RU96176U1 - Устройство скважинного сброса воды - Google Patents

Abstract

Устройство скважинного сброса воды, включающее скважину и в ней патрубок подвода водонефтяной эмульсии, отвод нефти, отличающееся тем, что, если скважина оборудована пакером, она содержит патрубок отвода воды, не коаксиальный относительно патрубка подвода водонефтяной эмульсии; если скважина не оборудована пакером, то функцию отвода воды выполняют скважинные перфорационные отверстия.

Description

Заявляемое изобретение относится к области оборудования для нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам предварительного сброса воды из продукции скважин в герметизированных системах сбора.

Известно устройство сброса воды, включающее горизонтальную цилиндрическую емкость с патрубком подвода водонефтяной эмульсии, в которой патрубок отвода нефти подсоединен к верхней части цилиндрической емкости, а патрубок отвода воды - к донной /Авторское свидетельство СССР №1327907, В01D 17/04, 07.08.1985/.

Недостатком данного устройства является недостаточная эффективность, так как в нем:

- ограничена возможность в горизонтальной цилиндрической емкости увеличения толщины слоя воды и, соответственно, обеспечения достаточного качества сбрасываемой воды;

- происходит коагуляция капель нефти, что сокращает время их пребывания в слое воды (чем больше размер капель нефти, тем быстрее они всплывают);

- необходима теплоизоляция емкости при работе в зимний период;

- большая металлоемкость;

- сложность технической реализации.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство скважинного сброса воды, включающее скважину и в ней - патрубок подвода водонефтяной эмульсии, патрубок отвода нефти, в которой патрубок подвода водонефтяной эмульсии тангенциально подсоединен к трубной вставке, скважина заглушена пакером, патрубок отвода нефти подсоединен к скважине, а патрубок отвода воды выполнен коаксиально с трубной вставкой /Патент RU №2252312, Е21В 43/38, 20.05.2005/.

Недостатком данного устройства является недостаточная эффективность, так как в нем:

- ограничена возможность увеличения толщины слоя воды, так как деление водонефтяной эмульсии производится под действием центробежной силы;

- сложно осуществлять регулирование процесса, так как при малой скорости входа водонефтяной эмульсии в трубную вставку ее деления на нефть и воду не произойдет, а при большой - капли нефти раздробятся на более мелкие и сепарации также не произойдет, напротив, образуется более стойкая эмульсия;

- необходимо для каждого случая эмульсии индивидуально определять допустимый диапазон изменения скоростей эмульсии на входе в трубную вставку.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности устройства скважинного сброса воды.

Поставленная задача решается тем, что в устройстве скважинного сброса воды, включающем скважину и в ней - патрубок подвода водонефтяной эмульсии, патрубок отвода нефти, - если скважина оборудована пакером, она содержит патрубок отвода воды, не обязательно коаксиальный относительно патрубка подвода водонефтяной эмульсии; если скважина не оборудована пакером, то функцию отвода воды выполняют скважинные перфорационные отверстия. Кроме того, в некоторых случаях внутри скважины, оборудованной или не оборудованной пакером, может быть установлен датчик границы раздела вода-нефть. Кроме того, в некоторых случаях в качестве скважины, оборудованной пакером, устройство может включать шурф, пробуренный на кусте скважин, или колонну, соединенную с опорой морской платформы. Кроме того, в некоторых случаях вход в патрубок отвода воды может быть расположен ниже нижнего конца патрубка подвода эмульсии. Кроме того, в некоторых случаях устройство может быть выполнено с возможностью изменения длины патрубка подвода эмульсии. Кроме того, в некоторых случаях устройство может быть выполнено с возможностью изменения длины патрубка отвода воды. Кроме того, в некоторых случаях скважина может быть оснащена нагревательным элементом, установленным ниже границы раздела вода-нефть. Кроме того, в некоторых случаях устройство может быть оснащено дополнительно узлом или узлами отвода газа.

Использование для сброса воды скважины, открытой или заглушенной пакером, причем скважина ниже места ввода эмульсии патрубком подвода водонефтяной эмульсии в основном заполняется водой, ведет к возможности создания слоя воды значительной толщины, что дает возможность увеличения времени нахождения всплывающей нефти в воде, что ведет к повышению эффективности разделения эмульсии. Если скважина заглушена пакером, то слой воды в основном занимает часть скважины между местами ввода эмульсии патрубком подвода водонефтяной эмульсии и отвода воды патрубком отвода воды.

Выполнение патрубка отвода воды не обязательно коаксиальным относительно патрубка подвода водонефтяной эмульсии позволяет упростить вписываемость патрубка отвода воды, что обеспечивает повышение эффективности устройства.

В случае, если в скважине не установлен пакер, то сброшенная из эмульсии вода стекает вниз по стволу скважины и через перфорационные отверстия поступает непосредственно в пласт для поддержания пластового давления. Поступление сброшенной воды в пласт может осуществляться в зависимости от геологических условий самотеком или при помощи нагнетательного насоса. Это обеспечивает повышение эффективности и расширение применения устройства, так как находящаяся в эмульсии вода недолго находится на поверхности (практически не происходит солеотложение и реакции с кислородом), а сброшенная из эмульсии вода сразу возвращается в «родной» пласт.

Осуществление подачи эмульсии в скважину ниже границы «вода-нефть» позволяет осуществить дополнительную промывку нефти при всплытии ее при прохождении слоя, расположенного между местом ввода эмульсии и границей «вода-нефть». Установка датчика границы раздела вода-нефть позволяет повысить эффективность и расширить его применение.

Использование вместо скважины, заглушенной пакером, шурфа или колонны, соединенной с опорой морской платформы, позволяет повысить эффективность и расширить применение устройства.

Выполнение входа в патрубок отвода воды ниже нижнего конца патрубка подвода эмульсии позволяет организовать между ними слой жидкости толщины, достаточной для качественной подготовки воды. Толщина слоя жидкости зависит от физико-химических свойств нефти, воды и эмульсии, распределения капель нефти по размерам и т.д. Этим обеспечивается повышение эффективности и расширение применения устройства. Для повышения эффективности и расширения применения устройства следует использовать для сброса воды всю площадь поперечного сечения скважины и объем скважины, находящийся между местом ввода эмульсии и границей «вода-нефть». Это осуществляется путем равномерного распределения подводимой эмульсии по поперечному сечению скважины в месте ввода, например, за счет применения распыливающего элемента в месте ввода ввода эмульсии.

Выполнение устройства с возможностью изменения длины патрубка подвода эмульсии позволяет изменять толщину слоя жидкости между местом ввода эмульсии и местом отвода воды, чем обеспечивается подстраивание устройства под меняющиеся параметры, например, обводненности эмульсии, что обеспечивает повышение эффективности и расширение применения устройства. Осуществление ввода эмульсии в скважину с возможностью изменения глубины ввода позволяет выбрать оптимальную толщину слоя, расположенного между местом ввода эмульсии и границей «вода-нефть» для осуществления сброса воды из эмульсии, что обеспечивает расширение применения.Так как глубина скважины много больше диаметра, то изменение глубины ввода эмульсии можно осуществлять в широком диапазоне.

Выполнение устройства с возможностью изменения длины патрубка отвода воды позволяет изменять толщину слоя жидкости между местом ввода эмульсии и местом отвода воды, чем обеспечивается подстраивание устройства под меняющиеся параметры, например, обводненности эмульсии, что обеспечивает повышение эффективности и расширение применения устройства.

Оснащение скважины нагревательным элементом, установленным ниже границы раздела вода-нефть, позволяет повысить интенсивность процесса сброса воды, что обеспечивает повышение эффективности и расширение применения устройства.

Оснащение устройства дополнительно узлом или узлами отвода газа позволяет использовать его при подаче водонефтегазовой смеси, что обеспечивает повышение эффективности и расширение применения устройства. При осуществлении отделения газа от эмульсии отвод газа может быть организован, например, по газовой линии из верхней части скважины или совместно с нефтью по патрубку отвода нефти. Расширяется область применения заявляемого устройства: для осуществления сброса воды из водонефтегазовых смесей, а также уменьшения вероятности образования газовых пробок при выделении растворенного в нефти или воде газа.

Для повышения эффективности и расширения применения определяются физико-химические свойства (плотность и вязкость) нефти и воды. Физически процесс сква-жинного сброса воды из эмульсии осуществляется путем всплытия капель нефти в воде и выпадения капель воды из нефти. Скорость установившегося всплытия капли нефти шарообразной формы в воде (Яворский Б.М., Детлаф А.А. Справочник по физике. - М.: «Наука», 1974.-944 с):

где w и R - скорость всплытия и радиус капли; g - ускорение свободного падения; ρ - плотность; г) η - динамическая вязкость; индексы н и в- нефть и вода соответственно.

Плотность нефти определяется по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия». Определение динамической вязкости нефти и воды производится на широко известном ротационном вискозиметре.

Определение физико-химических свойств (плотность и вязкость) нефти и воды позволяет рассчитывать условия скважинного сброса воды из эмульсии с учетом скорости всплытия капель нефти в воде и выпадения капель воды из нефти.. Это позволяет расширить применение скважинного сброса воды за счет повышения точности определения параметров сброса воды из эмульсии, происходящих при всплытии капель нефти и выпадении капель воды из нефти.

Замер объемного расхода нефти и ее обводненности при ее отводе по патрубку отвода нефти может осуществляется устройством для измерения дебита продукции нефтяных скважин / Патент RU 2307249 МПК Е21В 47/10 (2006.01) G01F 1/74 (2006.01). - Опубликовано: 2007.09.27/ или устройством для измерения количества нефти и нефтяного газа / Патент RU №2342528 МПК Е21В 47/10 (2006.01) G01F 1/74 (2006.01). - Опубликовано 2008.12.27) /. Определение содержания воды в нефти при необходимости определяется методом Дина-Старка по ГОСТ 2477.

Замер количества нефти и ее обводненности расширяет применение, так как это позволяет производить регулирование процесса сброса воды по количеству нефти и ее обводненности в зависимости от количества поступающей эмульсии и ее обводненности. После замера в патрубке отвода нефти количества частично обезвоженной нефти и ее обводненности, по ним и ранее замеренным на входе количеству и обводненности эмульсии определяются другие параметры, например, количество сброшенной воды как разность между количеством поступающей с эмульсией воды и количеством воды, отводимой вместе с нефтью. Количество сброшенной воды сравнивается с потребным количеством воды, например, заданной геологическими условиями приемистостью скважины. В зависимости от потребности в воде осуществляют регулирование сброса воды, например, путем изменения площади проходного сечения патрубка отвода нефти.

Осуществление отвода частично обезвоженной нефти по патрубку отвода нефти из слоя, расположенного выше границы «вода-нефть», позволяет отводить достаточно обезвоженную нефть после прохождения всплывающими каплями нефти слоя, расположенного между местом ввода эмульсии и границей «вода-нефть», чем обеспечивается повышение эффективности и расширение применения. Дополнительно такое выполнение позволяет изменять в процессе работы в зависимости от условий толщину слоя между местом ввода эмульсии и границей «вода-нефть», чем также обеспечивается расширение применения.

Так как плотность твердых взвешенных частиц, находящихся в водонефтяной эмульсии, обычно более чем в два раза больше плотности воды, то в скважине, оборудованной пакером, часть их, находящаяся в сбрасываемой воде, оседает на пакер. Толщина отложений со временем увеличивается. Поэтому выбор глубины установки пакера из учета сбора в скважине выше пакера оседающих твердых взвешенных частиц за заданный период позволяет расширить применение.

Полное или частичное разрушение эмульсии перед вводом ее в скважину, например за счет ввода реагента-деэмульгатора, позволяет повысить эффективность сброса воды в скважине, чем обеспечивается расширение применения. Из (1) видно, что с увеличением размера капель нефти скорость всплытия возрастает. Поэтому укрупнение капель нефти в эмульсии позволяет ускорить процесс сброса воды, что обеспечивает расширение применения.

Как известно, с увеличением площади поверхности контакта «нефть-вода» качество подготовки нефти повышается. Площадь поверхности S_H и объем V_H капли нефти шарообразной формы радиусом R_H соответственно составляют:

Если эта капля раздробится на более мелкие капли радиусом r_н, то их количество N определяется как отношение объемов капель радиусами R_H и r_н из (2):

Тогда увеличение площади поверхности «нефть-вода», происходящее после дробления капли нефти радиусом R_H (2) на N капель (3) радиуса r_н, составляет:

Из (4) видно, что после дробления капель нефти на более мелкие площадь поверхности «нефть-вода» увеличивается.

Согласно (1) при этом также уменьшится скорость всплытия, что соответственно увеличивает время всплытия:

где h - глубина скважины между границей «вода-нефть» и точкой ввода нефти.

Таким образом, из соотношений (4)…(6) следует, что при дробления капель нефти радиуса R_H на капли радиуса r_н происходит:

• повышение площади поверхности «нефть-вода» в R_H/r_H раз;

- уменьшение скорости всплытия капель нефти в воде в (r_H/R_H)² раз;

- увеличение времени всплытия капель нефти до границы «вода-нефть» в (R_H/r_H)² раз.

Сохранение капли нефти обеспечивается силами поверхностного натяжения. Если воздействие на каплю достаточно выше сил поверхностного натяжения, то в результате она может раздробиться на более мелкие. В гидродинамике отношение сил поверхностного натяжения к динамическому напору характеризуется соответствующим критерием подобия - числом Вебера, которое для капли нефти шарообразной формы записывается так:

где ρ_H - коэффициент поверхностного натяжения.

Как широко известно, если число Вебера меньше критического значения, то капля дробится на более мелкие. Из формулы (7) видно, что обеспечить условия для дробления капель нефти можно путем:

- уменьшения коэффициента поверхностного натяжения, например, посредством нагрева нефти и/или применения специальных химических реагентов;

- увеличения скорости эмульсии в месте ввода, например, посредством уменьшения площади выходного отверстия.

В сброшенной воде содержится остаточное количество нефти. Допустимое содержание остаточной нефти в воде, используемой для поддержания пластового давления, определяется геологическими условиями пласта, в который она закачивается. Капли нефти распределены по размерам в соответствии с законом распределения, например нормальным. При скважинном сбросе воды в воде останутся те капли нефти, скорость всплытия (1) которых меньше скорости течения воды по стволу скважины. Поэтому по определенному закону распределения капель нефти по размерам и можно определить диапазон изменения диаметров капель нефти [d_H ∈ [о, d_H,min]), при котором обеспечивается требуемое качество сбрасываемой воды по содержанию нефтепродуктов. Тогда из формулы (1) находится w_Hmin - скорость всплытия капель нефти диаметром d_H,min

Скорость течения воды W_в по стволу скважины равна отношению объемного расхода воды Q_в (Q_в=n_вQ_ж, где Q_ж и n_в - объемный расход и обводненность водонефтяной эмульсии на входе в скважину) к площади поперечного сечения скважины после ввода эмульсии:

где D_скв - внутренний диаметр скважины, d_om2 - наружный диаметр патрубка отвода воды из водоотстойной части.

Максимально допустимая скорость течения воды в скважине определяется из условия:

Тогда из соотношения (8) и условия (9) после несложных преобразований определяется максимальная производительность скважинного сброса воды по эмульсии Q_ж.max составляющая:

Определение максимальной производительности по эмульсии позволяет расширить применение скважинного сброса воды, так как еще на стадии проектирования становится возможным определение максимальной производительности по эмульсии в зависимости от геологических условий.

Устройство скважинного сброса воды в скважине, не оборудованной пакером, показано на фигуре 1. Устройство скважинного сброса воды в скважине, оборудованной пакером, показано на фигуре 2. На фигуре 3 показан вариант выполнения с узлом отвода газа.

Устройство скважинного сброса воды включает скважину 1, в которой частично расположен патрубок подвода эмульсии 2, и к ней подсоединен патрубок отвода нефти 3. Внутри скважины 1 установлен датчик границы «вода-нефть» 4. В некоторых случаях в скважине 1 может быть установлен пакер 5. В скважине 1 частично расположен патрубок для отвода воды 6 и установлен нагревательный элемент 7. В некоторых случаях патрубок отвода воды 6 может быть использован для закачки воды в скважину 1. К верхней части скважины 1 подсоединен патрубок отвода газа 8. На устье скважины 1 установлена проставка 9 (в данном случае выполненная в виде усеченного конуса, направленного вершиной вниз), соединяющая расширенную верхнюю часть 10 патрубка подвода эмульсии 2. На выходе патрубка подвода эмульсии 2 расположено устройство для распределения эмульсии 11 (например, выполненное в виде перфорированной пластины) по поперечному сечению скважины 1. К верхней части 10 подсоединен трубопровод для подвода водонефтегазовой смеси 12.

Устройство скважинного сброса воды работает следующим образом.

В скважине 1 при помощи датчика границы «вода-нефть» 4 устанавливается уровень воды, которая может подаваться, например, по патрубку подвода эмульсии 2. Затем по патрубку подвода эмульсии 2 начинается подача эмульсии, которая делится в скважине 1 на нефть и воду. Нефть всплывает вверх по стволу скважины 1 от выходного отверстия патрубка подвода эмульсии 2 до входного отверстия патрубка отвода нефти 3, по которому осуществляется отвод частично обезвоженной нефти. Одновременно происходят процессы всплытия капель нефти в воде и выпадения капель воды из нефти. Сброшенная вода стекает вниз по стволу скважины 1. При этом происходит всплытие находящихся в воде остаточных капель нефти. Понятно, что успевают всплыть те капли нефти, скорость всплытия которых больше скорости течения воды вниз по стволу скважины 1. Из скважины 1 сброшенная вода через отверстия перфорации скважины 1 поступает в пласт для поддержания пластового давления.

В случае, если в скважине 1 выше отверстий перфорации расположен пакер 5, то отвод сброшенной воды осуществляется патрубком отвода воды 6. Для интенсификации отделения нефти от воды может использоваться нагревательный элемент 7, который осуществляет нагрев нефти. Выделяющийся газ поднимается в верхнюю часть скважины 1 и отводится патрубком отвода газа 8. Глубину между границей «вода-нефть» и точкой ввода эмульсии можно менять или за счет изменения «границы «вода-нефть», или за счет изменения длины части патрубка подвода эмульсии 2, расположенной в скважине 1. На выходе патрубка подвода эмульсии 3 может устанавливаться распыливающее устройство 11, например ступень погружного электрического центробежного насоса. Дополнительно такое выполнение может обеспечить равномерное распределение подводимой эмульсии по поперечному сечению скважины 1. Водонефтяная эмульсия (или водонефтегазовая смесь) по трубопроводу подвода 12 поступает в расширенную верхнюю часть 10, где эмульсия (или водонефтегазовая смесь) закручивается (например, за счет тангенциального входа) при сепарации за счет центробежных сил или растекается пленкой в форме языка при сепарации за счет гравитационной силы. Происходит выделение газа, который поднимается вверх расширенной верхней части 10, откуда отводится по трубопроводу отвода газа 8. Затем эмульсия поступает в проставку 9, где происходит ее дальнейшая закрутка из-за уменьшения радиуса вращения. При этом центробежная сила, действующая на эмульсию, увеличивается, обеспечивая деление эмульсии на нефть и воду. Далее эмульсия поступает в патрубок подвода эмульсии 2, где происходит сбор нефти по его оси, а воды - на периферии при центробежной сепарации или укрупнение капель нефти при гравитационной сепарации. Далее эмульсия через устройство для распределения эмульсии 11 поступает в скважину 1, где нефть начинает подниматься вверх по стволу скважины 1, а вода - опускаться вниз. Толщину слоя нефти ниже нижнего конца патрубка подвода эмульсии 2 можно контролировать при помощи датчика раздела «нефть-вода» 4. Из скважины 1 частично обезвоженная нефть отводится посредством патрубка отвода нефти 3. Вода опускается до входа в патрубок отвода воды 6 и отводится по нему из скважины 1.

Таким образом, заявляемое устройство скважинного сброса воды более эффективно и позволяет расширить применение скважинного сброса воды.

Claims (1)

1. Устройство скважинного сброса воды, включающее скважину и в ней патрубок подвода водонефтяной эмульсии, отвод нефти, отличающееся тем, что, если скважина оборудована пакером, она содержит патрубок отвода воды, не коаксиальный относительно патрубка подвода водонефтяной эмульсии; если скважина не оборудована пакером, то функцию отвода воды выполняют скважинные перфорационные отверстия.