СКВАЖИННЫЙ СЕПАРАТОР Российский патент 2007 года по МПК E21B43/38 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в системе поддержания пластового давления при межскважинной перекачке воды для отделения структурно-капельной нефти от добываемой продукции водозаборной скважины, перешедшей из категории бывшей нефтедобывающей из-за обводнения продуктивного пласта.

Известен скважинный песочный сепаратор, включающий корпус, состоящий из секций, размещенных одна над другой, переводники, соединяющие секции, канал для подачи жидкости в сепаратор, трубки для нисходящего потока и ловильные камеры. В сепараторе секции подключены последовательно. Переводники выполнены с продольными каналами для восходящего потока и поперечными каналами. Эти каналы в нижнем двустороннем переводнике сообщены с межтрубным пространством между обсадной колонной скважины и корпусом сепаратора, а в промежуточных переводниках - с продольными каналами ниже расположенного переводника. В ловильных камерах сечение межтрубного пространства для восходящего потока выполнено большим, чем сечение трубок для нисходящего потока (патент РФ №2191261, кл. Е 21 В 43/38, опубл. 20.10.2002).

Известный сепаратор обеспечивает повышение надежности работы и срока службы скважинного насоса за счет отделения песка. Однако сепаратор не обеспечивает качественного отделения нефти от воды

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является установка для разделения скважинного флюида, включающая разделительную камеру, в которой расположен статический сепаратор для отделения воды от нефти, включающий впускное отверстие для приема скважинного флюида из впускного участка скважины под разделительной камерой, выпускное отверстие для обогащенного нефтью компонента, открывающееся в участок скважины над разделительной камерой, и выпускное отверстие для обогащенного водой компонента, открывающееся в спускной участок скважины под разделительной камерой, причем высота разделительной камеры больше толщины прослоя дисперсии, который образуется в ней при нормальных эксплуатационных условиях (заявка на изобретение РФ №2003103440/03, кл. Е 21 В 43/38, опубл. 20.07.2004 - прототип).

Известное устройство обеспечивает разделение нефти и воды при достаточно больших соотношениях нефти и воды в составе пластового флюида и не обеспечивает отделение малых объемов нефти от больших объемов воды.

В предложенном изобретении решается задача отделения малых объемов нефти от больших объемов воды.

Задача решается тем, что скважинный сепаратор, включающий разделительную камеру, выпускное отверстие для нефти над разделительной камерой и выпускное отверстие для воды под разделительной камерой, согласно изобретению в качестве разделительной камеры использует нижнюю часть скважины, ограниченную обсадной колонной и разделительной манжетой, которая установлена на хвостовике, прикрепленном к погружному электродвигателю электроцентробежного насоса, подвешенного в скважине на колонне насосно-компрессорных труб, хвостовик в нижней части под разделительной манжетой снабжен ограничителем, а в верхней части над разделительной манжетой - выпускным отверстием для воды, при этом в качестве выпускного отверстия для нефти использована отводящая трубка с окнами и патрубками для сообщения пространства под разделительной манжетой и пространства выше приема электроцентробежного насоса, на хвостовике ниже разделительной манжеты размещен кожух в виде стакана с возможностью вертикального перемещения вдоль хвостовика, причем кожух имеет направляющие, выполненные в виде муфт с возможностью контактирования с ограничителем хвостовика, и с внутренней поверхностью стенки обсадной колонны при помощи его наружных подпружиненных сухариков.

На фиг.1 представлен заявленный скважинный сепаратор; на фиг.2 - продольный разрез соединительной муфты кожуха-стакана.

Сепаратор содержит хвостовик 1 с разделительной манжетой 2 и ограничителем 3, подсоединенный к нижней части погружного электродвигателя 4 электроцентробежного насоса 5 со сливным - обратным клапаном 6, установленным на колонне насосно-компрессорных труб 7. Выше разделительной манжеты 2 хвостовик 1 имеет канал 8, сообщающий его внутреннюю полость с приемом электроцентробежного насоса 5, а ниже разделительной манжеты 2 с наружной стороны хвостовик 1 снабжен кожухом в виде стакана (кожух-стакан) 9 с направляющими 10, имеющим возможность вертикально перемещаться по хвостовику 1. Во внутренней полости хвостовик 1 имеет отводящую трубку 11 с окнами 12 для перепуска накопленной под манжетой 2 нефти выше приема электроцентробежного насоса 5 через патрубки 13. Собранное внутрискважинное оборудование спускают в обсадную колонну 14 скважины 15, межтрубное пространство которой на устье обвязано нефтепроводом 16, а выкидная линия соединена с водопроводом 17. Кожух-стакан 9, концентрично расположенный в обсадной колонне 14, с помощью срезного штифта 18 зафиксирован на хвостовике 1 (см. фиг.2). На муфте 19 кожуха-стакана 9, собранного из коротких тонкостенных труб, размещены боковые подпружиненные сухарики 20, выполненные направлением вверх и контактирующие с внутренней поверхностью стенки обсадной колонной 14.

Скважинный сепаратор работает следующим образом.

При спуске электроцентробежного насоса 5 в компоновке со скважинным сепаратором в скважину разделительная манжета 2 находится в кожухе-стакане 9, нижний торец хвостовика 1 при этом упирается в дно кожуха-стакана 9, который с помощью срезного штифта 18 зафиксирован на хвостовике 1, а подпружиненные сухарики 20 муфты 19, контактируя со стенкой обсадной колоны 14, скользят вниз.

При достижении необходимой глубины колонну насосно-компрессорных труб 7 приподнимают на длину одной трубы. При этом за счет контакта боковых подпружиненных сухариков 20, выполненных направлением вверх и размещенных на муфтах 19 кожуха-стакана 9, с внутренней поверхностью обсадной колонны 14 кожух-стакан 9, срезая штифт 18, перемещается вниз до ограничителя 3 и освобождает эластичную разделительную манжету 2, которая в раскрытом состоянии перекрывает кольцевое пространство обсадной колонны 14 ниже погружного электродвигателя 4. При этом разделительная манжета 2 не испытывает нагрузки от перепада давления, поскольку над и под ней давление практически одинаково.

В процессе работы электроцентробежного насоса 5 восходящий поток воды с нефтяными каплями, проходя в зазоре между кожухом-стаканом 9 и обсадной колонной 14, за счет сужения кольцевого пространства приобретет повышенную скорость движения, что приводит к возрастанию числа взаимных столкновений капель нефти друг с другом, способствующих слиянию и укрупнению нефтяных капель, а также слипанию их с пузырьками газа, обуславливающему увеличение скорости всплытия их в воде. Поскольку нефть обладает свойствами поверхностно-активных веществ, захват ее капли сопровождается растеканием частиц нефти (подъемом) под действием поверхностных сил по поверхности газового пузырька. Далее восходящий поток, попав в кольцевую зону под разделительной манжетой 2, резко снижет скорость, а нефтяные капли за счет скорости всплытия и подъемной силы газовой флотации накапливаются под разделительной манжетой 2. Отделение нефтегазового пузырька от воды происходит за счет того, что скорость потока воды, направленного в кожухе-стакане 9 вниз к башмаку хвостовика 1, меньше скорости всплытия капель нефти с газом в воде. Очищенная от нефти добываемая вода через кожух-стакан 9 поступает в хвостовик 1 и далее через канал 8 попадает на прием насоса 5, а нефть с газом через окна 12 и патрубок 13 отводится выше приема насоса и далее накапливается в межтрубном пространстве скважины 15. В процессе эксплуатации добываемая вода из скважины-донора (водозаборной) по выкидной и водопроводной линии закачивается в нагнетательные скважины. При этом одновременно происходит процесс накопления нефти в межтрубном пространстве скважины 15 и водонефтяной раздел со временем приближается к приему насоса 5.

При заполнении межтрубного пространства скважины от динамического уровня жидкости до сливного - обратного клапана 6 установку отключают. Время заполнения межтрубного пространства нефтью рассчитывают или определяют экспериментально. При этом сливной - обратный клапан 6 открывается (используется известное скважинное клапанное устройство по патенту РФ №2150575), и трубное пространство сообщается с межтрубным. Далее открывают секущую задвижку на нефтепроводе 16 и нефть из затрубного пространства вытесняется в нефтепровод обратным потоком воды из водопровода 17 по насосно-компрессорным трубам 7, либо за счет излива воды из нагнетательных скважин (давление в водопроводе обычно на порядок выше, чем в нефтепроводе), либо путем прямой промывки при помощи насосного агрегата. Если нагнетательные скважины-акцепторы данной скважины-донора имеют неиспользуемые водопроводы от кустовой насосной скважины, их также можно использовать для создания обратного потока воды в скважину-донор. По отобранным пробам в нефтепроводе определяют окончание процесса вытеснения нефти, после чего запускают установку скважины-донора и закрывают секущую задвижку на нефтепроводе 16.

Осуществление внутрискважинного разделения нефти и воды с периодической откачкой накопленной нефти из затрубного пространства 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.

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в системе поддержания пластового давления при межскважинной перекачке воды для отделения структурно-капельной нефти от добываемой продукции водозаборной скважины, перешедшей из категории бывшей нефтедобывающей из-за обводнения продуктивного пласта. Обеспечивает отделение малых объемов нефти от больших объемов воды. Сущность изобретения: устройство включает разделительную камеру и выпускное отверстие для воды под разделительной камерой. В качестве разделительной камеры использует нижнюю часть скважины, ограниченную обсадной колонной и разделительной манжетой, которая установлена на хвостовике, прикрепленном к погружному электродвигателю электроцентробежного насоса, подвешенного в скважине на колонне насосно-компрессорных труб. Хвостовик в нижней части под разделительной манжетой снабжен ограничителем, а в верхней части над разделительной манжетой - выпускным отверстием для воды. В качестве выпускного отверстия для нефти использована отводящая трубка с окнами и патрубками для сообщения пространства под разделительной манжетой и пространства выше приема электроцентробежного насоса. На хвостовике ниже разделительной манжеты размещен с возможностью вертикального перемещения вдоль хвостовика кожух в виде стакана с направляющими, имеющими возможность контактирования с ограничителем хвостовика, и со стенками внутренней поверхности обсадной колонны скважины при помощи боковых подпружиненных сухариков. 2 ил.

Скважинный сепаратор, включающий разделительную камеру, выпускное отверстие для нефти над разделительной камерой и выпускное отверстие для воды под разделительной камерой, отличающийся тем, что в качестве разделительной камеры использована нижняя часть скважины, ограниченная обсадной колонной и разделительной манжетой, которая установлена на хвостовике, прикрепленном к погружному электродвигателю электроцентробежного насоса, подвешенного в скважине на колонне насосно-компрессорных труб, хвостовик в нижней части под разделительной манжетой снабжен ограничителем, а в верхней части над разделительной манжетой - выпускным отверстием для воды, при этом в качестве выпускного отверстия для нефти использована отводящая трубка с окнами и патрубками для сообщения пространства под разделительной манжетой и пространства выше приема электроцентробежного насоса, на хвостовике ниже разделительной манжеты размещен кожух в виде стакана с возможностью вертикального перемещения вдоль хвостовика, причем кожух имеет направляющие, выполненные в виде муфт с возможностью контактирования с ограничителем хвостовика и с внутренней поверхностью стенки обсадной колонны при помощи его наружных подпружиненных сухариков.