способ внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси. Внутрискважинная сепарация нефти


Способ внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси

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.

www.findpatent.ru

Способ внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси

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.

Формула изобретения

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.

bankpatentov.ru

способ внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси - патент РФ 2481471

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.

Рисунки к патенту РФ 2481471

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.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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.

www.freepatent.ru

СПОСОБ ВНУТРИСКВАЖИННОЙ СЕПАРАЦИИ ВОДОГАЗОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ

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.

edrid.ru

Внутрискважинная деэмульсация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Внутрискважинная деэмульсация

Cтраница 1

Внутрискважинная деэмульсация благотворно влияет на последующие сбор и подготовку нефти, благодаря возможности путевого сброса воды, улучшения сепарации газа, снижению давления в трубопроводах и общего расхода деэмульгаторов.  [1]

Для увеличения эффективности внутрискважинной деэмульсации авторами [81] предложена технология закачки реагента в призабойную зону скважин с высокоэмульгированной нефтью, в которой продуктивность пласта значительно снижается.  [2]

Из рассмотренных способов внутрискважинной деэмульсации наибольшее распространение получила подача реагента на забой скважины при газлифтном способе эксплуатации, так как при этом возможна централизация подачи реагента в нескольких пунктах по месторождению. Другие способы имеют ограниченное применение из-за трудности обслуживания разбросанных по месторождению многочисленных пунктов подачи реагента.  [3]

Описан способ осуществления внутрискважинной деэмульсации. Доказана возможность практического использования дозаторов из пористых керамических материалов. Найден новый путь осуществления внутрискважинной деэмульсации.  [4]

В заключение укажем, что внутрискважинная деэмульсация, разработанная бакинскими нефтяниками, является высокоэффективным мероприятием для повышения продуктивности компрессорных скважин, в которых наблюдается образование стойкой эмульсии.  [5]

Одна из схем установки для внутрискважинной деэмульсации нефти изображена на фиг.  [6]

Нами был предложен новый способ осуществления внутрискважинной деэмульсации. Сущность способа заключается в том, что дозатор устанавливается непосредственно в скважине у насоса. Дозатор представляет собой емкость с полупроницаемыми стенками из керамического материала, заполненную деэмульга-тором.  [7]

Для установления возможности применения углеводородных растворителей при внутрискважинной деэмульсации исследовали реагенты НЧК, диссолван, Азербайджан-2, пироконденсат, КОН47 - 88 и отработанный керосин.  [8]

При добыче высоковязких водонефтяных эмульсий известен метод внутрискважинной деэмульсации, эффективность его применения не вызывает сомнения. Однако использование этого метода в широких масштабах в настоящее время сдерживается рядом объективных причин. Прежде всего несовершенны техника и технология, используемые для внутрискважинной деэмульсации.  [10]

Вместе с тем следует отметить, что метод внутрискважинной деэмульсации нефти требует дополнительного обслуживания скважины и размещения технических средств дозировки, что является частично сдерживающим фактором его применения.  [11]

Если при образовании эмульсий нагнетание ПАВ позволяет проводить внутрискважинную деэмульсацию, то для эффективного лифтирования аномально вязких нефтей прибегают к систематической закачке в затрубное пространство растворителя или растворов ПАВ, понижающих вязкость нефти. Добавление растворителя в объеме 10 - 15 % от дебита скважины многократно снижает вязкость добываемой нефти.  [12]

Хорошие результаты по получению чистой нефти из скважин дает внутрискважинная деэмульсация. Сущность метода заключается в том, что в кольцевое пространство вместе с сжатым воздухом подается жидкий деэмульгатор, предотвращающий образование эмульсии. Добавка 1 - 2 % его хорошо разрушает даже наиболее стойкие эмульсии.  [14]

Петрушев-с к и и Е. И. Влияние деэмульгаторов на работу компрессорного подъемника при внутрискважинной деэмульсации.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru