EA003315B1 - Система для добычи обезвоженной нефти из подземного месторождения - Google Patents

Abstract

Система для добычи обезвоженной нефти из подземного месторождения (2), содержащая принимающую скважину (7), имеющую горизонтальную или наклонную секцию (10) для первичного разделения нефти и воды скважинной текучей среды; систему (12) выведения воды (12), имеющую верхний по течению конец (13), способный в процессе нормальной эксплуатации принимать текучую среду из нижней области (14) нижней по течению части (9) принимающей скважины (7), вторичный подземный сепаратор 18 для разделения нефти и воды, имеющий верхний по течению конец (19), способный принимать в процессе нормальной эксплуатации текучую среду из верхней области (20) нижней по течению части (9) принимающей скважины (7), причем вторичный сепаратор имеет выходное отверстие (21) для обезвоженной нефти, сообщенное с входным отверстием (5) эксплуатационной скважины, и выходное отверстие (22) для обогащенного водой компонента, сообщенное с системой (12) выведения воды.

Description

Настоящее изобретение относится к системе для добычи обезвоженной нефти из подземного месторождения.

В описании и в формуле изобретения выражение «скважинная тягучая среда» используется для обозначения текучей среды, содержащей жидкие нефтепродукты и воду, поступающие в систему в соответствии с настоящим изобретением из подземного месторождения. Далее жидкие нефтепродукты будут называться просто нефтью.

Настоящее изобретение относится в частности к системе, в которой скважинная текучая среда может разделяться под землей таким образом, что на поверхность поступает нефть, обезвоженная под поверхностью земли. Следует понимать, что поверхность также может представлять собой дно моря.

Публикация международной патентной заявки № XVО 98/41304 раскрывает систему для добычи нефти из подземного месторождения в соответствии с преамбулой п.1 формулы изобретения, содержащую эксплуатационную скважину, спускающуюся вниз с поверхности земли и имеющую входное отверстие под поверхностью земли, принимающую скважину, проходящую в подземное месторождение, способную принимать из него скважинную текущую среду и имеющую нижнюю часть, содержащую, по существу, горизонтальную секцию и систему выведения воды, имеющую верхний по течению конец, принимающий текущую среду из нижней области горизонтальной секции, причем входное отверстие эксплуатационной скважины приспособлено для прохождения текучей среды из верхней области горизонтальной секции.

В процессе обычной эксплуатации известной системы поток скважинной текучей среды выбирают таким образом, что текучая среда разделяется в горизонтальной секции. В верхней и нижней области горизонтальной секции формируются слои текучей среды, и между слоями образуется граница раздела. Около нижнего по течению конца горизонтальной секции текучая среда, протекающая в нижней области, представляет собой богатый водой компонент, и текучая среда, протекающая в верхней области, представляет собой богатый нефтью компонент скважинной текучей среды. Богатый нефтью компонент доставляют на поверхность, и оставшийся обогащенный водой компонент удаляют. Выборочно богатую водой фазу подвергают дальнейшей стадии очистки.

Известная система обеспечивает лишь одноразовое удаление большей части воды. Для получения, по существу, обезвоженной нефти с такой концентрацией воды, которая настолько низкая, что допускает транспортировку по трубопроводу, известная система, дополнительно содержит сепаратор для разделения нефти и воды на поверхности земли. Кроме того, в пуб ликации раскрыто, что для такого одноразового удаления большей части воды уровень границы раздела должен поддерживаться в узких пределах.

Известная система, не только направлена на одноразовое удаление большей части воды, но она также направлена на достижение низкой концентрации нефти в богатом водой компоненте, и если необходимо, это осуществляется ценою более высокой концентрации воды, полученной нефти.

Автор заявки рассматривает поведение смеси нефти и воды при их разделении, используя собственную модель. Расчеты модели, результаты которых обсуждаются ниже со ссылками на фиг.1, 2, выявляют, что при реальных условиях эксплуатации в горизонтальных скважинах (включая скорость потока скважинной текучей среды, длину и диаметр горизонтальной секции), концентрация воды в богатом нефтью компоненте является значительной. На практике требуется обезвоживание полученной нефти перед ее транспортировкой из рентабельно эксплуатируемой скважины, например, по трубопроводу.

Исходя из этого видно, что для достижения результатов, показанных на фиг. 2, 3 вышеуказанной публикации международной патентной заявки, должны использоваться нереальные условия эксплуатации.

Патент Великобритании № 2326895 А раскрывает устройство для добычи текучей среды, содержащей углеводороды и воду из подземного месторождения, при использовании единственного этапа подземного разделения для сокращения разделительного оборудования на поверхности земли. Устройство содержит наклонную секцию скважины, где выполнены, по крайней мере, два раздельных пути для потоков текучей среды, разделенные перегородками, трубами или им подобными. Текучая среда, полученная из части, обогащенной углеводородами в этой секции скважины, непосредственно выкачивается на поверхность, и текучая среда, полученная из части, обогащенной водой в этой секции скважины, может вводиться обратно в месторождение. По крайней мере, один насос при эксплуатации контролируется детектором, который размещен вблизи от средств разделения.

Целью настоящего изобретения является создание системы для добычи нефти из подземного месторождения, в которой нефть может быть обезвожена перед поступлением на поверхность, так что концентрация воды в добытой нефти достаточно низкая, так что не требуется дальнейшего ее обезвоживания на поверхности земли перед транспортировкой из рентабельно эксплуатируемой скважины.

Другой целью настоящего изобретения является создание системы для добычи нефти, которая может быть использована при реальных условиях эксплуатации.

Еще одной целью изобретения является создание системы для подземного разделения скважинной текучей среды, которая проста в эксплуатации, надежна и эффективна.

С этой целью в соответствии с настоящим изобретением создана система для добычи обезвоженной нефти из подземного месторождения, содержащая эксплуатационную скважину, спускающуюся вниз с поверхности земли и имеющую входное отверстие под поверхностью земли, принимающую скважину, проходящую в подземное месторождение, способную принимать из него скважинную текучую среду и имеющую нижнюю по течению часть, содержащую, по существу, горизонтальную или наклонную секцию для первичного разделения скважинной текучей среды на нефть и воду, и систему выведения воды, имеющую верхний по течению конец, принимающий скважинную текучую среду из нижней области нижней по течению части принимающей скважины при нормальной эксплуатации, и вторичный подземный сепаратор для разделения нефти и воды, отличающаяся тем, что вторичный подземный сепаратор имеет верхний по течению конец, способный в процессе нормальной эксплуатации принимать текучую среду из верхней секции нижней по течению части принимающей скважины и имеющий выходное отверстие для обезвоженной нефти, сообщенное с входным отверстием эксплуатационной скважины, и выходное отверстие для обогащенного водой компонента, сообщенное с системой выведения воды.

Настоящее изобретение основано на понимании, которого добились авторы заявки при использовании собственной модели, что скважинная текучая среда, протекающая, по существу, в горизонтальной или наклонной секции скважины разделяется при реальных условиях эксплуатации, так что около нижнего по течению конца горизонтальной или наклонной секции концентрация воды (% по объему) в верхнем, богатом нефтью компоненте значительно больше, чем концентрация нефти (% по объему) в нижнем, богатом водой компоненте. В частности обнаружено, что богатый нефтью компонент при реальных условиях эксплуатации содержит более 10% по объему воды. Богатый водой компонент может иметь концентрацию нефти от 0,01 до 0,1 % по объему. В описании и формуле изобретения выражение «верхняя область» и «нижняя область» используется в связи с горизонтальной секцией и относится к пространству выше горизонтальной плоскости, разделяющей горизонтальную секцию, и данные выражения также относится к области такой же формы при их использовании в отношении наклонной секции. Выражение «по существу горизонтальная секция» используется с целью признания того факта, что направленное подземное бурение на практике может привести к отклонению от предусмотренного горизонтального направления. Наклонная секция представляет собой секцию скважины, которая не является, по существу, горизонтальной, и может иметь угол отклонения от горизонтальной плоскости до 80°, причем секция скважины отклонена вверх в своей верхней по течению части, в которой протекает скважинная текучая среда.

Настоящее изобретение далее описано с помощью более детального рассмотрения примеров со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:

фиг. 1 изображает первый результат расчета модели разделения скважинной текучей среды в горизонтальной трубе;

фиг. 2 показывает второй результат расчета модели разделения жидкости скважины в горизонтальной трубе;

фиг. 3 схематично показывает первый вариант выполнения настоящего изобретения;

фиг. 4 схематично показывает второй вариант выполнения настоящего изобретения;

фиг. 5 схематично показывает третий вариант выполнения настоящего изобретения;

фиг. 6 схематично показывает четвертый вариант выполнения настоящего изобретения;

фиг. 7 схематично показывает вариант выполнения, представляющий статичный сепаратор, подходящий для использования в качестве вторичного разделителя в настоящем изобретении;

фиг. 8 схематично изображает деталь статичного сепаратора, показанного на фиг. 7.

На фиг. 1 представлены результаты расчета, выполненного с использованием модели, разработанной автором заявки. Фиг. 1 показывает для смеси нефть/вода, протекающей в горизонтальной трубе, рассчитанную концентрацию воды (проценты по объему) в богатом нефтью компоненте в верхней области на конце горизонтальной трубы (ордината), как функцию длины горизонтальной трубы в метрах (абсцисса).

Расчеты проводились с использованием собственной модели, которая позволяет установить параметры, характеризующие разделение потока смеси нефть/вода в горизонтальных трубах на верхний, богатый маслом компонент и нижний, богатый водой компонент. Модель вводит в расчет ряд входящих параметров, включая вязкости и скорости потоков нефти и воды, диаметр трубы, исходный размер капли. Модель экспериментально изменялась в полевых условиях в горизонтальных трубах.

Для применения настоящего изобретения входящие параметры для расчетов выбраны таким образом, что они являются типичными и попадают в границы реальных условий эксплуатации. Выбранные входящие параметры включают плотность масла 790 кг/м³, вязкость масла мПа/с, скорость потока 2000 м³/день, диаметр трубы 0,23 м, полную концентрацию воды в смеси 50% по объему, исходный размер капли воды 50 мкм.

Как становится ясно, исходя из фиг.1, концентрация воды в компоненте, богатом нефтью, понижается с повышением длины горизонтальной трубы. Модель указывает, что при длине 1000 м богатый нефтью компонент содержит примерно 12% воды по объему.

Для других результатов расчетов модели приводятся ссылки на фиг. 2. Фиг. 2 показывает для протекающей в горизонтальной трубе смеси нефть/вода рассчитанную концентрацию (% по объему) богатого нефтью компонента в верхней области на конце горизонтальной трубы, имеющей длину 1000 м (ордината), как функцию вязкости масла в мПа/с (абсцисса), для скоростей потока 1000 м³/день (кривая 1), 1600 м³/день (кривая 2) и 2000 м³/день (кривая 3). Другие входящие параметры такие же, какие использовались для расчета фиг. 1.

На фиг. 3 показана система 2 для добычи обезвоженной нефти из подземного месторождения 2, содержащая эксплуатационную скважину 3, спускающуюся вниз с поверхности земли и имеющую входное отверстие 5 под поверхностью 4 и выходное отверстие 6, снабженное оборудованием 6а устья скважины на поверхности 4.

Система, кроме того, содержит принимающую скважину 7, проходящую в подземное месторождение и способную принимать скважинную текучую среду через средство 8 входного отверстия. Нижняя по течению часть 9 принимающей скважины 7 содержит, по существу, горизонтальную секцию 10, где в процессе нормальной эксплуатации происходит первичное разделение скважинкой текучей среды. Принимающая скважина 7 соединена в месте 11 пересечения с эксплуатационной скважиной 3 выше входного отверстия 5.

Кроме того, система 12 выведения воды имеет верхний по течению конец 13, приспособленный для принятия в процессе нормальной эксплуатации текучей среды из верхней области 14 нижней по течению части принимающей скважины 7.

Внутри или около верхнего по течению конца 13 и/или места пересечения 11 выборочно располагают водосливы, отверстия, разделители, упаковщики и им подобные (не показаны) управления и сохранения разделения потоков жидких компонентов.

Систему 12 выведения воды в этом варианте располагают на протяжении нисходящего продолжения эксплуатационной скважины 3 ниже месте 11 пересечения, где поперечное сечение продолжения скважины может отличаться от такого же эксплуатационной скважины 3. Кроме того, система 12 выведения воды имеет вход 15 для принятия богатого водой компонента, и насос 16 для выведения текучей среды из системы 12 выведения воды в секции 17 скважины ниже по течению от насоса 16. Секция 17 скважины сконструирована для обеспечения удобного выведения текучей среды из системы выведения воды в подземное месторождение (не показано), и секция 17 скважины, кроме того, обеспечивается средствами для предупреждения обратного потока.

Дополнительно используется вторичный подземный сепаратор 18 для разделения нефти и воды, имеющий на своем верхнем по течению конце входное отверстие 19, принимающее в процессе нормальной эксплуатации текучую среду из верхней области 20 нижней по течению части 9 принимающей скважины 7. Сепаратор 18 имеет выходное отверстие 21 для обезвоженной нефти, сообщенное с входным отверстием 5 эксплуатационной скважины 3, и выходное отверстие 22 для обогащенного водой компонента, сообщенное посредством трубы 23 с отверстием 15 в системе 12 выведения воды. Сепаратор в этом варианте установлен в секции эксплуатационной скважины 3, расположенной выше места 11 пересечения таким образом, что сепаратор может не пересекаться в процессе нормальной эксплуатации. Секция эксплуатационной скважины 3, в которой установлен сепаратор 18, может быть стволом скважины, расширенным буровым расширителем.

В процессе нормальной эксплуатации системы 1 в соответствии с вариантом воплощения, показанным на фиг. 3, скважинная текучая среда, поступающая через входное отверстие 8 принимающей скважины 7, протекает в нижнюю по течению часть 9, включая горизонтальную секцию 10, и разделяется. Слои текучей среды образуются в верхней и нижней областях верхней по течению части 9 принимающей скважины 7, и между слоями образуется граница раздела (не показана). Около нижнего по течению конца принимающей скважины 7 текучая среда, протекающая в нижней области 14, представляет собой богатый водой компонент, и текучая среда, протекающая в верхней области 20, представляет собой богатый нефтью компонент скважинной текучей среды. Поток скважинной текучей среды разделяется в этом первичном сепараторе до такой степени, что богатый водой компонент имеет существенно низкую концентрацию нефти.

Богатый водой компонент входит в систему 12 выведения воды в верхнем конце 13 около места 11 пересечения.

Богатый нефтью компонент попадает во вторичный сепаратор 18 через входное отверстие 19 и разделяется на обезвоженную нефть, содержащую обычно менее 10% по объему воды, предпочтительно менее 2% по объему, более предпочтительно менее 0,5% по объему воды, и обогащенный водой компонент, который может содержать от 0,01% по объему до 0,1% по объему нефти. Эффективность разделения отчасти зависит от вида используемого сепаратора.

Обезвоженная нефть покидает сепаратор 18 через выходное отверстие 21 и протекает через входное отверстие 5 в эксплуатационную скважину 3 и далее на поверхность 4, где она выводится из системы 1 через оборудование 6а устья скважины на выходном отверстии 6. Богатый водой компонент покидает сепаратор через выходное отверстие 22 и трубу 23 и смешивается в отверстии 15 с богатым водой компонентом с образованием воды без нефти в системе 12 выведения воды. В процессе нормальной эксплуатации система 12 выведения воды наполняется до определенного уровня воды (не показано) водой без нефти. Вода без нефти выводится через секцию 17 насосом 16.

Как становится ясно из приведенного выше описания системы, показанной на фиг. 3, конкретные преимущества настоящего изобретения состоят в том, что скважинная текучая среда разделяется на нефть без воды и воду без нефти. В данном случае вода без нефти выводится в подземное месторождение, а система в соответствии с изобретением доставляет на поверхность только обезвоженную нефть.

Искривление секции скважины между, по существу, горизонтальной секцией 10 и местом 11 пересечения сконструировано так, что качество разделения существенно не ухудшается.

На фиг. 4 схематически показан другой вариант выполнения настоящего изобретения. Те части, которые сходны с частями, описанными со ссылкой на фиг. 3, обозначаются теми же ссылочными номерами. Система 100 представляет собой развитие системы 1, показанной на фиг. 3, дополнительно включающее соединительную скважину 101. Соединительная скважина 101 в этом варианте соединена с принимающей скважиной 7 в точке 102 пересечения около нижнего по течению конца 103, по существу, горизонтальной секции 10, и системой 12 выведения воды 12 в точке пересечения 106 ниже мест 11 пересечения. Входное отверстие соединительной скважины 101 расположено в точке 102 пересечения таким образом, чтобы принимать жидкость из нижней области 14, и выходное отверстие соединительной скважины 101 расположено в точке 106 пересечения и сообщено с системой выведения воды.

Патент США № 4390067 раскрывает систему скважин, включающую, по крайней мере, две скважины, спускающиеся вниз с поверхности земли и соединенные, по крайней мере, одной горизонтальной скважиной.

В процессе нормальной работы системы

100 богатый водой компонент не входит в систему выведения воды через место 11 пересечения. У этого конца выборочно может устанавливаться упаковщик 108, располагаемый ниже места 11 пересечения, который имеет удобное отверстие для трубы 23, соединяющей выходное отверстие 22 с отверстием 15.

Фиг. 5 схематически показывает третий вариант выполнения настоящего изобретения. Те части, которые сходны с частями, описанными со ссылкой на фиг. 3, обозначаются теми же ссылочными номерами. Система 200, показанная на фиг. 5, отличается от системы 1, показанной на фиг. 3, тем, что система выведения 202 воды содержит скважину 204 выведения воды, которая сконструирована как ответвление принимающей скважины 7. Соединение 206 скважин 7 и 204 расположено около выходного отверстия, по существу, горизонтальной секции 10 нижней части 9 принимающей скважины 7.

В процессе нормальной эксплуатации скважинная текучая среда подвергается первичному разделению, по существу, в горизонтальной секции 10 и входит, проходя через место 206 пересечения около нижнего по течению конца горизонтальной секции, в секцию 208, имеющий нижнюю область 209. Нижняя область 209 получает богатый водой компонент из нижней области 14 нижней по течению части 9 получающей скважины 7.

В процессе нормальной эксплуатации богатый нефтью компонент скважинной текучей среды протекает в слой в верхней области 210 секции 208 и затем через изогнутую вверх секцию 212. Из секции 212 скважины он попадает во вторичный сепаратор 18 для разделения нефти и воды через входное отверстие 19. В сепараторе 18 богатый нефтью компонент разделяется на обезвоженную нефть и богатый водой компонент. Обезвоженная нефть покидает сепаратор 18 через выходное отверстие 21, проходит во входное отверстие 5 эксплуатационной скважины 3 и затем на поверхность 4, где она выводится из системы 200 через оборудование 6а устья скважины выходного отверстия 6. Богатый водой компонент покидает сепаратор через выходное отверстие 22 и протекает через трубу 23 в отверстие 15, расположенное в верхней области 209 секции 208. Там обогащенный водой компонент смешивается с богатым водой компонентом с образованием воды без нефти.

Через трубу 216, имеющую входное отверстие 217, помещенное в нижней области 209, вода без нефти принимается системой выведения воды 202. С помощью насоса 16 вода без нефти прокачивается через скважину 204 выведения воды и выводится через выходное отверстие 218 в подземное месторождение 220.

На фиг. 6 схематически показан четвертый вариант выполнения настоящего изобретения. Те части, которые сходны с частями, описанными со ссылкой на фиг. 3, обозначаются теми же ссылочными номерами. Система 300, показанная на фиг. 6, отличается от системы, показанной на фиг. 3, по конструкции вторичного сепаратора для разделения нефти и воды и системы выведения воды.

Вторичный сепаратор 18 системы 300 установлен в секции расширенного ствола скважины нижнего конца эксплуатационной скважины 3. Сепаратор 18 предназначен для приема через входное отверстие 18 текучей среды из верхней области 302 горизонтальной секции 10 нижней по течению части 9 принимающей скважины 7. Сепаратор 18 расположен около нижнего по течению конца 303 горизонтальной секции 10. Сепаратор 18, кроме того, имеет выходное отверстие 21 для обезвоженной нефти, сообщенное с входным отверстием 5 эксплуатационной скважины 3, и выходным отверстием 22 для обогащенного водой компонента. Выходное отверстие 22 соединено посредством трубы 23 с отверстием 15, выполненным в нижней области 304 горизонтальной секции 10 около нижнего по течению конца 303 горизонтальной секции 10.

Система 305 выведения воды в этом варианте содержит скважину 306 выведения воды, которая имеет наклон в направлении потока текучей среды. Скважина 306 выведения воды имеет входное отверстие 310 на своем верхнем конце, соединенное с нижним по течению концом 303 горизонтальной секции 10. Наклон скважины 306 выведения воды выбирают таким образом, чтобы входящий наслаивающийся поток существенно не нарушался.

В нижней по течению части скважины 306 выведения воды в положении ниже самого нижнего уровня горизонтальной секции 10, установлен насос 16 для выведения воды без нефти через выходное отверстие 312 в подземное месторождение 315, и кроме того используются средства для предупреждения обратного потока воды (не показаны).

В процессе нормальной эксплуатации системы 300, как показано на фиг. 6, скважинная текучая среда, поступающая через входное отверстие 8 принимающей скважины 7, протекает в нижнюю по течению часть 9, включая горизонтальную секцию 10, которая действует как первичный сепаратор скважинной текучей среды. Слои текучей среды образуются в верхней и нижней областях горизонтальной секции 10, и между слоями образуется граница раздела (не показано). Около нижнего по течению конца 303 горизонтальной секции 10 текучая среда, протекающая в нижнюю область 304, представляет собой богатый водой компонент, и текучая среда, протекающая в верхней области 302, представляет собой богатый нефтью компонент. Поток скважинной текучей среды разделяется до такой степени, что богатый водой компонент имеет существенно низкую концентрацию нефти.

Богатый нефтью компонент проходит во второй сепаратор 18 через вход 19 и разделяется на обезвоженную нефть и обогащенный водой компонент, где обезвоженная нефть поступает на поверхность 4, как описано со ссылкой на фиг. 3. Обогащенный водой компонент покидает сепаратор через выходное отверстие 22 и трубу 23 и смешивается около отверстия 15 в нижней области 304 с богатым водой компонентом с образованием ниже по течению отверстия 15 воды без нефти.

Вода без нефти поступает в скважину выведения воды через входное отверстие 310. Ниже самого нижнего уровня, по существу, горизонтальной секции скважина выведения воды в процессе нормальной эксплуатации наполняется водой без нефти. С помощью насоса 16 вода без нефти прокачивается через скважину 306 выведения воды и выводится через выходное отверстие 312 в подземное месторождение 315.

Может быть желательным получить нефть из многих принимающих скважин, используя единственную эксплуатационную скважину и единственный сепаратор для разделения нефти и воды. В этом случае система в соответствии с изобретением включает один или несколько дополнительных принимающих скважин, которые проходят в подземное месторождение в различных местах и получают оттуда текучую среду. Нижние по течению части дополнительных принимающих скважин сообщены с нижней по течению частью принимающей скважины. Разделение текучей среды скважиной на богатый водой и богатый нефтью компоненты может происходить во многих принимающих скважинах отдельно или в общей нижней части после смешивания всей текучей среды скважины или частично обоими путями.

В международной публикации патентной заявки № XVО 98/25005 раскрывается система подземных скважин, содержащая, по существу, вертикальную скважину и одну или несколько секций горизонтальной скважины, отходящей от основной вертикальной скважины.

В международной публикации патентной заявки № νθ 98/50679 раскрывается система подземных скважин, содержащая основную скважину и одну или несколько дополнительных скважин, причем каждая скважина спускается с поверхности и содержит, по существу, горизонтальную секцию, расположенную в продуктивном пласте. Горизонтальные секции дополнительных скважин сообщены с горизонтальной секцией основной скважины в продуктивном пласте, но не имеет физического пересечения с основной скважиной.

Подземный сепаратор для разделения нефти и воды для использования в системе в соответствии с настоящим изобретением может быть различных видов, известных в уровне техники, таких как, например, циклонный, смешанный или статичный сепаратор. Преимущественно используется статичный сепаратор, установленный в разделительной камере, высота которой больше, чем толщина дисперсионного слоя нефть/вода, образующаяся при нормальных условиях работы. Разделительная камера пред почтительно может быть расположена в расширенной секции эксплуатационной скважины.

Установлено, что камера для подземного разделения имеет преимущество в физических условиях в скважине, например, повышенная температура и давление, которые влияют на поведение при разделении нефти и воды таким образом, что эффективное разделение текучей среды, полученной из верхней области нижней по течению части принимающей скважины, на относительно сухую нефть и относительно чистую воду может быть достигнуто при практически и экономически осуществимых условиях.

Текучая среда, получаемая в процессе нормальной эксплуатации статичным сепаратором из верхней области нижней по течению части принимающей скважины, представляет собой богатый нефтью компонент скважинной текучей среды в виде дисперсии нефть/вода, содержащей более 10% по объему воды. Разделение такой дисперсии нефть/вода в разделительной камере под воздействием гравитации может быть описано с помощью модели, разработанной автором заявки. Подобная так называемая модель дисперсионного слоя опубликована в Н.С. Ройетшап е! а1., 8РЕ рарег # № 38816, 1997. Модель может быть использована для описания разделения в разделительной камере. Важный механизм разделения основан на смешивании небольших капелек воды в дисперсионный слой, который сливают в нижний слой как только капли достигают достаточно большого размера. В процессе нормальной работы образуются три слоя текучей среды: придонный слой относительно чистой воды, средний слой, содержащий дисперсию нефти и воды, и верхний слой относительно сухой нефти. Средний слой также называют дисперсионным слоем.

Удобно, когда входное и выходное отверстия сепаратора сконструированы таким образом, чтобы поступающие и разделенные компоненты протекали вертикально или почти вертикально в разделительную камеру или из нее.

В первом варианте воплощения такого статичного сепаратора данный сепаратор дополнительно содержит средства распределения потока, созданные для распределения при предусмотренном вертикальном расположении текучей среды над областью поперечного сечения разделительной камеры. Предпочтительно текучая среда проходит в разделительную камеру в предусмотренном вертикальном положении через один или несколько отверстий при местной скорости потока ниже 1 м/с. В разделительной камере обеспечивается разделение текучей среды на нижний слой обогащенного водой компонента, средний дисперсионный слой компонентов нефти и воды и верхний слой компонента обезвоженной нефти. Текучая среда из верхнего и нижнего слоев может быть изъята через выходные отверстия для обезвоженной нефти и обогащенного водой компонента, соответствен но. Сепаратор может дополнительно включать детектор уровня, предназначенный для измерения вертикального положения границы раздела между слоями текучей среды и контроля потока, предназначенный для поддержания в процессе нормальной эксплуатации разделения между слоями текучей среды при предусмотренном вертикальном уровне.

Во втором варианте воплощения статичный сепаратор для использования в качестве вторичного сепаратора в настоящем изобретении дополнительно содержит ряд вертикально отдельно расположенных наклонных пластин, имеющих между каждой парой соседних пластин разделительное пространство, по существу вертикальную входную трубу, сообщенную с верхним по течению концом сепаратора, пересекающую ряд пластин, приспособленную для получения текучей среды из верхней области нижней части принимающей скважины на ее нижнем конце, и снабженную одним или несколькими выходами для жидкости, открывающихся в разделительное пространство, по существу, вертикальный собирающий нефть канал, имеющий выходное отверстие для нефти на своем верхнем конце, сообщенное с выходным отверстием сепаратора для обезвоженной нефти, и один или несколько отверстий, предназначенных для прохождения текучей среды из наиболее верхнего отдела разделительного пространства, причем, по крайней мере, пластина непосредственно под каждым выходным отверстием для нефти снабжена вертикальной направленной вверх перегородкой, и, по существу, вертикальный канал для сбора воды, имеющий верхнее выходное отверстие на своем нижним конце, сообщенное с выходным отверстием сепаратора для обогащенного водой компонента, и один или несколько входных отверстий для воды, предназначенных для прохождения текучей среды из более нижних отделов разделительного пространства, причем, по крайней мере, пластина непосредственно над каждым входным отверстием для воды снабжена вертикальной направленной вниз перегородкой.

Фиг. 7 показывает вариант выполнения статичного сепаратора 410, установленного в разделительной камере 406 в расширенной секции эксплуатационной скважины (не показано). Разделительная камера 406 имеет, по существу, круглое поперечное сечение. Вертикальная скважина 408 разделительной камеры 406 образована окружающей конструкцией 409, но следует понимать, что стенка может также создаваться трубой скважины, такой как обсадная труба. Стенка разделительной камеры также образует стенку сепаратора. Статичный сепаратор 410 включает ряд наклонных, по существу, плоских пластин 430, 431, 432, расположенных, по существу, параллельно по отношению друг к другу и вертикально в пространстве на одинаковом расстоянии друг от друга. Пространство, ограниченное между двумя соседними пластинами, является разделительным пространством. Например, пластины 430, 431 образуют разделительное пространство 435, пластины 431, 432 образуют разделительное пространство 436. Под самой нижней пластиной 432 ряда пластин находится параллельная основная пластина 437. Наружный край основной пластины герметично прилегает к стенкам разделительной камеры 406. Между пластинами 432 и основной пластиной 437 образуется еще одно разделительное пространство 438.

Ряд пластин пересекается входной трубой 440, проходящей вертикально вниз от отверстия 442 через ряд пластин в центре разделительной камеры 406. Проход для входной трубы через пластину, например, проход 443 через пластину 431, сконструирован таким образом, что стенка входной трубы 440 герметично прилегает к пластине, например, пластине 431, таким образом предупреждая сообщение между соседними разделительными пространствами, например, разделительными пространствами 435, 436, вдоль входной трубы. Кроме того, выходная труба снабжена круглым выходным отверстием 444, 445, 446, которое открывается в разделительные пространства 435, 436, 438, соответственно. Становится ясно, что дополнительные выходные отверстия могут открываться по различным радиальным направлениям. Выходные отверстия преимущественно расположены в направлении оси горизонтальной пластины, вокруг которой пластина наклоняется, то есть на фиг. 7 это ось, перпендикулярная плоскости листа.

Дальнейшие детали относительно наклонных пластин далее обсуждаются со ссылкой на фиг. 8, где схематически показаны пластины 431, 432 фиг. 7. Край 447 пластины 431 образует на верхней стороне 448 пластины 431 прямой угол 449, к которому присоединяется направленная вверх перегородка 450. На нижней части 452 край 447 образует прямой угол 454, к которому присоединяется направленная вниз перегородка 456.

Обращаясь снова к фиг. 7, другие наклонные пластины ряда пластин таким же образом снабжены направленными вверх и вниз перегородками 458, 459, 460, 461 на своих верхних и нижних сторонах, соответственно. Остальные участки края каждой наклонной пластины, к которым присоединены перегородки, герметично прилегают к стенке 480.

Статичный сепаратор 410 также включает канал 465 сбора нефти, который образован пространственным сегментом, ограниченным направленными вверх перегородками 458, 450, 459 и стенкой 408. Канал 465 сбора нефти содержит входные отверстия для нефти, например, входное отверстие 470 для нефти, предназначенное для прохождения текучей среды из самой верхней области 472 разделительного пространства

436. Входное отверстие для нефти образуется верхним углом 449 пластины 431 и направленной вниз перегородкой 459 пластины 432 непосредственно под входным отверстием 470 для нефти. Канал 465 сбора нефти дополнительно имеет выходное отверстие 473, сообщение с выходным отверстием 415 статичного сепаратора 410.

Напротив канала 465 сбора нефти сепаратор 410 имеет канал 475 сбора воды, образованный пространственным сегментом, ограниченным направленными вниз перегородками 460, 456, 461 и стенкой 408. Канал 475 сбора воды имеет входные отверстия для воды, например, входное отверстие 480, предназначенное для получения текучей среды из наиболее нижней области 482 разделительного пространства 435. Входное отверстие 480 образовано нижним углом 454 пластины 431 и направленной вниз перегородкой 430 непосредственно над входным отверстием для воды 480. Канал 465 сбора нефти дополнительно содержит выходное отверстие 483, сообщенное с выходным отверстием 418 сепаратора 410.

Пластины 430, 431, 432 с присоединенными перегородками сконструированы таким образом, что кратчайшее горизонтальное расстояние между направленной вверх перегородкой и стенкой 408 увеличивается в направлении от дна к вершине, и кратчайшее горизонтальное расстояние между направленной вниз перегородкой и стенкой 408 увеличивается в направлении от вершины ко дну. Таким образом, площадь поперечного сечения как канала 465 для сбора нефти, так и канала 475 для сбора воды, увеличивается в направлении их выходных отверстий 473, 483 соответственно. Так как сепаратор 410 не содержит частей, которые перемещаются в процессе его нормальной эксплуатации, он представляет собой статичный сепаратор для разделения нефти и воды.

В процессе нормальной эксплуатации текучая среда проходит в статичный сепаратор 410 на его верхнем по течению конце 412, проходит во входное отверстие 440 у отверстия 442 и попадает внутрь пространств 435, 436, 437 сепаратора через выходные отверстия 444, 445 и 446. Обнаружено, что хорошие результаты разделения достигаются в том случае, если все отверстия имеют одинаковую площадь поперечного сечения. Хорошие результаты достигаются, если диаметр отверстий соответствует диаметру входной трубы, так чтобы снижение давления над отверстием было небольшим.

Далее будет обсужден процесс разделения. Для этого подробно рассматривается пространство 436 разделения пластинами 431, 432. В разделительном пространстве 436 образуются три слоя текучей среды: верхний слой обезвоженной нефти, средний дисперсный слой и нижний обогащенный водой слой. Слой обезвоженной нефти протекает по наиболее высокой области 472 разделительного пространства 436, которое он покидает, проходя в канал сбора нефти через входное отверстие 470. Обогащенный водой слой протекает по наиболее низкой области 485 разделительной области 436, откуда он проходит в канал сбора воды через входное отверстие 486. Разделение в пространствах 435, 436 сходно. Канал 465 сбора нефти принимает компонент обезвоженной нефти из всех разделительных пространств, и так как поперечное сечение канала расширяется в направлении выходного отверстия 473, скорость вертикального направленного вверх потока обезвоженной нефти в канале 465 может оставаться, по существу, постоянной. Из выходного отверстия 473 собранный компонент обезвоженной нефти протекает в выходное отверстие 415 сепаратора для обезвоженной нефти.

Канал 475 сбора воды собирает обогащенный водой компонент из всех разделительных пространств, и так как поперечное сечение канала расширяется сверху вниз в направлении выходного отверстия 408, скорость вертикального направленного вниз потока обогащенного водой компонента в канале 475 может сохраняться, по существу, постоянной. Через выходное отверстие 483 собранный обогащенный водой компонент протекает в выходное отверстие 418 сепаратора для обогащенного водой компонента.

Еще в одном варианте воплощения наклонные пластины могут иметь, по существу, форму воронок, расположенных, по существу, параллельно по отношению друг к другу, и каждая воронка снабжена центральным отверстием.

Благодаря установке ряда отдельных вертикально расположенных наклонных пластин может повыситься эффективность разделительной камеры, то есть меньшая высота может обеспечить такую же конкретную производительность, как меньшая разделительная камера с размещенными в ней пластинами. На практике часто может быть достигнуто снижение необходимой высоты разделительной камеры с коэффициентом в интервале от 1,5 до 6. Иногда высота разделительной камеры не является фактором, ограничивающим конструкцию скважины, и в этом случае может использоваться сепаратор без ряда пластин.

Расчет основных размеров разделительной камеры производится с использованием модели дисперсионного слоя при следующих допущениях: общая скорость потока через сепаратор составляет 1000 м³/день скважинной текучей среды, содержащей 50% по объему воды при плотности сухой нефти 0,001 Па/с. В этом случае требуется разделительная камера диаметром 1 м и высотой 5 м. Для сравнения заметим, что при установке ряда платин в разделительной камере необходимая высота может быть снижена до, например, 2 м. Удобно, когда соотношение высоты к диаметру разделительной камеры меньше 6, где под диаметром понимается диаметр круга, имеющего такую же площадь поперечного сечения, как объем разделительной камеры, разделенный на ее высоту.

Понятно, что на практике при применении настоящего изобретения могут использоваться дополнительные технические измерения, которые хорошо известны в области техники, и которыми владеет эксперт. В виде примера далее будут кратко описаны некоторые из этих измерений.

Скважины системы в соответствии с настоящим изобретением, или их секции могут снабжаться обсадными трубами, набивкой, прокладками, контроллерами потока, измерительным оборудованием, данными линий связи, линиями передачи энергии к подземному оборудованию или другими средствами, известными в области техники для эксплуатации и контроля системы скважин.

В случае, когда скважинная текучая среда кроме нефти и воды также содержит газ, в нижней по течению части принимающей скважины может образоваться слой газа поверх слоя, в котором протекает оставшаяся текучая среда. Газ может снизить эффективность разделения сепаратора. В связи с этим предпочтительно сконструировать выходное отверстие для газа, соединенное с системой выведения газа в удобном участке системы.

Может быть желательным производить измерения с использованием подземного оборудования. Это может быть удобным для управления и контроля работы системы.

Например, может быть установлено измерительное оборудование для контроля содержания нефти, газа или воды в текучей среде в определенных участках системы. Например, с помощью подходящего оборудования можно измерять содержание воды или нефти в воде без нефти, в богатом водой компоненте, в обогащенном водой компоненте или в обезвоженной нефти.

Кроме того, хотя точный вертикальный уровень границы раздела между слоями различных компонентов в определенном участке системы обычно не является критичным для функционирования системы, и он может варьироваться в определенных пределах, может быть желательно измерить этот уровень детектором.

Результат подобных измерений может, например, использоваться для контроля скорости потока текучей среды в определенных участках системы. В данной области техники хорошо известно, как контролировать скорость потока в системе по данному изобретению, например, скорость потока втекающей скважинной текучей среды, текучей среды из верхней области или из нижней области нижней по течению части принимающей скважины, воды без нефти или обезвоженной нефти. Для этого система может содержать контролируемые клапаны, насосы, ограничители, подвижные рукава, дополнительные отверстия или другие подходящие устройства.

Может быть желательным ускорить разделение компонентов текучей среды химическими или физическим средствами, например, введением химических веществ, известных в уровне техники.

В случае, когда наклонная секция скважины приспособлена для первичного разделения скважинной текучей среды, удобно установить на нижнем по течению конце наклонной секции, в участке выше по течению и вокруг вторичного сепаратора, по существу, горизонтальную секцию, длина которой может достигать, например, 10 м.

Понятно, что вода без нефти может вводиться в подземное месторождение, из которого удалена скважинная текучая среда. Таким образом, введение воды без нефти может служить средством поддержания давления в подземном месторождении.

Так, настоящее изобретение создает систему для добычи нефти из подземного месторождения, в которой нефть может обезвоживаться под поверхностью земли таким образом, что концентрация воды полученной нефти является настолько низкой, что нет необходимости в дополнительном обезвоживании нефти на поверхности перед ее транспортировкой из эксплуатируемой скважины.

Claims (20)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Система для добычи обезвоженной нефти из подземного месторождения, содержащая эксплуатационную скважину, спускающуюся вниз с поверхности земли и имеющую входное отверстие под поверхностью земли, принимающую скважину, проходящую в подземное месторождение, способную принимать из него скважинную текучую среду и имеющую нижнюю по течению часть, содержащую, по существу, горизонтальную или наклонную секцию для первичного разделения скважинной текучей среды на нефть и воду, систему выведения воды, имеющую верхний по течению конец, принимающий текучую среду из нижней области нижней по течению части принимающей скважины при нормальной эксплуатации, и вторичный подземный сепаратор для разделения нефти и воды, отличающаяся тем, что вторичный подземный сепаратор имеет верхний по течению конец, способный в процессе нормальной эксплуатации принимать текучую среду из верхней секции нижней по течению части принимающей скважины, и выходное отверстие для обезвоженной нефти, сообщенное с входным отверстием эксплуатационной скважины, и выходное отверстие для обогащенного водой компонента, сообщенное с системой выведения.
2. 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что система выведения воды содержит средства для выведения текучей среды из нижней области и обогащенного водой компонента в подземный источник.
3. 3. Система по п.1 или 2, отличающаяся тем, что дополнительно содержит соединяющую скважину, имеющую входное отверстие для принятия текучей среды из нижней области нижней по течению части принимающей скважины, и выходное отверстие, сообщенное с системой выведения воды.
4. 4. Система по п.1 или 2, отличающаяся тем, что система выведения воды содержит скважину для выведения воды, являющуюся ответвлением принимающей скважины.
5. 5. Система по п.1 или 2, отличающаяся тем, что система выведения воды содержит скважину для выведения воды, имеющую наклон вниз в направлении потока жидкости.
6. 6. Система по любому из пп.1-5, отличающаяся тем, что дополнительно содержит дополнительную принимающую скважину, предназначенную для получения скважинной текучей среды из подземного месторождения и имеющую нижнюю по течению часть, сообщенную с нижней по течению частью принимающей скважины.
7. 7. Система по любому из пп.1-6, отличающаяся тем, что дополнительно включает оборудование для подземного измерения для измерения характеристик текучей среды в определенных участках системы.
8. 8. Система по п.7, отличающаяся тем, что характеристикой является концентрация компонента в текучей среде.
9. 9. Система по п.7, отличающаяся тем, что характеристикой является вертикальный уровень границы раздела между слоями различных компонентов скважинной текучей среды в определенных участках системы.
10. 10. Система по любому из пп.1-9, отличающаяся тем, что дополнительно содержит средства контроля потока текучей среды в определенных участках системы.
11. 11. Система по любому из пп.7-9, отличающаяся тем, что имеет средства контроля потока текучей среды в определенных участках системы, и данные, полученные от подземного измерительного оборудования, используются как входные данные для контроля потока текучей среды.
12. 12. Система по любому из пп.1-11, отличающаяся тем, что вторичный подземный сепаратор для разделения нефти и воды выбран из группы, состоящей из циклонного, смешанного или статичного сепаратора.
13. 13. Система по п.12, отличающаяся тем, что вторичный сепаратор представляет собой статичный сепаратор, установленный в разделительной камере, и высота разделительной камеры больше, чем толщина дисперсионного слоя, образуемого при нормальных условиях эксплуатации.
14. 14. Система по п.13, отличающаяся тем, что статичный сепаратор содержит средства для распределения потока, предназначенные для распределения при предусмотренном вертикальном расположении скважинной текучей среды, проходящей через входное отверстие сепаратора над областью поперечного сечения разделительной камеры.
15. 15. Система по п.13 или 14, отличающаяся тем, что статичный сепаратор дополнительно содержит средства определения уровня и контроля потока для поддерживания в процессе нормальной эксплуатации границы раздела между двумя слоями текучей среды и предусмотренным уровнем.
16. 16. Система по п.13, отличающаяся тем, что статичный сепаратор дополнительно содержит ряд вертикально отдельно расположенных наклонных пластин, имеющих между каждой парой соседних пластин разделительное пространство, по существу, вертикальную входную трубу, сообщенную с верхним по течению концом сепаратора, пересекающую ряд пластин, приспособленную для получения текучей среды из верхней области нижней части принимающей скважины на ее нижнем конце и снабженную одним или несколькими выходами для текучей среды, открывающимися в разделительное пространство, по существу, вертикальный собирающий нефть канал, имеющий выходное отверстие для нефти на своем верхнем конце, сообщенное с выходным отверстием сепаратора для обезвоженной нефти, и одно или несколько входных отверстий, предназначенных для прохождения текучей среды из наиболее верхней области разделительного пространства, причем, по крайней мере, пластина непосредственно под каждым выходным отверстием для нефти снабжена вертикальной направленной вверх перего родкой, и, по существу, вертикальный канал для сбора воды, имеющий верхнее выходное отверстие на своем нижнем конце, сообщенное с выходным отверстием сепаратора для обогащенного водой компонента, и одно или несколько входных отверстий для воды, предназначенных для прохождения текучей среды из наиболее нижних областей разделительного пространства, причем, по крайней мере, пластина непосредственно над каждым входным отверстием для воды снабжена вертикальной направленной вниз перегородкой.
17. 17. Система по п.16, отличающаяся тем, что наклонные пластины являются, по существу, плоскими и установлены, по существу, параллельно относительно друг друга, и каждая наклонная пластина снабжена направленной вниз перегородкой, соединенной с краем нижней стороны наклонной пластины, и направленной вверх перегородкой, соединенной с краем верхней стороны наклонной пластины, при этом остальная часть края герметично прилегает к стенке разделительной камеры, причем канал сбора нефти образуется как пространство, ограниченное направленными вверх перегородками и стенкой, и канал сбора воды образуется как пространство, ограниченное направленными вниз перегородками и стенкой.
18. 18. Система по п.16, отличающаяся тем, что наклонные пластины имеют, по существу, форму воронок, расположенных, по существу, параллельно относительно друг друга, и каждая воронка имеет центральное отверстие.
19. 19. Система по любому из пп.13-18, отличающаяся тем, что разделительная камера имеет соотношение высоты к диаметру меньше 6.
20. 20. Система по любому из пп.1-19, отличающаяся тем, что вторичный подземный сепаратор для разделения нефти и воды установлен в расширенной секции эксплуатационной скважины.