ПРИУСТЬЕВОЙ ДЕЛИТЕЛЬ ФАЗ (ГАЗ, НЕФТЬ, ВОДА) ДЛЯ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ПРИ МЕЖСКВАЖИННОЙ ПЕРЕКАЧКЕ

Предложение относится к области нефтедобычи, а именно к системе поддержания пластового давления (ППД), и найдет применение для разделения добытой скважинной продукции на фазы: газ, нефть и воду непосредственно на приустьевой площадке при межскважинной перекачке для поддержания пластового давления (МСП-ППД).
Предпосылки для создания полезной модели.
Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее. Закачиваемая пластовая вода (рабочий агент) должна иметь качество, способное обеспечить длительную и устойчивую приемистость нагнетательных скважин. Основным показателем качества закачиваемых пластовых вод, который оказывает влияние на снижение приемистости нагнетательных скважин, является концентрация (содержание) нефтепродуктов и твердых взвешенных частиц (ТВЧ). Газ, переходя в свободное состояние в трубопроводе, оказывает отрицательное влияние на стабильную работу скважинного насосного оборудования, закачивающего добытую воду в нагнетательную скважину.
Известна система МСП-ППД «прямая» закачка с дополнительным оборудованием и трубопроводной обвязкой для очистки призабойной зоны нагнетательной скважины методом излива, включающая водозаборную скважину с погружным электроцентробежным насосом и нагнетательную скважину, сообщающиеся водоводом. При этом водовод на устье нагнетательной скважины снабжен байпасным трубопроводом с фильтром и задвижками, а на устье водозаборной скважины - трубопроводом, соединяющим водовод с затрубным пространством водозаборной скважины через задвижку. Фильтр снабжен сливными вентилями для отбора шлама и
нефти (И.И.Андреев, В.Г.Фадеев, Р.Б.Фаттахов, Г.А.Федотов. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды в системе поддержания пластового давления. М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. - С.100-101).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является приустьевое очистное устройство нагнетательной скважины, включающее трубную вставку расширенного диаметра, нисходящую от устья нагнетательной скважины с наклоном относительно горизонтали, с отводящими патрубками внизу и вверху соответственно для шлама и нефти, размещенную на водоводе нагнетательной скважины при выходе из устья при помощи верхней и нижней линий водовода. (Пат. RU 52916 Е21В 43/00. Приустьевое очистное устройство нагнетательной скважины. В.Г.Фадеев, Г.А.Федотов, Р.3.Сахабутдинов и др. 2006, Бюл. №12).
Недостатками устройства, как по аналогу, так и по прототипу является неудовлетворительная эксплуатационная надежность, обусловленная техническим несовершенством накопительного и фильтрующего устройства, его кратковременным действием и необходимостью проведения частой регенерации; большая трудоемкость операций по определению объема накопленных нефтепродуктов и шлама (ТВЧ) в устройстве, его разгрузка от содержимого. Увеличиваются эксплуатационные затраты, связанные с привлечением спецтехники для утилизации нефтепродуктов и твердого осажденного шлама. Не предусмотрено устройство для утилизации попутно добываемого газа.
Задачей полезной модели является создание приустьевого делителя фаз (газ, нефть, вода) для максимальной очистки добываемой пластовой воды от нефтепродуктов, ТВЧ и удаления попутно добываемого газа в непосредственной близости от устья водозаборной (добывающей) скважины, с наименьшими трудовыми и эксплуатационными затратами, а также экологически безопасной для окружающей среды.
Повышение эффективности и расширение области применения приустьевого очистного устройства рабочего агента (воды) для
нагнетательной скважины достигается тем, что в стальную трубную вставку расширенного диаметра, нисходящую от устья водозаборной скважины, с наклоном относительно горизонтали с входным патрубком в нижней части, выкидными патрубками в верхней и по нижней образующей в средней части, используют для разделения добытой пластовой воды на фазы газ, нефть и воду. Стальную трубную вставку расширенного диаметра при этом дополнительно оборудуют перегородкой - успокоителем потока поступающей жидкости после входного патрубка, в верхнем и нижнем концах стальной трубной вставки устанавливают накопительные камеры, герметично соединенные с корпусом и имеющие гидравлическое сообщение с ее внутренней полостью. В верхней части верхней накопительной камеры устанавливают патрубок-отвод с фланцевым соединением для установки между фланцами сужающего устройства (штуцера) и обратного клапана, а ответный фланец соединяют с нефтепроводом. В нижней точке накопительной камеры устанавливают патрубок с задвижкой для удаления осажденного шлама. В трех точках устанавливают пробоотборники: на входном и выкидном патрубках и на нефтепроводе для контроля количественного содержания нефти и ТВЧ в закачиваемой воде, а также процента воды в нефтепродуктах, отводимых на пункты сбора.
На фиг.1 показан вариант подключения приустьевого делителя фаз к системе межскважинной перекачки с дожимной насосной установкой.
На фиг.2 представлена схема приустьевого делителя фаз (газ, нефть, вода).
Система МСП-ППД с приустьевым делителем фаз и дожимной насосной установкой содержит водозаборную (добывающую) скважину 1, обводненный нефтяной пласт 2, электроцентробежный насос 3, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 4, расходомер 5, приустьевой делитель фаз 6, водовод 7, нефтепровод 8, нагнетательную скважину 9, дожимную насосную установку с верхним приводом 10.
Приустьевой делитель фаз 6 для нагнетательной скважины 9 (фиг.2) содержит стальную трубную вставку 11 расширенного диаметра, заглушенную с обоих концов и нисходящую от устья водозаборной скважины 1, установленную с наклоном относительно горизонта, причем в нижнем конце имеется входной патрубок 12, а во внутренней полости, после входного патрубка 12, установлена перегородка 13 - успокоитель потока поступающей жидкости с открытым сегментом в верхней части на 1/3 диаметра стальной трубной вставки 11. В средней части стальной трубной вставки 11 по нижней образующей установлен выкидной патрубок 14 с задвижкой 15 для отвода воды в нагнетательную скважину 9, а верхняя часть стальной трубной вставки 11 герметично соединена с верхней накопительной камерой 16, имеющей гидравлическое сообщение с ее внутренней полостью. На вершине верхней накопительной камеры 16 установлен патрубок-отвод 17 с фланцевым соединением для установки между фланцами сужающего устройства (штуцера) 18 и обратного клапана 19. В нижней части стальной трубной вставки 11 имеется нижняя накопительная камера 20 для нефтешламов, подобно верхней герметично соединенная с корпусом стальной трубной вставки 11 и имеющая гидравлическое сообщение с ее внутренней полостью, а в донной части установлена задвижка 21 для отгрузки накопившегося шлама.
Приустьевой делитель фаз для нагнетательной скважины работает следующим образом.
Добываемая из водозаборной скважины 1 пластовая вода, содержащая некоторое количество нефти и растворенного газа, электроцентробежным насосом 3 по НКТ 4 поднимается на дневную поверхность, проходя через расходомер 5 и входной патрубок 12, попадает во внутреннюю полость стальной трубной вставки 11. Пластовая вода, преодолевая сопротивление успокоителя 13, теряет линейную скорость, после чего при ламинарном режиме истечения по внутренней полости стальной трубной вставки 11 происходит путевое разделение жидкости на фазы: вода, нефть и газ. Но так
как стальная трубная вставка 11 нисходящая и находится под некоторым углом к горизонту, газ и нефть, имеющие наименьшую плотность относительно плотности пластовой воды, поднимаются в верхнюю накопительную камеру 16. Газ, нефть и частично вода через патрубок-отвод 17, штуцер 18 и обратный клапан 19 по нефтепроводу 8 отводятся на групповую замерную установку, далее на пункты сбора нефти и газа. Одним, непременно выполняемым условием, является то, что в верхней накопительной камере 16 давление должно незначительно превышать давление в нефтепроводе 8. Перепад давлений достигается регулированием оттока воды в нагнетательную скважину 9 задвижкой 15 на выкидном патрубке 14. Диаметр штуцера 18 подбирается с учетом вязкости попутно добытой нефти и градиента перепада давлений в верхней накопительной камере 16 ив нефтепроводе 8. Вода, относительно очищенная от нефтепродуктов и ТВЧ, с минимальным содержанием растворенного в ней газа через выкидной патрубок 14, задвижку 15 по водоводу 7 попадает на прием дожимной насосной установки 10 нагнетательной скважины 9. Нефтешлам и ТВЧ, накопленные в нижней накопительной камере 20, отгружаются через задвижку 21 в емкость на колесном транспорте.
Применение предполагаемой полезной модели позволяет минимизировать содержание ТВЧ, нефти и газа в закачиваемой воде, при добыче ее из скважин, ранее бывших в категории нефтедобывающих с обводненной продукцией, что способствует сохранению коллекторских свойств пластов на длительный срок без дополнительных операций по очистке призабойной зоны нагнетательных скважин. При наличии нефтепровода обеспечивается дополнительная добыча нефти, а за счет отбора свободно выделившегося газа - стабильная работа дожимной насосной установки в нагнетательной скважине (если таковая имеется). Кроме того, следует отметить, что максимальный положительный эффект от устьевого делителя фаз при МСП достигается только при наличии нефтепровода от водозаборной скважины до пункта сбора скважинной
продукции. Приустьевой делитель фаз позволяет значительно упростить общепринятые схемы внешнего водоснабжения и закачки воды в нефтяные пласты с возможностью использования одной скважины как в качестве нефтедобывающей, так и водозаборной для целей ППД, без сложного подземного оборудования.