установка для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды

Формула изобретения

1. Установка для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды, включающая электропогружной насос, два ряда концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб, подвешенных к устьевой арматуре, из которых нижняя часть наружного ряда вблизи устья скважины жестко соединена с внутренним рядом, имеющим разрыв в пределах расположения нижней части наружного ряда, где встроен разделенный перегородкой на две части сепаратор центробежного типа с трубкой для отвода газоводонефтяного потока из-под перегородки в верхнюю часть наружного ряда труб, заглушенного сверху патрубка, являющегося продолжением внутреннего ряда труб ниже разрыва, выполненного с боковыми тангенциальными каналами для выхода потока жидкости в сепаратор, корпус которого выше перегородки и на уровне ниже тангенциальных каналов патрубка имеет радиальные каналы и нижний открытый конец, гидравлически сообщающих его с наружным рядом колонны насосно-компрессорных труб, отличающаяся тем, что верхняя часть корпуса сепаратора соединена с внутренним рядом насосно-компрессорных труб с помощью муфты перекрестного сечения с тангенциальными боковыми выходными каналами для отвода газоводонефтяной смеси из внутренней полости наружного ряда насосно-компрессорных труб, которые верхним концом в устьевой арматуре соединены с линией нефтепровода со штуцером, а внутренний ряд насосно-компрессорных труб - с водопроводом, при этом корпус сепаратора с наружной стороны снабжен центраторами в виде ребер.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что нефтепровод снабжен задвижкой с электроприводом и с реле времени.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при отделении газонефтяной смеси от добываемой жидкости (воды) скважины-донора в системе поддержания пластового давления путем межскважинной перекачки пластовой воды.

Известна скважинная установка для совместно-раздельного лифтирования жидкости и газа, включающая два ряда концентрично расположенных колонн лифтовых труб, внутрискважинный сепаратор с выходом газожидкостного потока из колонны лифтовых труб внутреннего ряда, сливное устройство, гидравлически связывающее сепаратор с трубным пространством колонны лифтовых труб внутреннего ряда. Сливное устройство выполнено в виде хвостовика, подсоединенного к нижнему концу колонны лифтовых труб внутреннего ряда и патрубка, жестко связанного посредством переходника с нижним концом колонны лифтовых труб наружного ряда, причем патрубок концентрично размещен в хвостовике с возможностью образования гидравлического затвора, разобщающего полости рядов колонны лифтовых труб (Авторское свидетельство СССР № 1242601, опубл. 07.07.86 г.).

Известная установка предназначена для разделения газа от жидкости в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором и не обеспечивает разделение газонефтяной смеси от добываемой продукции скважины-донора в системе межскважинной перекачки воды.

Наиболее близкой к предложенному изобретению по технической сущности является установка для внутрискважинной сепарации газа, включающая две концентрично расположенные трубы малого и большого диаметра, сепаратор центробежного типа, размещенный в разрыве колонны насосно-компрессорных труб вблизи устья скважины, сливной узел, хвостовик, подсоединенный к колонне насосно-компрессорных труб. Труба большого диаметра герметично соединена с колонной насосно-компрессорных труб выше и ниже разрыва. В нижней части колонна насосно-компрессорных труб снабжена электроцентробежным насосом, а в верхней части на устье скважины соединена с выкидной линией скважины. Сепаратор разделен на две части перегородкой и снабжен трубкой для отвода газа под перегородку в верхнюю часть трубы большого диаметра, а выше перегородки имеет отверстия для поступления воды в верхнюю часть колонны насосно-компрессорных труб. Труба большого диаметра с внутренней стороны снабжена датчиком уровня воды, размещенным ниже выхода трубки для отвода газа, и перепускным клапаном для выпуска газа в пространство скважины, соединенное с нефтепроводом через обратный клапан (Патент РФ № 2290506, опубл. 27.12.2006 - прототип).

Данная установка также не обеспечивает разделение нефти и воды и подъем газонефтяной смеси на поверхность скважины-донора, поскольку через перепускной клапан система гидравлически связна с затрубным пространством, т.е. с приемом электропогружного насоса.

В предложном изобретении решается задача обеспечения сепарации газа с одновременным разделением нефти и воды в скважине-доноре и подъем газонефтяной смеси на поверхность с последующим отводом в нефтепровод.

Задача решается тем, что в установке для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды, включающей электропогружной насос, два ряда концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб, подвешенных к устьевой арматуре, из которых нижняя часть наружного ряда вблизи устья скважины жестко соединена с внутреннем рядом, имеющим разрыв в пределах расположения нижней части наружного ряда, где встроен разделенный перегородкой на две части сепаратор центробежного типа с трубкой для отвода водогазонефтяного потока из-под перегородки в верхнюю часть наружного ряда труб, заглушенного сверху патрубка, являющегося продолжением внутреннего ряда труб ниже разрыва, выполненного с боковыми тангенциальными каналами для выхода потока жидкости в сепаратор, корпус которого выше перегородки и на уровне ниже тангенциальных каналов патрубка имеет радиальные каналы и нижний открытый конец, гидравлически сообщающие его с наружным рядом колонны насосно-компрессорных труб, согласно изобретению верхняя часть корпуса сепаратора соединена с внутреннем рядом насосно-компрессорных труб с помощью муфты перекрестного сечения с тангенциальными боковыми выходными каналами для отвода водогазонефтяной смеси внутренней полости наружного ряда насосно-компрессорных труб, которые верхним концом в устьевой арматуре соединены с линией нефтепровода со штуцером, а внутренний ряд насосно-компрессорных труб - с водопроводом, при этом корпус сепаратора с наружной стороны снабжен центраторами в виде ребер.

На фиг.1 изображена общая схема установки, на фиг.2 - сечение по линии А-А на фиг.1, на фиг.3 - нефтепровод с задвижкой с электроприводом и с реле времени, на фиг.4 - продольный разрез верхней части сепаратора выше перегородки, на фиг.5 - сечение по линии Б-Б на фиг.4.

Установка состоит из электропогружного насоса 1, подвешенного на колонне насосно-компрессорных труб 2, и сепаратора 3 центробежного типа, установленного на разрыве внутреннего ряда колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 4. Последняя концентрично расположена в колонне наружного ряда НКТ 5, жестко соединена с ней при помощи переходника 7, при этом сепаратор 3 расположен вблизи устья скважины 6. Верхний конец наружного ряда колонны НКТ 5 в устьевой арматуре обвязан нефтепроводом 8 со штуцером 9, а внутренний ряд колонны НКТ 4 - водопроводом 10. Сепаратор 3 имеет корпус 11, который сверху соединен с колонной внутреннего ряда НКТ 4 с помощью муфты перекрестного сечения 12 с тангенциальными боковыми выходными каналами 13. Корпус 11 сепаратора 3 снизу открытым концом концентрично расположен в колонне наружного ряда НКТ 5 выше переходника 7 и снабжен перегородкой 14 с центраторами 15, разделяющей сепаратор на две части. Отводная трубка 16 через муфты перекрестного сечения 12 соединяет пространство, находящееся под перегородкой 14, с верхней частью наружного ряда колонны НКТ 5.

Патрубок 17 с заглушенным верхним торцом и входным устройством 18, являющимся продолжением колонны НКТ 2 и выполненным в виде вертикальных тангенциальных щелей 19, концентрично расположен в корпусе 8 и образует сепарационное пространство с карманом 20. Корпус 8 сепаратора 3 на уровнях отводной трубки 16 и ниже тангенциальных щелей 19 имеет радиальные каналы соответственно 21 и 22.

Нефтепровод 8 может быть снабжен задвижкой 23 с электроприводом 24 и с реле времени 25 (фиг.3).

Электропогружной насос 1 спущен в скважину 6 на ступенчатой подвеске колонны насосно-компрессорных труб, состоящей из короткой (50-100 м) колонны наружного ряда НКТ 5 большего диаметра (например 3'' или 4'' в зависимости от диаметра эксплуатационной колоны) с патрубком 17, установленным непосредственно на переходнике 7, и колонны НКТ 2 обычного диаметра. Далее осуществляют спуск колонны внутреннего ряда НКТ 4 в компоновке с корпусом 8 сепаратора 3 и муфтой перекрестного сечения 12 в колонну наружного ряда НКТ 5 до упора в переходник 7. Затем приподнимают на 0,5-1 м для открытия нижнего конца корпуса 8 сепаратора 3 и подвешивают к устьевой арматуре для сообщения с водопроводом 10. Благодаря центраторам 15 корпус 8 сепаратора 3 концентрично размещается между патрубком 7 и в колонне наружного ряда НКТ 5.

Установка работает следующим образом.

При работе установки восходящий поток воды с содержанием нефтепродуктов, подаваемый электропогружным насосом 1 по насосно-компрессорным трубам (НКТ) 2, поступает в сепаратор 3 через патрубок 17. Водонефтяная смесь со свободным газом, выделившимся при снижении давления по мере подъема жидкости в колонне НКТ, проходя тангенциальные щели 19 входного устройства 18, закручивается. За счет центробежной силы происходит сепарация газа и отделение нефти от воды. Поскольку на устье скважины-донора осуществляется ограниченный отбор жидкости по колонне наружного ряда НКТ 5, скважинная продукция под перегородкой 14 разделяется на восходящий поток, состоящий из газонефтяной смеси с остаточным содержанием воды, и на нисходящий основной поток воды. Последний по радиальным каналам 22 и через открытый нижний конец корпуса 8 сепаратора 3 направляется по колонне наружного ряда НКТ 5 в радиальные каналы 21 сепаратора 3 и далее во внутренний ряд колонны НКТ 4, а затем по устьевой арматуре в водопровод 10. Также при этом газ и водонефтяная смесь направляются по отводной трубке 16 к муфте перекрестного сечения 12 и поступают во внутреннюю полость наружного ряда колонны НКТ 5, где закрученный поток газоводонефтяной смеси попадает в относительно застойную зону движения жидкости. В этой зоне благодаря центробежным силам происходит повторное отделение газонефтяной смеси от остаточной воды. По внутренней окружности полости наружного ряда колонны НКТ 5 за счет движения жидкости вверх, обусловленной частичным перепуском продукции скважины-донора в нефтепровод и действием гравитационной силы, газонефтяная смесь стремится вверх, а по внешней окружности вода направляется к радиальным каналам 22 корпуса 8 сепаратора 3. Для качественного разделения газонефтяной смеси от добываемой жидкости создаются оптимальные условия перераспределения добываемой жидкости в сепараторе 3 путем регулирования отбора жидкости штуцером 9 на нефтепроводе 8. 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 добыть из продукции скважины-донора нефть с приемлемым содержанием воды.

Другим вариантом работы установки является периодическое открывание задвижки 23 электроприводом 24, управляемым реле времени 25. Реле времени 25 настраивают на период накопления нефти и период прокачки нефти по в нефтепровод 8.

Таким образом, разделение с последующим отводом газонефтяной смеси от закачиваемой воды при давлении, близком к устьевому давлению скважины-донора, обеспечивает бесперебойную работу системы межскважинной перекачки воды за счет исключения снижения приемистости нагнетательных скважин, обусловленного отложениями нефтепродуктов и образованием газовых пробок в трубопроводах и в НКТ.

Кроме этого реализация данной скважинной установки позволяет добыть дополнительный объем нефти из водозаборных скважин.