25, откуда через отводящие каналы 12 проходит внутрь патрубка отвода жидкости 13 и далее в полость скважины под ГВК 14. Отсепарированный поток газа с остатками дисперсной влаги поступает под перегородку 21, с падением скорости потока. При этом отсепарированная жидкость в виде капель сбрасывается с поверхности перегородки 21 в кольцевую камеру 25 с перетоком через отводящие каналы 12 делителя потока 10 в осевой канал 26 патрубка отвода жидкости 13 и далее под ГВК 14.

Процесс сепарации жидкости из газожидкостного потока происходит в постоянном режиме.

После удаления дисперсной влаги из газожидкостного потока газ по лифтовой колонне труб подается на устье скважины потребителю.

На фиг.2 показано устройство без извлекаемой части. Для извлечения этой части в осевой канал лифтовой колонны труб подается съемник, который вводится в технологическую расточку 23, связанную через шток 18 с делителем потока 10. Натяжением вверх извлекают внутреннюю часть на поверхность. Тем самым существует возможность свободного спуска в интервал продуктивного пласта исследовательского оборудования. После проведения исследований извлекают исследовательское оборудование и устанавливают в осевой канал 8 шнека 3 делитель потока 10 с патрубком отвода жидкости 13.

После повторного оснащения внутренней частью сепаратора первой ступени, а именно ввода в осевой канал 8 шнека 3 делителя потока 10 с патрубком отвода жидкости 13, скважину запускают в эксплуатацию с продолжением процесса сепарации.

При необходимости все устройство может быть извлечено из скважины путем ввода в кольцевую камеру 25 присоединительного патрубка 2 специального ловильного устройства, которое взаимодействует со стопорной гайкой 24.

Внутрискважинный сепаратор, содержащий газосборную камеру, связанную с полостью скважины, узел предварительной сепарации газа со спиральной навивкой в виде шнека на внешней стороне, образующей между собой проточный канал, связанный отверстиями в теле шнека с его осевым каналом, делитель потока, патрубок для отвода жидкости, перегородку, присоединительный патрубок, отличающийся тем, что устройство снабжено пакером, связанным со шнеком, в осевом канале которого установлено седло, патрубок отвода жидкости снабжен опорной шайбой и связан верхним концом с делителем потока, снабженным подводящими каналами, гидравлически соединяющими осевой канал шнека с полостью гильзы, жестко связанной с делителем потока и установленной с образованием кольцевой камеры с присоединительным патрубком, гидравлически связанной отводящими каналами в делителе потока с осевым каналом патрубка отвода жидкости, причем делитель потока установлен внутри присоединительного патрубка и снабжен штоком с отбойными тарелками, на верхнем конце которого размещены перегородка и посадочная головка с технологической расточкой, а осевой канал шнека постоянно гидравлически связан отверстием в теле патрубка отвода жидкости с его осевым каналом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из скважины, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в другой пласт, подъем нефти на поверхность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также с установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из нижнего продуктивного пласта, раздел нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в верхний пласт, подъем нефти на поверхность.

Изобретение относится к области эксплуатации скважин различного назначения, преимущественно нефтяных, осложненных пескопроявлением, и предназначено для очистки пластового флюида от песка и механических примесей.

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.

Изобретение относится к исследованию газонефтяных скважин на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает определение значений дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также степень обводненности продукции нижнего пласта.

Группа изобретений относится к скважинным устройствам, способам разделения жидкостей и твердых веществ в скважине, а также к способам подготовки системы разделения скважинных флюидов и твердых веществ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в системе поддержания пластового давления при межскважинной перекачке воды. Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение надёжности внутрискважинного оборудования для разделения нефти от воды с обеспечением качественной очистки добываемой воды от нефти в скважине-доноре.

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).

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.

Изобретение относится к оборудованию для сепарации многофазных сред. Техническим результатом является повышение эффективности работы скважинного газопесочного сепаратора и упрощение конструкции.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена при добыче нефти с большими значениями газового фактора и дебита. Технический результат заключается в увеличении коэффициента сепарации и повышении надежности работы. Скважинный вихревой газосепаратор по первому варианту выполнения включает в себя корпус с защитной гильзой, входной модуль, вал, шнек, разделительное устройство, вихревую камеру, выполненную между шнеком и разделительным устройством, и осевое колесо, размещенное внутри вихревой камеры, причем газосепаратор дополнительно снабжен рабочим осевым колесом и направляющим аппаратом, установленными на валу перед шнеком, шнек запрессован в защитную гильзу и выполнен с центральным отверстием, через которое пропущен вал, а длина вихревой камеры не превышает длину шнека. Скважинный вихревой газосепаратор по второму варианту выполнения включает в себя корпус с защитной гильзой, входной модуль, вал, шнек, разделительное устройство, осевое колесо и вихревую камеру, выполненную над шнеком, причем газосепаратор дополнительно снабжен рабочим осевым колесом и направляющим аппаратом, установленными на валу перед шнеком, шнек запрессован в защитную гильзу и выполнен с центральным отверстием, через которое пропущен вал, а длина вихревой камеры не превышает длину шнека, при этом осевое колесо расположено непосредственно перед разделительным устройством. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Способ включает замер приемистости нагнетательной скважины, подачу продукции одной или более добывающих скважин в скважину для предварительного сброса воды, замер плотностей количества сырой нефти и газа, а также обводненности сырой нефти, плотностей нефти и воды, поступающих в скважину для предварительного сброса воды, деление в ней продукции на частично обезвоженную нефть, газ и воду, направление частично обезвоженной нефти и газа в сборный коллектор, подачу сброшенной воды в нагнетательную скважину. Определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта, в который производится закачка из нагнетательной скважины, при совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, например, электроцентробежным насосом-«перевертышем». Это устройство выполняется с возможностью изменения подачи, например частотно-регулируемым приводом для электроцентробежного насоса-«перевертыша». Его устанавливают на минимальную подачу, определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта. При неудовлетворительном качестве сброшенной воды она направляется в сборный коллектор, при удовлетворительном ее направляют в нагнетательную скважину, замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды, затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды. Это увеличение производится до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эксплуатации нефтяных месторождений с высокой обводненностью добываемой продукции. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации за счет применения более эффективного гравитационного разделения воды и нефти в скважине. По способу определяют общее количество скважин месторождения с высокой обводненностью. Определяют геометрическое расположение пласта-донора по отношению к поглощающему горизонту для каждой скважины. Определяют приемистость поглощающего горизонта для каждой скважины. Определяют суточный объем попутно добываемой воды для каждой скважины. На основании полученных данных, по меньшей мере по геометрическому расположению пласта-донора по отношению к поглощающему горизонту, а также из условия, что приемистость поглощающего горизонта выше суточного объема попутно добываемой воды, определяют вид насосной системы двойного действия. Это определяют из условия обеспечения последующей закачки попутно добываемой воды в поглощающий вышележащий либо нижележащий пласт для каждой скважины. При закачке попутно добываемой воды в вышележащий пласт в выкидную линию подают меньше жидкости, чем откачивают скважинной штанговой насосной установкой. Под тройником на устье скважин размещают дополнительное уплотнение устьевого штока для восприятия давления. При закачке попутно добываемой воды в нижележащий пласт штанговую насосную установку оснащают хвостовиком и дополнительным плунжером для воды, связанным с основным плунжером и обеспечивающим возможность преодоления давления поглощающего пласта. Осуществляют эксплуатацию, по меньшей мере, одной скважины месторождения с высокой обводненностью с использованием скважинной штанговой насосной установки с насосной системой определенного вида. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к устройствам для применения в нефтяной промышленности и водном хозяйстве, в частности в электропогружных насосных агрегатах для добычи жидкости из скважин. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности очистки перекачиваемой жидкости от механических примесей. Сепаратор механических примесей для жидкости включает цилиндрический корпус с приемными отверстиями и соединительными элементами в верхней и нижней части, установленный в нем сепарирующий узел со сливным патрубком для отвода жидкости и заглушенный снизу отстойник для сбора механических примесей. В цилиндрическом корпусе, состоящем из головки с приемными тангенциальными отверстиями, обоймы и переходника, нижняя часть головки со вставкой, размещенной внутри обоймы, составляют гидроциклон, а внутренние цилиндрические расточки в нижней части головки и конусообразные отверстия внутри вставки образуют, по меньшей мере, две гидроциклонные камеры. Верхние выходные концы сливных патрубков гидроциклонных камер расположены выше приемных тангенциальных отверстий, гидравлически изолированы относительно них втулками и через общую полость связаны с приемом насоса, а каждая гидроциклонная камера выполнена с единственным тангенциальным отверстием. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации глубинно-насосных скважин с газопроявлениями. Технический результат - повышение сепарационной способности, ускорение процесса освоения скважин и вывода их на технологический режим работы, упрощение конструкции. Глубинно-насосная установка включает штанговый насос, трубу-хвостовик с обратным клапаном, установленные на пакере. На упоры трубы-хвостовика насажен коммутатор, который гидравлически соединяет упомянутую трубу-хвостовик через обратный клапан, установленный на его верхнем конце с трубой-свечой. Длина этой свечи превышает расстояние от динамического уровня до глубины подвески насоса. При этом труба-хвостовик с трубой-свечой образуют гидравлический канал сообщения забоя скважины с затрубным пространством. Параллельно трубе-свече на верхней полумуфте упомянутого коммутатора установлен штанговый насос. При этом нижний торец коммутатора выполнен в виде усеченного конуса с основанием, направленным вниз, а по наружному диаметру снабжен центраторами. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа. Технический результат заключается в увеличении наработки погружной насосной установки за счет предотвращения засорения скважины мелкими механическими примесями. Погружной сепаратор механических примесей содержит корпус с входными отверстиями и выходными каналами, шнек и защитную гильзу, установленную в корпусе с образованием кольцевого зазора. Гильза выполнена перфорированной в области шнека для отхода от него потока с отсепарированными механическими примесями, а кольцевой зазор в верхней части выполнен с сужением и соединен с выходными каналами. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды. По способу замеряют приемистость нагнетательной скважины. Подают продукцию одной или более добывающих скважин в скважину или шурф для предварительного сброса воды. Замеряют количество сырой нефти и газа, а также обводненность сырой нефти, плотность нефти и воды, поступающих в скважину или шурф для предварительного сброса воды. Делят скважинную продукцию на частично обезвоженную нефть, газ и воду. Направляют частично обезвоженную нефть и газ в сборный коллектор. Подают сброшенную воду в нагнетательную скважину. Определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта. При совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, выполненного с возможностью изменения подачи и, в том числе, минимальной подачи. Определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта. При неудовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в сборный коллектор. При удовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в нагнетательную скважину. Замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды. Затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды. Увеличение подачи воды производят до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта. При этом, когда из скважины или шурфа для предварительного сброса воды частично обезвоженная сырая нефть с газом поступает в сборный коллектор, то на входе в скважину или шурф повышают давление поступающей скважинной продукции по меньшей мере на величину потерь давления при сепарации, и/или повышают количество сбрасываемой воды, и/или пропускают через скважину или шурф всю скважинную продукцию, проходящую по сборному коллектору. Повышение давления обеспечивают таким образом, что всю частично обезвоженную нефть с газом направляют в сборный коллектор. При этом исключают возможность попадания нефти в трубопровод отвода воды. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх