устьевой турбулизатор скважинной продукции

Формула изобретения

1. Устьевой турбулизатор скважинной продукции, содержащий вертикальные пластины для частичного перекрытия сечения горизонтального трубопровода, отличающийся тем, что турбулизатор выполнен монолитным, содержит три пары функционально сдвоенных пластин в форме сегментов и пластину в форме круга с отверстиями, все пластины имеют диаметр, соответствующий внутреннему диаметру трубопровода, каждая пара пластин в форме сегментов относительно друг друга повернута по оси трубопровода на 120°, а сегменты в каждой паре размещены так, что скважинная продукция меняет свое направление на 180°, пластина в форме круга находится в крайнем положении турбулизатора и имеет по периферии несколько равномерно расположенных отверстий, причем площадь отверстий равна площади проходного сечения между пластиной в форме сегмента и внутренней поверхностью трубопровода.

2. Устьевой турбулизатор скважинной продукции по п.1, отличающийся тем, что оси отверстий в пластине в форме круга сфокусированы на оси трубопровода в точке, где находится вход в устьевой пробоотборник скважины.

Описание изобретения к патенту

Устьевой турбулизатор скважинной продукции является внутритрубным смешивающим устройством, служит для приведения газожидкостного потока в однородное состояние. Устройство может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для комплектации выкидных линий добывающих скважин.

Известно явление гравитационного разделения продукции нефтедобывающей скважины на прослои с различным содержанием нефти, газа и воды. Для таких скважин применимы требования ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» к периодическому отбору проб скважинной продукции с устьевой выкидной линии (ВЛ). Согласно этого ГОСТа до пробоотборника внутри ВЛ должно находиться смешивающее устройство с тем, чтобы слои с различным содержанием нефти, газа и воды смешались и превратились в точке пробоотбора в гомогенный состав.

Известно изобретение «Устройство для измерения газового фактора» (А.С. № 1810522 А1, опубл.23.04.93, бюл. № 15), по которому газожидкостная смесь движется по трубопроводу через штуцер в виде осевого канала малого диаметра. Для монтажа устройства на выкидной линии скважины необходимо предварительное обустройство на ВЛ фланцевого соединения. Согласно приведенного в изобретении чертежа осевой канал устройства имеет столь малое сечение, что на скважине с повышенной вязкостью добываемой продукций такой штуцер способен значительно повысить давление на устье скважины и в лифтовых трубах.

Известен патент РФ № 2427410 на изобретение «Узел обессоливания нефти» (опубл. 27.08.2011, бюл. № 24), по которому предложено перемешивать трубопроводную нефть с помощью двух лопастных решеток, задающих протекающей нефти разные направления вращения относительно оси трубопровода. Устройство трудоемко в изготовлении и не обеспечивает полного перемешивания скважинной газожидкостной смеси, а именно: газовая фаза скважинного потока в ВЛ после прохождения устройства будет консолидироваться по периферии трубопровода.

Технической задачей заявляемого изобретения является создание внутритрубного смешивающего устройства, удобного для монтажа внутри выкидной линии скважины перед штатным пробоотборником и обеспечивающего в зоне отбора проб гомогенность скважинной продукции. Согласно ГОСТа 2517-85 устройство должно постоянно находиться в трубопроводе, быть устойчивым к агрессивным составляющим скважинной продукции и не снижать пропускную способность трубопровода за счет создания местного сопротивления.

Задача решается тем, что в устьевом турбулизаторе скважинной продукции, содержащем вертикальные пластины для частичного перекрытия сечения горизонтального трубопровода, турбулизатор полностью выполнен монолитным, содержит три пары функционально сдвоенных пластин в форме сегментов и пластину в форме круга с отверстиями, все пластины имеют диаметр, соответствующий внутреннему диаметру трубопровода, каждая пара пластин в форме сегментов относительно друг друга повернута по оси трубопровода на 120 градусов, а сегменты в каждой паре размещены так, что скважинная продукция меняет свое направление на 180 градусов, пластина в форме круга находится в крайнем положении турбулизатора и имеет по периферии несколько равномерно расположенных отверстий, причем площадь отверстий равна площади проходного сечения между пластиной в форме сегмента и поверхностью трубопровода. Оси отверстий в пластине в форме круга сфокусированы на оси трубопровода в точке, где находится вход в устьевой пробоотборник скважины.

Общий вид турбулизатора в трехмерном пространстве представлен на фиг.1, а на фиг.1 и 3 даны способы монтажа устройства внутри выкидной линии устья добывающей скважины или любого другого трубопровода.

Устьевой турбулизатор скважинной продукции является монолитным изделием, изготавливается из стального или иного устойчивого к износу материала цилиндрической формы с помощью токарных и фрезерных обработок. На единой горизонтальной оси 1 расположены шесть вертикальных пластин 2 в форме сегментов и одна вертикальная пластина 3 (последняя в ряду) в форме круга с отверстиями 4, равномерно расположенными по периферии. Пластины в форме сегментов образуют три пары пластин с функцией поворота скважинной продукции на 180° от направления начально-горизонтального движения. Такой поворот скважинного потока в трубопроводе происходит 3 раза, а между такими поворотами дважды поток поворачивается еще на 120°. Последнее выполнено для того, чтобы устранить в работе турбулизатора субъективный фактор. Процесс смешения слоев газожидкостной смеси (ГЖС) должен протекать одинаково успешно при любом положении сегментов относительно горизонта. При установке турбулизатора в трубопровод проход в первый сегмент может оказаться в любой точке трубопровода: внизу, наверху или в промежуточном - боковом положении. Несмотря на это слои с различным содержанием газа, нефти и воды должны смешиваться до однородного состава благодаря вертикальному перемещению в пределах турбулизатора. С тем чтобы при любом положении турбулизатора в трубопроводе имелось вертикальное перемещение скважинного потока, согласно изобретению три пары сдвоенных пластин в форме сегментов размещены на оси турбулизатора равномерно по сечению трубопровода, т.е. через 120°. Благодаря этому в трубопроводе турбулизатор может находиться в любом положении под действием силы тяжести и без определенной фиксации.

На фиг.2 изображено местоположение турбулизатора внутри ВЛ устья добывающей скважины в зоне быстросъемного резьбового соединения (БРС). По схеме видно, что расстояние между турбулизатором и пробоотборником 5, определяющее угол наклона отверстий 4 к оси турбулизатора, остается неизменным благодаря внутреннему бортику БРС 6. При отсутствии такого бортика (фиг.3) между турбулизатором и пробоотборником 5 устанавливается тонкостенная втулка 7 необходимой длины, чтобы оси отверстий 4 были сфокусированы на оси трубопровода в точке, где находится вход в пробоотборник 5. Наклон отверстий в последней пластине в форме круга необходим для дополнительной гомогенизации скважинного потока в точке отбора проб. Суммарная площадь этих отверстий равна площади отверстия между пластиной в форме сегмента и внутренней поверхностью трубопровода.

Работоспособность устройства была проверена на нескольких нефтедобывающих скважинах с высокой обводненностью, на которых штатные пробоотборники позволяли отбирать периодические пробы жидкости с осевой линии ВЛ. До установки турбулизатора на этих скважинах нами было изучено распределение нефти и воды по высоте сечения выкидной линии скважины с помощью пробоотборника с подвижным зондом (патент РФ на изобретение № 2295715, опубл. 20.03.2007, бюл. № 8). Исследования показали, что при обводненности продукции более 95% нефть с попутным газом протекает по верхней части выкидной линии, а именно - начиная с высоты 35-40 мм от нижней образующей ВЛ при его внутреннем диаметре в 50 мм. Поэтому на этих скважинах существовало определенное завышение обводненности добываемой нефти. Данные по обводненности и дебитам экспериментальных скважин приведены в таблице.

Влияние турбулизатора на характеристики скважин

Параметр	До установки турбулизатора	После установки турбализатора
1. Обводненность продукции
1.1. Среднее значени, %	97,7	95,0
1.2. Коэффициент вариации, %	3,1	6,4
2. Дебит жидкости
2.1. Среднее значение, м3/сут	104.8	105.2
2.2. Коэффициент вариации, %	58.7	57.1

Среднее значение обводненности по наблюдаемым скважинам после установки турбулизаторов снизилась в среднем на 2.7% с 97.7 до 95.0%. За счет смещения распределения обводненности по наблюдаемой выборке скважин в сторону меньших значений произошел закономерный рост вариации этого параметра в 2 раза. В то же время дебиты скважин остались неизменными, что свидетельствует о том, что установка турбулизаторов в выкидные линии скважин не привела к созданию значительного местного сопротивления с последующим снижением добычи нефти, газа и попутной воды. Проведенные испытания показывают то, что устьевой турбулизатор скважинной продукции решает поставленную техническую задачу - в точке отбора проб доводит скважинную продукцию до однородного состава.

Существенным отличием, на наш взгляд, в предложенной конструкции смешивающего устройства является организация смешения содержимого трубопровода путем его многократного перемещения по вертикали за счет частичного открытия перекрывающих пластин в предложенной последовательности.

Благодаря применению турбулизаторов на скважинах и промысловых трубопроводах повысится объективность в оценке добывающих возможностей скважин и состава транспортируемой по трубам промысловой жидкости.