СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОМ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ ИЗ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2025 года по МПК E21B43/12 E21B43/38 B01D17/38 

Изобретение относится к оборудованию нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам для разделения продукции нефтяных скважин на частично обезвоженную нефть и воду при автоматическом управлении процессом сброса воды.

Одним из основных направлений модернизации систем обустройства старых нефтяных месторождений является обеспечение раннего сброса и утилизации пластовых вод, позволяющее сократить объемы перекачки нефте-водяной смеси.

Известен способ регулирования скважины предварительного сброса воды, включающий замер плотностей нефти и воды, подачу сырой нефти с нефтяным газом в скважину, заглушенную пакером по трубной вставке, замер количества подаваемой сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти, определяют количество поступающей обезвоженной нефти, отвод частично обезвоженной нефти и нефтяного газа из затрубного пространства скважины, отвод сбрасываемой воды по внутренней колонне, замер количества сбрасываемой воды, замер давления сырой нефти с нефтяным газом на входе в скважину, давления частично обезвоженной нефти и нефтяного газа на выходе из затрубного пространства скважины и давления сбрасываемой воды на выходе из внутренней колонны, регулирование осуществляют путем изменения площади проходных сечений на входе в скважину, на выходе из затрубного пространства и на выходе из внутренней колонны, например, при помощи задвижек (Шаякберов В.Ф., Латыпов И.А. и др. Технология предварительного кустового сброса воды с использованием выведенных из эксплуатации скважин // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - М., 2011. - №3. - С. 36-37).

Недостатком известного способа является высокая трудоемкость и низкая оперативность процесса управления работой скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретения является способ регулирования процессом предварительного сброса воды из нефтяной скважины, включающий подачу сырой нефти с нефтяным газом по трубной вставке в скважину, заглушенную пакером, замер количества и отвод сбрасываемой воды по внутренней колонне, а также частично обезвоженной нефти и нефтяного газа из затрубного пространства скважины и регулирование количества отвода сбрасываемой воды, обезвоженной нефти и нефтяного газа (RU 2542030 С1). При этом регулирование работой скважины в известном способе осуществляется путем изменения площади проходных сечений на входе в скважину, и/или на выходе из затрубного пространства, и/или на выходе из внутренней колонны, например, при помощи задвижек.

Недостатком известных способов регулирования работы скважины предварительного сброса воды является сложность и трудоемкость процесса управления работой скважины и его недостаточная надежность, вызванная необходимостью использования значительного количества замеряемых параметров фракции в скважине, сказывающейся на эффективности обезвоживания флюида, а также низкой оперативность процесса управления работой скважины и возможностью возникновения гидравлического удара при регулировании работой скважины при помощи задвижек.

Задачей заявляемого технического решения является создание простого способа регулирования работой скважины предварительного сброса воды и повышения эффективности обезвоживания флюида, при обеспечении плавности изменения гидравлических характеристик регулируемых потоков флюида, частично обезвоженной нефти и воды.

Техническим результатом является повышение оперативности и снижение трудоемкости процесса регулирования работой скважины предварительного сброса воды при повышении эффективности обезвоживания флюида.

Технический результат достигается за счет того, что в способе регулирования процессом предварительного сброса воды из нефтяной скважины, в котором подачу сырой нефти с нефтяным газом осуществляют по трубопроводу подвода сырой нефти в трубную вставку в скважину, заглушенную пакером, после заполнения скважины происходит сепарация, осуществляют подъем частично обезвоженной нефти с нефтяным газом вверх по стволу скважины по затрубному пространству, образованному наружной поверхностью трубной вставки и внутренней поверхностью скважины и отвод по трубопроводу отвода нефти, отвод сбрасываемой воды по внутренней колонне путем ее откачки из ствола скважины погружным насосом, осуществляют отвод и замер количества сбрасываемой воды по внутренней колонне, а также частично обезвоженной нефти и нефтяного газа из затрубного пространства скважины и регулирование количества отвода сбрасываемой воды, обезвоженной нефти и нефтяного газа, определяют содержание в сброшенной воде остаточной нефти, задают предел ее максимально допустимого содержания в сброшенной воде, а регулирование количества отвода сбрасываемой воды, обезвоженной нефти и нефтяного газа производят изменением числа оборотов погружного насоса выкачивающего воду через внутреннюю колонну в зависимости от содержания в сброшенной воде остаточной нефти, увеличивая число оборотов погружного насоса при уменьшении содержания в сброшенной воде остаточной нефти и уменьшая число оборотов при увеличении содержания в ней остаточной нефти.

Кроме того, возможны следующие дополнительные приемы способа регулирования работы нефтяной скважины: изменение числа оборотов погружного насоса выкачивающего воду через внутреннюю колонну производится частотными преобразователями станции управления электродвигателями насосов, путем подачи управляющих сигналов от датчика содержания в сброшенной воде остаточной нефти; при регулировании количества отвода сбрасываемой воды, обезвоженной нефти и нефтяного газа проводят замер поступающих в скважину плотностей нефти и воды, замер количества подаваемой сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти, определение количества поступающей обезвоженной нефти, замер количества сбрасываемой воды, ствол скважины разбивают по высоте на два или более участков, замеряют на двух или более участках интегральную обводненность, а также высоту и объемы этих участков, определяют количество обезвоженной нефти на этих участках и сравнивают его с лабораторными данными плотности воды и нефти по данной скважине.

Дополнительно, например по методике (RU 2542030 С1) при регулировании количества отвода сбрасываемой воды, частично обезвоженной нефти и нефтяного газа можно производить замер поступающих в скважину плотностей нефти и воды, замер количества подаваемой сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти, количества поступающей частично обезвоженной нефти, количества сбрасываемой воды. При этом ствол скважины разбивают по высоте на два или более участков, замеряют на двух или более участках интегральную обводненность, на участках замеряют перепад гидростатического давления, а интегральную обводненность на участке определяют по формуле

;

где n_н - интегральная обводненность (объемное влагосодержание сырой нефти); ρ_н - плотность нефти; ρ_в - плотность воды; Δρ_ж - перепад гидростатического давления по столбу жидкости на участке ствола скважины высотой h u g - ускорение свободного падения, высоту и объемы этих участков, и сравнивают его с количеством поступающей в скважину сырой нефти.

Сущность заявляемого способа, возможность его осуществления и использования иллюстрируются описанием процессом регулирования работы скважины предварительного сброса воды и нижеприведенными примерами.

На чертеже представлена схема управления работы нефтяной скважины предварительного сброса воды. Чертеж содержит: 1 – скважина, 2 – пакер, 3 – погружной электронасос, 4 – внутренняя колонна, 5 – трубная вставка, 6 – трубопровод отвода нефти, 7 – трубопровод подвода сырой нефти, 8 – датчик содержания в сброшенной воде остаточной нефти, 9 –датчики уровня сбрасываемой воды.

Заявляемый способ регулирования работы скважины предварительного сброса воды осуществляется следующим образом.

По трубопроводу подвода сырой нефти 7 в трубную вставку 5 поступает сырая нефть с нефтяным газом, которые затем попадают во внутрь скважины 1, заглушенный пакером 2 (чертеж). После заполнения скважины 1 происходит сепарация на частично обезвоженную нефть с нефтяным газом и воду. Частично обезвоженная нефть с нефтяным газом поднимаются вверх по стволу скважины 1 по затрубному пространству, образованному наружной поверхностью трубной вставки 5 и внутренней поверхностью скважины 1 и отводятся по трубопроводу отвода нефти 6. Вода, обладающая большим по сравнению с нефтью удельной плотностью, стекает вниз по стволу скважины 1 и отводится по внутренней колонне 4 за счет ее откачки из ствола скважины 1 погружным насосом 3. При этом регулирование количества отвода сбрасываемой воды, частично обезвоженной нефти и нефтяного газа производится за счет изменения числа оборотов погружного насоса 3, который выкачивает воду через внутреннюю колонну 4 и обеспечивает в скважине 1 в заданном диапазоне высоту столба сбрасываемой воды. Изменение числа оборотов погружного насоса 3 выкачивающего воду через внутреннюю колонну 4 производят в зависимости от содержания в сброшенной воде остаточной нефти, определяемых датчиком 8 содержания в сброшенной воде остаточной нефти, увеличивая число оборотов погружного насоса 3 при уменьшении содержания в сброшенной воде остаточной нефти и уменьшая число его оборотов при увеличении содержания в ней остаточной нефти. Изменение числа оборотов погружного насоса 3 выкачивающего воду через внутреннюю колонну 4 производится частотными преобразователями станции управления электродвигателями насосов, путем подачи управляющих сигналов от датчика 8 содержания в сброшенной воде остаточной нефти.

При регулировании количества отвода сбрасываемой воды, частично обезвоженной нефти и нефтяного газа дополнительно можно проводить замер поступающих в скважину 1 плотностей нефти и воды, замер количества подаваемой сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти, определение количества поступающей частично обезвоженной нефти, замер количества сбрасываемой воды. Для этого ствол скважины 1 разбивают по высоте на один или более участков, замеряют на одном или более участках интегральную обводненность, а также при помощи датчиков 9 высоту и объемы этих участков, определяют количество обезвоженной нефти на этих участках и сравнивают его с лабораторными данными плотности воды и нефти по данной скважине.

Конкретный пример

По трубопроводу подвода сырой нефти в трубную вставку поступал флюид (сырая нефть с нефтяным газом) в количестве 162 м³/сутки, обводненность которого составляла 93%. В скважине, для обеспечения надежного отделения сбрасываемой воды от частично обезвоженного флюида задавалась величина содержания нефти в сбрасываемой воде не более 50 мг/л. Содержание нефти в сбрасываемой воде, определялось установленном на внутренней колонне 4 датчиком 8 определения содержания в сброшенной воде остаточной нефти (чертеж), подающим управляющие сигналы частотными преобразователями станции управления электродвигателями насосов для изменения числа оборотов погружного насоса 3 выкачивающего воду через внутреннюю колонну 4. Использовался электроцентробежный насос (ЭЦН 5-50). Электроцентробежный насос располагался на уровне 10 м над пакером и был присоединен к внутренней колонне 4 с возможностью откачки воды через нее из скважины 1. Замерялись количество сбрасываемой воды и содержание в ней остаточной нефти. При этом дополнительно измерялся диапазон высот столба сбрасываемой воды (табл. 1 и 2).

Таблица 1

№ Содержание нефти в сбрасываемой воде, мг/л Обороты насоса, Гц Количество сбрасываемой воды, м³/сутки 1 26 55 53 2 34 62 58 3 48 69 64

Таблица 2

№ Высота расположения, м Фазовое состояние, Плотность среды, измеренная датчиком, г/см³ 1 26 нефть 53 2 34 нефть +вода 58 3 48 вода 64

Испытания, проведенные в аналогичных условиях (флюид в количестве 162 м³/сутки, с обводненностью 93%.) для прототипа (RU 2542030 С1), показало, что остаточное нефтесодержание сбрасываемой воды составило в среднем от 36 до 53 мг/л, что объясняется низкой оперативностью процесса управления работой скважины, значительной инерционностью реагирования на изменение процессов, происходящих в скважине.

Результаты проведенных исследований показали на возможность использования нетрудоемкого и простого способа регулирования работой скважины предварительного сброса воды за счет поддержания заданного содержания в сброшенной воде остаточной нефти, увеличивая число оборотов погружного насоса при уменьшении содержания в сброшенной воде остаточной нефти и уменьшая число его оборотов при увеличении содержания в ней остаточной нефти, что подтверждает технический результат заявляемого изобретения – повышение оперативности и снижение трудоемкости процесса регулирования работой скважины предварительного сброса воды при повышении эффективности обезвоживания флюида.

Изобретение относится к оборудованию нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду. Способ регулирования процессом предварительного сброса воды из нефтяной скважины включает подачу сырой нефти с нефтяным газом, осуществляемую по трубопроводу подвода сырой нефти, в трубную вставку в скважину, заглушенную пакером. После заполнения скважины происходит сепарация. Осуществляют подъем частично обезвоженной нефти с нефтяным газом вверх по стволу скважины по затрубному пространству, образованному наружной поверхностью трубной вставки и внутренней поверхностью скважины и отвод по трубопроводу отвода нефти. Осуществляют замер количества сбрасываемой по внутренней колонне воды, а также частично обезвоженной нефти и нефтяного газа из затрубного пространства скважины. Осуществляют регулирование количества отвода сбрасываемой воды, обезвоженной нефти и нефтяного газа. Определяют содержание в сброшенной воде остаточной нефти. Задают предел ее максимально допустимого содержания в сброшенной воде. При этом регулирование количества отвода сбрасываемой воды, частично обезвоженной нефти и нефтяного газа производят изменением числа оборотов погружного насоса, выкачивающего воду через внутреннюю колонну, в зависимости от содержания в сброшенной воде остаточной нефти, путем увеличения числа оборотов погружного насоса при уменьшении содержания в сброшенной воде остаточной нефти и уменьшения числа оборотов при увеличении содержания в ней остаточной нефти. Техническим результатом является повышение оперативности и снижение трудоемкости процесса регулирования работой скважины предварительного сброса воды при повышении эффективности обезвоживания флюида. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 1 пр.

1. Способ регулирования процессом предварительного сброса воды из нефтяной скважины, в котором подачу сырой нефти с нефтяным газом осуществляют по трубопроводу подвода сырой нефти в трубную вставку в скважину, заглушенную пакером, после заполнения скважины происходит сепарация, осуществляют подъем частично обезвоженной нефти с нефтяным газом вверх по стволу скважины по затрубному пространству, образованному наружной поверхностью трубной вставки и внутренней поверхностью скважины, и отвод по трубопроводу отвода нефти, отвод сбрасываемой воды по внутренней колонне путем ее откачки из ствола скважины погружным насосом, осуществляют замер количества сбрасываемой воды по внутренней колонне, а также частично обезвоженной нефти и нефтяного газа из затрубного пространства скважины и регулирование количества отвода сбрасываемой воды, обезвоженной нефти и нефтяного газа, определяют содержание в сброшенной воде остаточной нефти, задают предел ее максимально допустимого содержания в сброшенной воде, а регулирование количества отвода сбрасываемой воды, частично обезвоженной нефти и нефтяного газа производят изменением числа оборотов погружного насоса, выкачивающего воду через внутреннюю колонну, в зависимости от содержания в сброшенной воде остаточной нефти, увеличивая число оборотов погружного насоса при уменьшении содержания в сброшенной воде остаточной нефти и уменьшая число оборотов при увеличении содержания в ней остаточной нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что изменение числа оборотов погружного насоса, выкачивающего воду через внутреннюю колонну, производится частотными преобразователями станции управления электродвигателями насосов, путем подачи управляющих сигналов от датчика содержания в сброшенной воде остаточной нефти.

3. Способ по любому из пп.1,2, отличающийся тем, что при регулировании количества отвода сбрасываемой воды, частично обезвоженной нефти и нефтяного газа проводят замер поступающих в скважину плотностей нефти и воды, замер количества подаваемой сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти, определение количества поступающей частично обезвоженной нефти, замер количества сбрасываемой воды, ствол скважины разбивают по высоте на два или более участков, замеряют на двух или более участках интегральную обводненность, а также высоту и объемы этих участков, определяют количество частично обезвоженной нефти на этих участках и сравнивают его с лабораторными данными плотности воды и нефти по данной скважине.