СИСТЕМА ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПРИ ОРГАНИЗАЦИИ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПО ТЕХНОЛОГИИ МЕЖСКВАЖИННОЙ ПЕРЕКАЧКИ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при добыче воды и нефти из обводняющихся скважин при организации поддержания пластового давления по технологии межскважинной перекачки (МСП-ППД).
Известен способ, обеспечивающий добычу нефти как попутной при основной добыче воды для системы поддержания пластового давления. Способ включает разделение жидкости в скважине на воду и нефть и раздельный отбор воды и нефти. При обводненности нефтедобывающей скважины более 99,5% ее переводят в разряд скважин для добычи воды в систему поддержания пластового давления с попутной добычей нефти. Для этого скважину оборудуют двумя колоннами насосно-компрессорных труб с насосами. Первую колонну опускают на глубину, заполненную водой, отделившейся при гравитационном разделении нефти. Вторую колонну опускают на глубину, близкую к устью скважины, в зону скапливания нефти, поддерживают приток из продуктивного пласта отбором воды по первой колонне насосно-компрессорных труб постоянным из условия предотвращения выпадения кольматирующих веществ в скважине и околоскважинной зоне пласта. При этом отбор нефти по второй колонне насосно-компрессорных труб осуществляют постоянно или периодически в зависимости от скапливающейся в скважине нефти (Патент РФ №2297518, кл. Е21В 43/00, опубл. 2007.04.20).
Недостатками известного способа, принятого в качестве прототипа заявленному техническому решению, являются:
- сложность технологии добычи воды и нефти, связанной с расчетами и длительностью вывода скважины на определенный режим работы при добыче нефти;
- сложность конструкции наземного устьевого оборудования и потребность применения множества нестандартного подземного оборудования.
Кроме того, вторая колонна насосно-компрессорных труб, спущенная на глубину, близкую к устью скважины, в зону скапливания нефти, как правило, на девонской нефти будет запарафиниваться, что повлечет за собой дополнительные материальные затраты на депарафинизацию подземного оборудования скважины.
Задачей полезной модели является создание системы МСП-ППД с использованием обводняющихся нефтедобывающих скважин (одной или нескольких), находящихся вблизи нагнетательной скважины, с максимальной очисткой добываемой пластовой воды от нефтепродуктов, твердых взвешенных частиц (ТВЧ) и удалением попутно добываемого газа в непосредственной близости от устья обводняющейся нефтедобывающей (водозаборной) скважины, с наименьшими трудовыми и эксплуатационными затратами, а также экологически безопасной для окружающей среды.
Технический результат достигается тем, что для применения технологии МСП-ППД на участке, отдаленном от кустовой насосной станции, подбирают обводняющуюся нефтедобывающую скважину (одну или несколько) с дебитом скважинной продукции, содержание воды в которой, по расчету, достаточно для закачки в находящуюся вблизи нагнетательную скважину с целью поддержания пластового давления на определенном участке разрабатываемой нефтяной залежи. Нефть, содержащуюся в скважинной продукции, независимо от ее количества, отбирают и направляют на пункт сбора по существующему нефтепроводу. Для этого продукцию нефтедобывающей скважины на дневной поверхности разделяют на три составляющие фазы - газ, нефть и воду - с помощью устройства «делитель фаз», он же является и очистителем добытой воды от ТВЧ.
Делитель фаз содержит стальную трубную вставку расширенного диаметра, нисходящую от устья водозаборной скважины, с наклоном относительно горизонтали; в верхнем и нижнем концах стальной трубной вставки устанавливают накопительные камеры, герметично соединенные с корпусом и имеющие гидравлическое сообщение с ее внутренней полостью. В нижнюю часть трубной вставки устанавливают входной патрубок и соединяют с выкидной задвижкой устьевой арматуры нефтедобывающей скважины. Один из двух выкидных патрубков устанавливают в верхнюю часть верхней накопительной камеры с фланцевым соединением, между фланцами устанавливают сужающее устройство (штуцер) и обратный клапан, а ответный фланец соединяют с существующим нефтепроводом. Второй патрубок устанавливают в среднюю часть по нижней образующей трубной вставки и соединяют с водоводом, проложенным к нагнетательной скважине. Водовод укомплектовывают задвижками, узлом учета и обратным клапаном. В нижней точке нижней накопительной камеры устанавливают патрубок с задвижкой для удаления осажденных ТВЧ и нефтешлама. Для повышения давления нагнетания добытой и очищенной воды в нагнетательную скважину последовательно между водоводом, соединяющим делитель фаз и нагнетательную скважину, подключают дожимную насосную установку с верхним электроприводом, установленную в неглубоком (4 м) шурфе, содержащую обсадную колонну с фланцевым уплотнением и выкидной патрубок. Выкидной патрубок соединяют с устьевой арматурой нагнетательной скважины, причем дожимная насосная установка включает в себя одну секцию скважинного погружного электроцентробежного насоса, обращенную нагнетательной стороной в обсадную колонну.
Производительность глубинного насоса в нефтедобывающей скважине подбирают в зависимости от максимального дебита продуктивного пласта, но с напором, обеспечивающим нагнетание воды в нагнетательную скважину, с учетом последовательно подключенной к водоводу дожимной насосной установки.
На фиг.1 показана схема для использования обводняющихся нефтедобывающих скважин при организации ППД по технологии МСП.
Система для использования обводняющихся нефтедобывающих скважин при организации поддержания пластового давления по технологии межскважинной перекачки включает обводняющуюся нефтедобывающую скважину 1 (одну или несколько) с дебитом скважинной продукции, содержание воды в которой по расчету достаточно для закачки в находящуюся вблизи нагнетательную скважину 2 с целью поддержания пластового давления на определенном участке разрабатываемой нефтяной залежи. Нефть, содержащуюся в скважинной продукции, независимо от ее количества, отбирают и направляют на пункт сбора по существующему нефтепроводу 14. Для этого продукцию нефтедобывающей скважины на поверхности разделяют на три составляющие фазы - газ, нефть и воду - с помощью устройства «делитель фаз» 3, он же является и очистителем добытой воды от ТВЧ.
Делитель фаз 3 содержит стальную трубную вставку 4 расширенного диаметра, нисходящую от устья нефтедобывающей скважины 1, с наклоном относительно горизонтали, в верхнем и нижнем концах стальной трубной вставки устанавливают накопительные камеры 5 и 6, герметично соединенные с корпусом трубной вставки 4 и имеющие гидравлическое сообщение с ее внутренней полостью. В нижнюю часть трубной вставки 4 устанавливают входной патрубок 7 и соединяют с выкидной задвижкой 8 устьевой арматуры 9 нефтедобывающей скважины 1. Один из двух выкидных патрубков 10 устанавливают в верхнюю часть верхней накопительной камеры 5 с фланцевым соединением, между фланцами устанавливают сужающее устройство 12 (штуцер) и обратный клапан 13, а ответный фланец соединяют с существующим нефтепроводом 14. Второй патрубок 11 устанавливают в среднюю часть по нижней образующей трубной вставки 4 и соединяют с водоводом 15, проложенным к нагнетательной скважине 2. Водовод 15 по обоим концам укомплектовывают двумя одинаковыми задвижками 18, узлом учета 19 и обратным клапаном 20. В нижней точке нижней накопительной камеры 6 устанавливают патрубок 16 с задвижкой 17 для удаления осажденных ТВЧ и нефтешлама. Для повышения давления нагнетания добытой и очищенной воды в нагнетательную скважину 2 последовательно между водоводом 15, соединяющим делитель фаз 3 и нагнетательную скважину 2, подключают дожимную насосную установку 21 с верхним электроприводом, установленную в неглубоком (4 м) шурфе, содержащую обсадную колонну 25, фланцевое уплотнение 23 и выкидной патрубок 24. Выкидной патрубок 24 соединяют с устьевой арматурой 26 нагнетательной скважины 2, причем дожимная насосная установка 21 включает в себя одну секцию скважинного погружного электроцентробежного насоса 22, обращенную нагнетательной стороной в обсадную колонну 25.
Система работает следующим образом.
При организации поддержания пластового давления на участке, отдаленном от кустовой насосной станции, с применением системы МСП-ППД, подбирают обводняющуюся нефтедобывающую скважину 1 (одну или несколько) с дебитом скважинной продукции, содержание воды в которой по расчету достаточную для закачки в находящуюся вблизи нагнетательную скважину 2 с целью поддержания пластового давления на определенном участке разрабатываемой нефтяной залежи. Скважинная продукция нефтедобывающей скважины 1, содержащая пластовую воду, нефть и газ, поднятая на поверхность, через устьевую арматуру 9, задвижку 8, по входному патрубку 7 попадает во внутреннюю полость стальной трубной вставки 4 расширенного диаметра и теряет линейную скорость, после чего при ламинарном режиме истечения по внутренней полости стальной трубной вставки 4 происходит путевое разделение на фазы - вода, нефть и газ. Там же осаждаются нефтешлам и ТВЧ, которые скапливаются в нижней камере 6 делителя фаз 3. Стальная трубная вставка 4 нисходящая и находится под некоторым углом к горизонту. Газ и нефть, имеющие наименьшую плотность относительно плотности пластовой воды, поднимаются в верхнюю накопительную камеру 5. Из накопительной камеры 5 газ, нефть и частично вода через патрубок 10, штуцер 12 и обратный клапан 13 по нефтепроводу 14 отводятся на групповую замерную установку, далее - на пункты сбора нефти и газа (на схеме не показано). Одним, непременно выполняемым условием, является то, что в верхней накопительной камере 5 давление должно незначительно превышать давление в нефтепроводе 14. Перепад давлений достигается регулированием оттока воды в нагнетательную скважину 2 задвижкой 18 на выкидном патрубке 11. Диаметр сужающего устройства (штуцера) 12 подбирают с учетом вязкости попутно добытой нефти и градиента перепада давлений в верхней накопительной камере 5 и в нефтепроводе 14. Вода, относительно очищенная от нефтепродуктов и ТВЧ, с минимальным содержанием растворенного в ней газа через выкидной патрубок 11, задвижку 18, по водоводу 15, через узел учета 19 и обратный клапан 20 попадает на прием дожимной насосной установки 21 с верхним электроприводом, находящейся в неглубоком (4 м) шурфе, в непосредственной близости к нагнетательной скважине 2. Нагнетание воды производится погружным односекционным насосом 22 в обсадную колонну 25 и через выкидной патрубок 24, соединенный с устьевой арматурой 26, в нагнетательную скважину 2. Производительность и напор односекционного погружного электроцентробежного насоса 22, подбирают в соответствии с приемистостью нагнетательной скважины 2. Осажденный нефтешлам и ТВЧ, накопившиеся в нижней накопительной камере 6, периодически отгружают через задвижку 17 в емкость на колесном транспорте.
Применение предложенной системы для использования обводняющихся нефтедобывающих скважин, при организации поддержания пластового давления по технологии межскважинной перекачки, позволяет эксплуатировать нефтедобывающую скважину для отбора воды и нефти без изменения режима ее работы, ориентированной на добычу нефти.
Кроме того, предложенная система имеет следующие преимущества:
- высокую мобильность и управляемость, что в условиях разрабатываемого месторождения с постоянно меняющимися характеристиками намного улучшает показатели разработки;
- низкую материалоемкость, высокую технологичность, не требующую больших капитальных затрат и длительного времени на сооружение объектов;
- отказ от разветвленной сети высоконапорных разводящих водоводов;
- значительное снижение капитальных затрат на оборудование для достижения высоких давлений закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, благодаря применению односекционного скважинного погружного насоса с верхним электроприводом, обращенного нагнетательной стороной в обсадную колонну, в неглубоком (4 м) щурфе малого диаметра.