Система предварительного сброса воды

 

Полезная модель относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к внутрипромысловому оборудованию для разделения продукции добывающих скважин на нефть, нефтяной газ и воду, и может быть использовано как звено в комплексных системах сбора, транспорта и подготовки скважинной жидкости. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения продукции скважин на воду и нефтяную эмульсию за счет оптимальной компоновки технологического оборудования в шурфе. Сущность: Система содержит сеть сборных трубопроводов 1 многофазной продукции от добывающих скважин 2, напорный трубопровод, обеспечивающий ее транспорт до пробкоуловителя 3. Последний оборудован линией 4 отвода газа и трубопроводом 5 отвода частично дегазированной скважинной жидкости. В технологическую схему заявляемой системы также входит шурф 6, соединенный с пробкоуловителем 3 посредством трубопровода 5. Шурф 6 оборудован эксплуатационной колонной 7, технологической колонной 8, колонной насосно-компрессорных труб НКТ 9, а также дополнительно -пакером 10, установленным в межтрубном пространстве между технологической колонной 8 и колонной НКТ 9. В колонну НКТ 9 дополнительно вмонтирован скважинный гидроциклон 11, размещенный выше пакера 10 и предназначенный для разделения проходящей через него частично дегазированной скважинной жидкости на нефтяную эмульсию с остаточным газом и воду. При этом нижний конец 12 колонны НКТ 9 размещен в подпакерном пространстве 13. Трубопровод 5 отвода с пробкоуловителя 3 соединен через устьевую арматуру 14 шурфа 6 с межтрубным пространством 15 между технологической колонной 8 и колонной НКТ 9. Трубопровод 16 отвода нефтяной эмульсии с остаточным газом соединен с колонной НКТ 9, а трубопровод 17 отвода воды - с межтрубным пространством 18 между эксплуатационной 7 и технологической 8 колоннами. В качестве скважинного гидроциклона 11 предлагаемая система содержит гидроциклон, например, следующей конструкции (фиг.2), состоящей из корпуса 19 с тангенциальными отверстиями 20 для ввода частично дегазированной скважинной жидкости, из верхнего 21 и нижнего 22 выходных патрубков и из перфорированного патрубка 23, присоединенного к верхнему выходному патрубку 21. 1 н.п. ф-лы; 3 з.п. ф-лы; 2 ил.

Полезная модель относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к внутрипромысловому оборудованию для разделения продукции добывающих скважин на нефть, нефтяной газ и воду, и может быть использовано как звено в комплексных системах сбора, транспорта и подготовки скважинной жидкости.

Из уровня техники известна сепарационная установка сброса воды (Патент РФ 2252312), содержащая колонну с трубопроводами подвода водонефтяной эмульсии и отвода нефти и воды. Установка снабжена пакером в скважине, в которой расположена колонна. Трубопровод подвода водонефтяной эмульсии подсоединен тангенциально к верхней части колонны с возможностью закручивания водонефтяной эмульсии и ее разделения под действием центробежных сил на нефть и воду. Нижняя часть колонны открыта. Трубопровод отвода нефти расположен внутри колонны. Трубопровод отвода воды образован внутренней поверхностью скважины и наружной поверхностью колонны и подсоединен к устью скважины. Указанная сепарационная установка обеспечивает уменьшение размеров устройства и возможность работы в зимних условиях без искусственного обогрева.

Недостатком известной установки является то, что:

во-первых, в применяемых в этой установке колоннах труб (цилиндрических) разделение скважинной жидкости под действием центробежных сил, при вводе ее тангенциально в верхнюю часть колонны, малоэффективно, в связи невозможностью регулировки по обеспечению достаточных циркуляционных потоков и градиентов скоростей между восходящими и нисходящими потоками;

во-вторых, в напорных системах герметизированного сбора происходит колебания рабочего давления за счет образования газовых пробок, и указанные колебания будут отрицательно влиять на эффективность работы известной сепарационной установки, в связи с неконтролируемым изменением расхода и давления;

в-третьих, при работе известной установки возможно образование газовых пробок, приводящих к снижению эффективности ее работы за счет нестабильности всего технологического цикла сброса воды.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому техническому решению является скважинная установка сброса воды (Патент РФ 91883), содержащая скважину, заглушенную пакетом, в скважине расположены трубная вставка и патрубок, нижний конец патрубка расположен на уровне или глубже нижнего конца трубной вставки, трубопровод подвода продукции скважин подсоединен к устью скважины или трубной вставке, трубопровод отвода воды из патрубка, трубопровод отвода нефти, подсоединенный к скважине или трубной вставке, причем, если трубопровод подвода продукции скважин подсоединен к трубной вставке, то трубопровод отвода газа подсоединен к верхней точке трубной вставки; если трубопровод подвода продукции скважин подсоединен к скважине, то трубопровод отвода газа подсоединен к верхней точке скважины, установка содержит дополнительно узел предварительного отбора газа, установленный на трубопроводе подвода продукции скважин, причем узел предварительного отбора газа соединен газовым патрубком с трубопроводом отвода газа.

Указанная известная полезная модель направлена на решение задачи по повышению эффективности за счет обеспечения возможности ее применения для разделения водонефтегазовой смеси и повышения качества подготовки воды.

Недостатками известной скважинной установки сброса воды являются следующие:

- недостаточная технологичность и сложность применения, вследствие необходимости строительства отдельного трубопровода отвода газа;

- низкая эффективность по отделению воды от нефтяной эмульсии.

Технический результат, достигаемый предлагаемой полезной моделью, заключается в повышении эффективности разделения продукции скважин на воду и нефтяную эмульсию за счет оптимальной компоновки технологического оборудования в шурфе.

Указанный технический результат достигается предлагаемой системой предварительного сброса воды, включающей трубопровод подвода многофазной продукции добывающих скважин, соединенный с узлом предварительного отбора газа, который оборудован линией отвода газа и трубопроводом отвода частично дегазированной скважинной жидкости, шурф, соединенный с узлом предварительного отбора газа посредством указанного трубопровода и оборудованный трубной вставкой, патрубком и трубопроводами отвода воды и нефтяной эмульсии с остаточным газом, при этом новым является то, что шурф дополнительно содержит эксплуатационную колонну, в качестве трубной вставки -технологическую колонну, в качестве патрубка - колонну насосно-компрессорных труб НКТ, а также дополнительно содержит пакер, установленный в межтрубном пространстве между технологической колонной и колонной НКТ, а трубопровод отвода частично дегазированной скважинной жидкости соединен через устьевое оборудование шурфа с указанным межтрубным пространством, при этом нижний конец колонны НКТ размещен в подпакерном пространстве, а в колонну НКТ дополнительно вмонтирован скважинный гидроциклон, размещенный выше пакера, и выполненный с возможностью разделения проходящей через него частично дегазированной скважинной жидкости на нефтяную эмульсию с остаточным газом и воду, при этом трубопровод отвода нефтяной эмульсии с остаточным газом соединен с колонной НКТ, а трубопровод отвода воды - с межтрубным пространством между эксплуатационной и технологической колоннами.

В качестве узла предварительного отбора газа система содержит пробкоуловитель.

В качестве скважинного гидроциклона система содержит гидроциклон, состоящий из корпуса с тангенциальными отверстиями для ввода частично дегазированной скважинной жидкости, из верхнего и нижнего выходных патрубков и из перфорированного патрубка, присоединенного к верхнему выходному патрубку.

Шурф оборудован заглушкой с образованием зумпфа для осаждения механических примесей.

Поставленный технический результат достигается за счет следующего.

Благодаря тому, что шурф оборудован совокупностью технологического оборудования: эксплуатационной колонной, технологической колонной, колонной НКТ, а также пакером, установленном в заявленном межтрубье, обеспечиваются оптимальные транспортные потоки разделенных фракций и исключение их смешивания друг с другом. На эту же цель работает и предлагаемая конструктивная особенность по размещению нижнего конца колонны НКТ в подпакерном пространстве.

Благодаря тому, что в колонну НКТ дополнительно вмонтирован скважинный гидроциклон, причем размещенный выше пакера, и выполненный с возможностью разделения проходящей через него частично дегазированной скважинной жидкости на нефтяную эмульсию с остаточным газом и воду, обеспечивается отделение пластовой воды от водонефтяной смеси под действием центробежных сил. Скважинный гидроциклон, преимущественно, с тангенциальным входом для жидкости, обеспечивает за счет центробежных сил достаточные циркуляционные потоки для глубокого расслоения эмульсий, при этом градиенты скоростей могут быть восходящими и нисходящими потоками, что исключает сохранение (или устойчивость) эмульсий на выходе из шурфа. Гидроциклон сконструирован таким образом, что за время пребывания жидкости в гидроциклоне 2÷2,5 секунды, при перепаде давления 0,6÷1,0 5 МПа, обеспечивается отделение пластовой воды от водонефтяной смеси. В зоне его верхнего выходного патрубка под действием центробежных сил возникает зона пониженного давления, что обеспечивает эффект флотации нефтяных частиц за счет растворенного газа. Перфорированный патрубок скважинного гидроциклона позволит минимизировать образование газовых пробок. И на выходе верхнего патрубка гидроциклона обеспечивается снижение обводненности нефти до 5÷15%. А отделившаяся пластовая вода с показателями до 40 мг/л по нефтяному числу и 30 мкм механических частиц удаляется через нижний выходной патрубок скважинного гидроциклона. Причем, следует отметить, что конструкция скважинного гидроциклона выполняется (подбирается из числа известных) индивидуально, в соответствии с физико-химическими характеристиками и объемами транспортируемого многофазного потока скважинной жидкости. То есть в предлагаемой системе используется совокупность определенных направлений потоков, что позволяет регулировать процесс отделения воды, а также степень ее отделения. Все это позволит повысить эффективность отделения воды по сравнению с прототипом, где используется обычный «гравитационный» метод отделения.

Размещение трубопровода отвода нефтяной эмульсию с остаточным газом, соединенным с колонной НКТ, а трубопровода отвода воды - с межтрубным пространством между эксплуатационной и технологической колоннами, обусловлено предлагаемой конструкцией шурфа системы предварительного сброса воды. Это позволяет оптимизировать отходящие потоки без их смешения, а значит также повысить эффективность отделения воды.

Наличие в заявляемой системе пробкоуловителя, в качестве узла предварительного отбора газа, обусловлено тем, что это стандартно выпускаемый аппарат с достаточными для отделения газа технологическими возможностями.

Благодаря тому, что шурф оборудован заглушкой с образованием зумпфа, создается пространство для осаждения механических примесей. Очистка зумфа осуществляется за счет периодических технологических промывок.

Предлагаемая система предварительного сброса воды иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 изображена технологическая схема системы в общем виде; на фиг.2 - конструкция скважинного гидроциклона.

Система содержит сеть сборных трубопроводов 1 многофазной продукции от добывающих скважин 2, напорный трубопровод, обеспечивающий ее транспорт до пробкоуловителя 3. Последний оборудован линией 4 отвода газа и трубопроводом 5 отвода частично дегазированной скважинной жидкости.

В технологическую схему заявляемой системы также входит шурф 6, соединенный с пробкоуловителем 3 посредством трубопровода 5. Т Т Турф 6 оборудован эксплуатационной колонной 7, технологической колонной 8, колонной насосно-компрессорных труб НКТ 9, а также дополнительно - пакером 10, установленным в межтрубном пространстве между технологической колонной 8 и колонной НКТ 9. В колонну НКТ 9 дополнительно вмонтирован скважинный гидроциклон 11, размещенный выше пакера 10 и предназначенный для разделения проходящей через него частично дегазированной скважинной жидкости на нефтяную эмульсию с остаточным газом и воду. При этом нижний конец 12 колонны НКТ 9 размещен в подпакерном пространстве 13.

Трубопровод 5 отвода с пробкоуловителя 3 частично дегазированной скважинной жидкости соединен через устьевую арматуру 14 шурфа 6 с межтрубным пространством 15 между технологической колонной 8 и колонной НКТ 9.

Трубопровод 16 отвода нефтяной эмульсии с остаточным газом соединен с колонной НКТ 9, а трубопровод 17 отвода воды - с межтрубным пространством 18 между эксплуатационной 7 и технологической 8 колоннами.

В качестве скважинного гидроциклона 11 предлагаемая система содержит гидроциклон, например, следующей конструкции (фиг.2), состоящей из корпуса 19 с тангенциальными отверстиями 20 для ввода частично дегазированной скважинной жидкости, из верхнего 21 и нижнего 22 выходных патрубков и из перфорированного патрубка 23, присоединенного к верхнему выходному патрубку 21.

Шурф 6 может быть оборудован заглушкой 24 с образованием зумпфа 25 для осаждения механических примесей.

Работа предлагаемой системы осуществляется следующим образом. Многофазная газоводонефтяная продукция добывающих скважин 2 через групповые замерные установки 26 по сети сборных трубопроводов 1 при давлении 2-3 МПа поступает в пробкоуловитель 3, где происходит сепарация газа. Отсепарированный газ отводится по линии 4 в газосборный коллектор. А частично дегазированная скважинная жидкость посредством трубопровода 5 подается в межтрубное пространство 15 шурфа 6. Трубопровод 5 может быть оборудован специальными технологическими узлами, например, блоком 27 ввода химического реагента (деэмульгатора, ингибитора коррозии), путевым подогревателем 28, обеспечивающими эффективность отделения воды. В шурфе 6 частично дегазированная скважинная жидкость проходит через скважинный гидроциклон 11, где происходит отделение пластовой воды под действием центробежных сил. В зоне верхнего выходного патрубка 21 под действием центробежных сил гидроциклона возникает зона пониженного давления, что обеспечивает эффект флотации нефтяных частиц за счет растворенного газа, а перфорированный патрубок 23 скважинного гидроциклона позволяет минимизировать образование газовых пробок. На выходе верхнего патрубка 21 гидроциклона 11 обеспечивается снижение обводненности нефти до 5÷15% и образовавшаяся нефтяная эмульсия с остаточным газом поступает через устьевую арматуру 14 в трубопровод 16, и далее через узел регулирования с узлом учета (на чертеже не показаны) - в нефтегазосборный коллектор системы сбора и транспорта нефти на дожимную насосную станцию или на установку подготовки нефти.

Отделившаяся пластовая вода с показателями до 40 мг/л по нефтяному числу и 30 мкм механических частиц через нижний выходной патрубок 22 скважинного гидроциклона 11 и колонну НКТ 9 поступает по межтрубному пространству 18 через устьевую арматуру 14 в трубопровод 17, и далее через узел регулирования с узлом учета и низконапорный водовод в систему поддержания пластового давления (ППД) или на блок водоподготовки.

В зумпфе 25 шурфа 6 происходит частичное осаждение механических примесей, которые впоследствии удаляют технологическими промывками.

Таким образом, заявляемая полезная модель обеспечивает высокую эффективность отделения воды.

1. Система предварительного сброса воды, включающая трубопровод подвода многофазной продукции добывающих скважин, соединенный с узлом предварительного отбора газа, который оборудован линией отвода газа и трубопроводом отвода частично дегазированной скважинной жидкости, шурф, соединенный с узлом предварительного отбора газа посредством указанного трубопровода и оборудованный трубной вставкой, патрубком и трубопроводами отвода воды и нефтяной эмульсии с остаточным газом, отличающаяся тем, что шурф дополнительно содержит эксплуатационную колонну, в качестве трубной вставки - технологическую колонну, в качестве патрубка - колонну насосно-компрессорных труб НКТ, а также дополнительно содержит пакер, установленный в межтрубном пространстве между технологической колонной и колонной НКТ, а трубопровод отвода частично дегазированной скважинной жидкости соединен через устьевое оборудование шурфа с указанным межтрубным пространством, при этом нижний конец колонны НКТ размещен в подпакерном пространстве, а в колонну НКТ дополнительно вмонтирован скважинный гидроциклон, размещенный выше пакера и выполненный с возможностью разделения проходящей через него частично дегазированной скважинной жидкости на нефтяную эмульсию с остаточным газом и воду, при этом трубопровод отвода нефтяной эмульсии с остаточным газом соединен с колонной НКТ, а трубопровод отвода воды - с межтрубным пространством между эксплуатационной и технологической колоннами.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве узла предварительного отбора газа она содержит пробкоуловитель.

3. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве скважинного гидроциклона она содержит гидроциклон, состоящий из корпуса с тангенциальными отверстиями для ввода частично дегазированной скважинной жидкости из верхнего и нижнего выходных патрубков и из перфорированного патрубка, присоединенного к верхнему выходному патрубку.

4. Система по п.1, отличающаяся тем, что шурф оборудован заглушкой с образованием зумпфа для осаждения механических примесей.



 

Похожие патенты:

Установка для определения параметров продукции, добываемой из нефтяных скважин предназначена относится к измерительной технике и может быть использована с оборудованием для бурения нефтяных скважин (в том числе, горизонтального бурения нефтяных скважин) для измерения количественных характеристик расхода нефти, нефтяного газа и пластовой воды на объектах нефтедобычи в режиме реального времени.

Поворотный межфланцевый обратный клапан для воды на трубу и трубопровод относится к машиностроению, в частности к запорной арматуре трубопроводных систем. Техническим результатом предложения является повышение надежности демпфирующих узлов, увеличение ресурса работы обратного клапана и возможность применения предлагаемой схемы в обратных клапанах сколь угодно большого диаметра.

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к установкам для предварительного сброса воды и может использоваться при добыче нефти
Наверх