RU2268999C2

RU2268999C2 - Скважина и способ добычи нефти из подземного пласта через скважину

Info

Publication number: RU2268999C2
Application number: RU2003103440/03A
Authority: RU
Inventors: Елле Сипке БАУМА (NL); Елле Сипке БАУМА; Эрик Йоханнес ПЕЙК (NL); Эрик Йоханнес ПЕЙК; Паулус Хенрикус Йоаннес ВЕРБЕК (NL); Паулус Хенрикус Йоаннес ВЕРБЕК
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 2000-07-06
Filing date: 2001-07-06
Publication date: 2006-01-27
Also published as: BR0112165A; CA2412931C; NO330922B1; US20030116316A1; NO20030023D0; WO2002002908A1; CN1245569C; NO20030023L; US6845821B2; GB2381549A; GB0230050D0; CN1440486A; AU8393601A; AU2001283936B2; GB2381549B; CA2412931A1

Abstract

Изобретение относится к скважине для добычи нефти из подземного пласта. В частности изобретение относится к скважине, в которой скважинный флюид разделяют под землей, так что на поверхность земли выпускают обогащенный нефтью компонент скважинного флюида. Обеспечивает повышение эффективности подземного обезвоживания нефти не требующего или требующего ограниченного дополнительного обезвоживания на поверхности. Сущность изобретения: скважина, проходящая от поверхности земли до подземного продуктивного пласта, содержит жидкие нефтепродукты и воду. Над продуктивным пластом скважина снабжена разделительной камерой, в которой расположен статический сепаратор для отделения воды от нефти. Он имеет впускное отверстие для приема скважинного флюида из впускного участка скважины под разделительной камерой и выпускное отверстие для обогащенного нефтью компонента. Последнее имеет возможность открытия в участок скважины над разделительной камерой. Выпускное отверстие для обогащенного водой компонента имеет возможность открытия в водоспускной участок скважины под разделительной камерой. При этом высота разделительной камеры превышает толщину среднего слоя дисперсии нефти и воды, образующегося в ней между нижним слоем обогащенного водой компонента и верхним слоем обогащенного нефтью компонента. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к скважине для добычи нефти из подземного пласта. В частности, изобретение относится к скважине, в которой скважинный флюид разделяется под землей, так что на поверхность земли выпускается обогащенный нефтью компонент скважинного флюида. Должно быть понятно, что поверхностью земли может также быть дно моря.

В описании и в формуле изобретения под выражением «скважинный флюид» понимается флюид, содержащий жидкие нефтепродукты и воду. Кроме того, жидкие нефтепродукты будут называться здесь нефтью. Скважинный флюид может дополнительно содержать газ.

Существует возрастающая необходимость в эффективном отделении под землей воды от скважинного флюида. Представляется идеальным такое разделение скважинного флюида на нефть и воду, при котором нефть обезвоживается в достаточной степени, чтобы отсутствовала необходимость или имелась необходимость в ограниченной дополнительной сепарации на поверхности вблизи устья скважины до транспортировки с промысла, и при котором получается достаточно чистая вода, чтобы ее можно было закачивать в подземный пласт.

Такая скважина, в которой разделяется скважинный флюид, проходит от поверхности земли до подземного продуктивного пласта, содержащего жидкие нефтепродукты и воду. Скважина снабжена разделительной камерой, в которой расположен сепаратор для отделения воды от нефти, имеющий впускное отверстие для приема скважинного флюида, выпускное отверстие для обогащенного нефтью компонента, открывающееся в участок скважины над разделительной камерой, и выпускное отверстие для обогащенного водой компонента, открывающееся в участок осаждения скважины под разделительной камерой.

В публикации Международной заявки № WO 98/41304 раскрыта такая скважина, имеющая горизонтальный участок, который включает разделительную камеру.

В патентах США №5842520 и №5979559 раскрыта скважина, в которой разделительная камера расположена, по существу, на том же самом уровне, что и продуктивный пласт.

В публикации Международной заявки №WO 98/02637 раскрыта такая скважина, в которой разделительная камера расположена на уровне продуктивного пласта и в которой статический сепаратор выполнен в виде циклонного сепаратора.

В патенте США №4793408 раскрыта такая скважина, в которой разделительная камера представляет собой камеру небольшого диаметра, расположенную внутри участка скважины и имеющую боковое впускное отверстие для скважинного флюида, и в которой разделительная камера снабжена регуляторами для управления прерываемым отводом сточных вод.

В патенте США №5443120 раскрыта обсаженная скважина, включающая участок разделения в обсадной колонне, прилегающий к подземному продуктивному пласту, который предназначен для отделения, по меньшей мере, части воды от скважинного флюида.

В патенте США №5857519 раскрыта газлифтная скважина, содержащая сепаратор, расположенный в кольцевом пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорной колонной и прилегающий к подземному продуктивному пласту.

Известные системы обычно имеют один или несколько недостатков, включая недостаточную степень разделения, сложность и большие затраты на установку, ограниченную устойчивость, ограниченное рабочее окно для дебита нефти и пластовой воды.

Целью настоящего изобретения является создание скважины, содержащей подземную разделительную камеру, в которой скважинный флюид и его разделенные компоненты протекают вертикально или почти вертикально в и из разделительной камеры и обеспечивается эффективное устойчивое разделение под землей скважинного флюида на обогащенный нефтью и обогащенный водой компоненты и, следовательно, обезвоживание нефти ниже поверхности с обеспечением низкой концентрация воды в добытой нефти, не требующей или требующей ограниченное дополнительное обезвоживание на поверхности.

Вышеуказанная цель согласно настоящему изобретению достигается посредством скважины, проходящей от поверхности земли до подземного продуктивного пласта, содержащего жидкие нефтепродукты и воду, и снабженной над продуктивным пластом разделительной камерой с расположенным в ней статическим сепаратором для отделения от нефти под действием силы тяжести диспергированной в нефти воды, составляющей по объему более 10%, включающим впускное отверстие для приема скважинного флюида из впускного участка скважины под разделительной камерой, выпускное отверстие для обогащенного нефтью компонента, открывающееся в участок скважины над разделительной камерой, и выпускное отверстие для обогащенного водой компонента, открывающееся в спускной участок скважины под разделительной камерой, причем высота разделительной камеры превышает толщину среднего слоя дисперсии нефти и воды, образующегося в ней между нижним слоем обогащенного водой компонента и верхним слоем обогащенного нефтью компонента.

Статический сепаратор может дополнительно содержать средство распределения потоков, выполненное с возможностью распределения в заданном положении по вертикали скважинного флюида, поступающего через впускное отверстие сепаратора, по площади поперечного сечения разделительной камеры.

Статический сепаратор может дополнительно содержать датчик уровня и средство регулирования потока для поддержания во время нормальной эксплуатации поверхности раздела между двумя жидкостными слоями на заданном уровне.

Средство распределения потоков может содержать по меньшей мере один трубопровод, сообщающийся по флюиду с впускным отверстием сепаратора для скважинного флюида и имеющий выпускное отверстие, расположенное вблизи заданного положения по вертикали в разделительной камере.

Статический сепаратор может дополнительно содержать комплект из расположенных на расстоянии друг от друга по вертикали наклонных тарелок, между каждой парой которых образовано пространство разделения, по существу, вертикальный впускной трубопровод, сообщающийся с впускным отверстием сепаратора, пересекающий комплект тарелок, предназначенный для приема скважинного флюида на его нижнем конце и снабженный по меньшей мере одним выпускным отверстием для скважинного флюида, открывающимся в пространство разделения, по существу, вертикальный нефтесборный канал, имеющий на его верхнем конце выпускное отверстие для нефти, сообщающееся с выпускным отверстием сепаратора для обогащенного нефтью компонента, и по меньшей мере одно впускное отверстие для нефти, предназначенное для приема флюида из самой верхней области пространства разделения, при этом по меньшей мере наклонная тарелка непосредственно под впускным отверстием для нефти снабжена ориентированной вертикально вверх отражательной перегородкой, и по существу, вертикальный водосборный канал, имеющий на его нижнем конце водовыпускное отверстие, сообщающееся с выпускным отверстием сепаратора для обогащенного водой компонента, и по меньшей мере одно водовпускное отверстие, предназначенное для приема флюида из самой нижней области пространства разделения, при этом по меньшей мере наклонная тарелка непосредственно над водовпускным отверстием снабжена ориентированной вертикально вниз отражательной перегородкой.

Наклонные тарелки могут быть выполнены, по существу, плоскими и расположены, по существу, параллельно друг другу, и снабжены, каждая, ориентированной вниз отражательной перегородкой, прикрепленной к краю на нижней стороне наклонной тарелки, и ориентированной вверх отражательной перегородкой, прикрепленной к краю верхней стороны наклонной тарелки, при этом остальные участки края пригнаны с уплотнением к стенке разделительной камеры, причем нефтесборный канал образован пространством, ограниченным ориентированными вверх отражательными перегородками и стенкой, а водосборный канал образован пространством, ограниченным ориентированными вниз отражательными перегородками и стенкой.

Наклонные тарелки могут иметь, по существу, форму воронок, расположенных, по существу, параллельно друг другу и имеющих, каждая, центральное отверстие.

Воронки могут быть выполнены сужающимися от верхней части к нижней части, причем к краю каждого центрального отверстия прикреплена ориентированная вниз отражательная перегородка, а к верхнему краю прикреплена ориентированная вверх отражательная перегородка, при этом водосборный канал образован осевым пространством, ограниченным ориентированными вниз отражательными перегородками, а нефтесборный канал образован кольцевым пространством, ограниченным ориентированными вверх отражательными перегородками и стенкой.

Воронки могут быть выполнены сужающимися от нижней части к верхней части, причем к краю каждого центрального отверстия прикреплена ориентированная вверх отражательная перегородка, а к нижнему краю прикреплена ориентированная вниз отражательная перегородка, и нефтесборный канал образован осевым пространством, ограниченным ориентированными вверх отражательными перегородками, при этом водосборный канал образован кольцевым пространством, ограниченным ориентированными вниз отражательными перегородками и стенкой.

Площадь поперечного сечения водосборного канала может увеличиваться от верхней части к нижней части.

Площадь поперечного сечения нефтесборного канала увеличивается от нижней части к верхней части.

Выпускные отверстия впускного канала могут иметь одинаковые размеры.

Разделительная камера может быть расположена на расширенном участке скважины.

Отношение высоты разделительной камеры к ее эффективному диаметру может быть меньше 10, предпочтительно меньше 5.

Выражение «высота» разделительной камеры, использованное в описании и в формуле изобретения, означает самое короткое расстояние по вертикали между выпускным отверстием для обогащенного нефтью компонента и выпускным отверстием для обогащенного водой компонента. Физическая высота разделительной камеры может быть больше.

Согласно изобретению создан способ добычи нефти из подземного продуктивного пласта через вышеописанную скважину, согласно которому осуществляют следующие операции:

подача скважинного флюида в разделительную камеру в заданном положении по вертикали через по меньшей мере одно отверстие с локальной скоростью потока ниже 1 м/с;

обеспечение возможности разделения скважинного флюида на нижний слой обогащенного водой компонента, средний слой компонента дисперсии нефти и воды и верхний слой обогащенного нефтью компонента;

извлечение жидкости из верхнего слоя и ее выпускание на поверхность;

извлечение жидкости из нижнего слоя;

измерение положения по вертикали поверхности раздела между жидкостными слоями;

регулирование скорости потока по меньшей мере одного компонента из втекающего скважинного флюида, вытекающего обогащенного водой компонента или вытекающего обогащенного нефтью компонента в зависимости от измеренного положения по вертикали.

Скорость потока можно регулировать для установки заданного положения по вертикали в нижнем слое или для установки заданного положения по вертикали в среднем слое.

Обнаружено, что с практической точки зрения выгодно расположить разделительную камеру ниже по потоку и выше продуктивного пласта и что в случае такой компоновки необходимо, чтобы высота разделительной камеры была больше толщины слоя дисперсии. В таком случае во время нормальной эксплуатации слой относительно обезвоженной нефти образуется над слоем дисперсии, а слой относительно чистой воды - под прослоем дисперсии.

Кроме того, было обнаружено, что при разделении скважинного флюида в подземной разделительной камере можно воспользоваться физическими условиями в скважине, например повышенными температурой и давлением, которые влияют на режим разделения нефти и воды так, что эффективное разделение скважинного флюида на относительно обезвоженную нефть и относительно чистую воду можно осуществлять в реальных и экономически целесообразных условиях. В соответствии с конкретным аспектом изобретения производительность подземной разделительной камеры можно повысить путем использования сепаратора, содержащего комплект тарелок.

Далее посредством не ограничивающего изобретение варианта оно описано более подробно и со ссылками на чертежи, на которых изображено следующее:

фиг.1 показывает результат основанных на модели вычислений разделения скважинного флюида в разделительной камере при и без установки комплекта тарелок;

фиг.2 - схематичное изображение скважины согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения;

фиг.3 - схематичное изображение скважины по второму варианту осуществления настоящего изобретения;

фиг.4 - схематичное изображение детали из второго варианта осуществления настоящего изобретения;

фиг.5 - схематичное изображение области разделения из третьего варианта осуществления настоящего изобретения.

Скважинный флюид, получаемый из нефтяной продуктивной скважины, обычно содержит больше 10% по объему сильно диспергированной воды. Режим разделения под воздействием силы тяжести дисперсии нефть/вода, содержащей больше 10% по объему воды, может быть описан с помощью модели. Разработана так называемая модель прослоя дисперсии, см. H.G.Polderman et al., SPE paper №38816, 1997 г. Модель может быть использована для описания разделения в разделительной камере. Важный механизм разделения основан на коалесценции небольших капель воды в прослое дисперсии, которые опускаются в нижний слой после того, как капли вырастут достаточно большими. Во время нормальной эксплуатации в разделительной камере образуются три жидкостных слоя: нижний слой относительно чистой воды, средний слой, содержащий дисперсию нефти и воды, и верхний слой относительно обезвоженной нефти. Средний слой также называют прослоем дисперсии.

Из этой модели следует уравнение для толщины Н_D (м) прослоя дисперсии как функции удельной пропускной способности Q/A (м/с), где Q (м³/с) - объемная скорость течения флюида, подлежащего разделению, через разделительную камеру, и А (м²) - площадь горизонтального поперечного сечения разделительной камеры.

Зависимость между толщиной Н_D прослоя дисперсии и удельной пропускной способностью Q/A может быть описана уравнением, которое проверено экспериментально

В этом уравнении а и b представляют собой постоянные, имеющие отношение к стабильности дисперсии и, в частности, они являются функцией кинематической вязкости нефтяного компонента, разницы плотностей нефтяного и водного компонентов и распределения размеров капель в дисперсии. Для нефти, имеющей кинематическую вязкость 0,001 Па·с, стабильная дисперсия характеризуется, например, значениями а=0,125 с и b=0,078 с/м, тогда как нестабильная дисперсия, которая более просто разделяется, характеризуется, например, значениями а=0,05 с и h=0,032 с/м.

Теперь обратимся к фиг.1, на которой кривой А показан пример зависимости толщины H_D (по оси ординат, м) прослоя дисперсии от удельной пропускной способности Q/A (по оси абсцисс, м/с), вычисленной согласно уравнению (1). При вычислениях принимались значения а=0,05 с и b=0,032 с/м.

Толщина Н_D прослоя дисперсии при заданных объемной скорости Q течения и площади А поперечного сечения определяет минимальную высоту, которая необходима для разделительной камеры, чтобы могли образовываться верхний слой нефти и нижний слой воды с прослоем дисперсии между ними. Аналогично, верхний предел Q_max для объемной скорости течения может быть вычислен путем решения уравнения (1) для заданных площади поперечного сечения и высоты разделительной камеры, при этом предполагается, что Н_D равна высоте разделительной камеры. Верхний предел Q_max, деленный на объем разделительной камеры, может быть принят в качестве показателя производительности разделительной камеры.

Далее будет показано, что производительность разделительной камеры можно повысить путем установки комплекта расположенных на расстоянии друг от друга по вертикали наклонных тарелок. Такой комплект расположенных на расстоянии друг от друга по вертикали тарелок также называется пакетом тарелок.

Пакет тарелок подразделяет разделительную камеру на несколько пространств разделения, при этом пространство, образованное между двумя соседними тарелками, называется пространством разделения, имеющим толщину Н_р (м). В каждом пространстве разделения образуется прослой дисперсии, а суммарная толщина прослоя дисперсии равна суммарной толщине всех индивидуальных прослоев дисперсии. В первом приближении суммарная толщина прослоя дисперсии равна высоте (n·Н_р) пакета тарелок, необходимых для полного удержания дисперсии. Н_D можно вычислить с помощью следующей модификации уравнения (1):

где

Н_р - расстояние по вертикали между соседними тарелками, (м);

n - число тарелок, расположенных в пакете тарелок на одинаковых расстояниях по вертикали;

при этом другие обозначения имеют смысл, определенный в настоящем описании выше.

Кривая В на фиг.1 вычислена для пакета тарелок с Н_р=0,3 м при использовании для а и b тех же значений, как и при вычислении кривой А. При Q/А=0,005 м/с дисперсия может быть полностью удержана в пределах 0,3 м, следовательно, в пределах одной пары тарелок. При Q/A=0,020 м/с дисперсия может быть полностью удержана в пределах 1, 2 м, следовательно, в пределах комплекта из 5 тарелок, задающих 4 пространства разделения, каждое высотой 0,3 м.

В противоположность указанному, когда пакет тарелок не используется, из кривой А при 0,020 м/с получается толщина прослоя дисперсии приблизительно 2,1 м. Это показывает, что при использовании пакета тарелок разделительная камера меньшей высоты может обеспечить ту же самую удельную пропускную способность, как и большая разделительная камера без пакета тарелок.

На фиг.2 схематично показан первый вариант осуществления настоящего изобретения. Скважина 1, проходящая от поверхности 1 до подземного продуктивного пласта 4, снабжена разделительной камерой 6, которая расположена в расширенной части 7 скважины 1. Разделительная камера 6 имеет, по существу, круговое поперечное сечение. Вертикальная стенка 8 разделительной камеры 6 образована окружающей породой 9, но должно быть понятно, что стенка может быть также образована скважинной трубой, например обсадной трубой. Кроме того, стенка разделительной камеры образует стенку сепаратора.

В разделительной камере 6 размещен сепаратор 10 для отделения воды от нефти, имеющий впускное отверстие 12 для приема скважинного флюида из впускного участка 13 скважины под разделительной камерой 6. Сепаратор 10 также имеет выпускное отверстие 15 для обогащенного нефтью компонента, открывающееся в участок 16 скважины над разделительной камерой 6, и выпускное отверстие 18, открывающееся в спускной участок 19 скважины ниже разделительной камеры. Спускной участок 19 скважины сообщается с водоспускной системой. В этом примере водоспускная система содержит сливную скважину 20, которая снабжена средством 21 для выпуска в подземный пласт 22 и насосом 23. Водоспускная система также содержит средство (не показано) для предотвращения протекания воды обратно в разделительную камеру.

Разделительная камера 6 скважины 1 включает статический сепаратор 10. Статический сепаратор 10 содержит средство 24 распределения потоков, и это средство 24 распределения потоков содержит вертикальный впускной трубопровод 25, имеющий на его нижнем конце впускное отверстие, находящееся в сообщении с впускным отверстием 12 для скважинного флюида статического сепаратора 10. Средство 24 распределения потоков также содержит выпускной трубопровод 26, который находится в сообщении с верхним концом впускного трубопровода 25. Выпускной трубопровод 26 снабжен рядом выпускных отверстий 27, которые открываются в разделительную камеру 6, находясь, по существу, в одинаковом положении по вертикали. Датчик 28 уровня установлен для обнаружения уровня поверхности раздела между жидкостными слоями, преимущественно уровня между нижним и средним слоями. Сигнал, формируемый датчиком уровня 28, может использоваться для регулирования потока втекающего скважинного флюида, вытекающего, обогащенного водой компонента или вытекающего, обогащенного нефтью компонента, в зависимости от измеренного положения по вертикали. Например, для удержания положения поверхности раздела по вертикали между нижним и средним слоями в пределах заданных значений может регулироваться скорость нагнетания насоса 23 водоспускной системы, посредством которой сливается обогащенный водой компонент, принимаемый на выпускном отверстии 18.

Во время нормальной эксплуатации скважинный флюид, содержащий смесь нефти и воды, поступает из подземного пласта 4 через впускное средство 3 и протекает по скважине 1. Скважинный флюид, имеющийся на впускном участке 13 скважины под разделительной камерой, может быть как скважинным флюидом, непосредственно получаемым из подземного пласта 4, так и может представлять собой поток, получаемый после первичного разделения, например компонент, получаемый после обезвоживания на горизонтальном участке скважины. Предпочтительно, чтобы скважинный флюид, втекающий в сепаратор 10 на впускном отверстии 12, содержал от 10% до 80% по объему воды.

Скважинный флюид принимается впускным трубопроводом 25 из впускного отверстия 12. Скважинный флюид подается в разделительную камеру через отверстия 27, находящиеся в заданном положении по вертикали. Таким образом достигается относительно равномерное распределение скважинного флюида по площади поперечного сечения разделительной камеры, которое является выгодным для эффективного разделения. В частности, локальная скорость потока втекающего скважинного флюида может поддерживаться ниже 1 м/с, что в реальных условиях соответствует критическому значению для большей части скважинных флюидов, выше которого не может быть получено эффективное разделение. При этом будет образовываться нижний слой обогащенного водой компонента, отделенный поверхностью раздела от среднего слоя дисперсии воды и нефти (прослоя дисперсии). Положение поверхности раздела по вертикали может быть измерено датчиком 28 уровня, это измерение может быть использовано для регулирования скорости удаления через выпускное отверстие 18, и этим способом уровень поверхности раздела можно изменять в пределах заданных границ. Можно выбирать размещение поверхности раздела несколько выше или ниже положения по вертикали выпускных отверстий от средства 24 распределения потоков.

Поверх прослоя дисперсии образуется верхний слой обогащенного нефтью компонента. Обогащенный нефтью компонент втекает в выпускное отверстие 15 и протекает на поверхность, где он выпускается возле устья скважины (не показано). Обогащенный нефтью компонент обычно содержит меньше 10% по объему воды, предпочтительно, чтобы он содержал меньше 2% по объему, и более предпочтительно - меньше 0,5% по объему воды.

Обогащенный водой компонент втекает в выпускное отверстие 18, из которого он выпускается через водовыпускную систему. Обогащенный водой компонент может содержать от 0,01 до 0,5% по объему нефти.

Выпускное отверстие 15 предназначено для извлечения жидкости из области внутри разделительной камеры 6, в которой во время нормальной эксплуатации образуется верхний слой, а выпускное отверстие 18 предназначено для извлечения жидкости из области, в которой образуется нижний слой. Предпочтительно, чтобы, как и в этом варианте осуществления изобретения, выпускное отверстие 15 было расположено с обеспечением возможности извлечения флюида из самой верхней области разделительной камеры, а выпускное отверстие 18 было расположено с обеспечением возможности извлечения флюида из самой нижней области с тем, чтобы использовать полную физическую высоту разделительной камеры.

Разделительную камеру 6 выполняют настолько большой, чтобы прослой дисперсии, который образуется во время нормальной эксплуатации, полностью располагался в камере 6. Соответственно, отношение высоты разделительной камеры к ее эффективному диаметру меньше 10, предпочтительно, чтобы оно было меньше 5, при этом эффективный диаметр определяется как диаметр круга, имеющего такую же площадь поперечного сечения, что и разделительная камера.

Ясно, что один или несколько выпускных трубопроводов средства 24 распределения потоков можно выполнить в виде паукообразной конструкции или кольцевой конструкции. Предпочтительно располагать выпускные отверстия так, чтобы они подавали флюид в разделительную камеру горизонтально и тангенциально по отношению к внешней стенке 8.

На фиг.3 и 4 показан второй вариант осуществления настоящего изобретения. В этом варианте осуществления статический сепаратор 10 дополнительно содержит комплект наклонных, по существу, плоских тарелок 30, 31, 32, которые расположены, по существу, параллельно друг другу, а по вертикали размещены на одинаковых расстояниях друг от друга. Пространство, заключенное между двумя соседними тарелками, называется пространством разделения. Например, тарелки 30 и 31 образуют пространство 35 разделения, тарелки 31 и 32 задают пространство 36 разделения. Под самой нижней тарелкой 32 набора тарелок расположена параллельная донная тарелка 37, при этом внешний край донной тарелки с уплотнением взаимодействует со стенками разделительной камеры 6. Между тарелкой 32 и донной тарелкой 37 образовано еще одно пространство 38 разделения.

Комплект тарелок пересекается впускным трубопроводом 40, который проходит вертикально вверх от отверстия 42 через комплект тарелок в центре разделительной камеры 6. При этом проход для впускного трубопровода сквозь тарелку, например проход 43 сквозь тарелку 31, выполнен так, что стенка впускного трубопровода 40 вставлена в тарелку с уплотнением, например в тарелку 31, в результате чего вдоль впускного трубопровода предотвращается сообщение по флюиду между соседними пространствами разделения, например между пространствами 35 и 36 разделения. Кроме того, впускной трубопровод 40 снабжен радиальными выпускными отверстиями 44, 45, 46, которые открываются соответственно в пространства 35, 36, 38 разделения. Ясно, что могут быть образованы дополнительные выпускные отверстия, открывающиеся в различных радиальных направлениях. Обеспечивается преимущество при образовании выпускного отверстия по направлению оси в горизонтальной плоскости, относительно которой наклонены тарелки, то есть на фиг.2 по направлению оси, перпендикулярной к плоскости бумаги.

Теперь дополнительные подробности, касающиеся наклонных тарелок, будут рассмотрены со ссылкой на фиг.4, на которой схематично показаны тарелки 31 и 32 по фиг.3. Край 47 тарелки 31 включает на верхней стороне 48 тарелки 31 прямолинейную кромку 49, к которой прикреплена ориентированная кверху отражательная перегородка 50. На нижней стороне 52 край 47 включает прямолинейную кромку 54, к которой прикреплена ориентированная вниз отражательная перегородка 56.

На фиг.3 другие наклонные тарелки из комплекта тарелок соответственно на их нижних и верхних сторонах аналогичным образом снабжены ориентированными вверх и вниз отражательными перегородками 58, 59, 60, 61. Остальные участки края каждой наклонной тарелки, к которым не прикреплены отражательные перегородки, взаимодействуют с уплотнением со стенкой 8.

Статический сепаратор 10 также имеет нефтесборный канал 65, который образован пространственным сегментом, ограниченным ориентированными вверх отражательными перегородками 58, 50, 59 и стенкой 8. Нефтесборный канал 65 имеет впускные отверстия для нефти, например впускное отверстие 70 для нефти, предназначенные для приема флюида из самой верхней области 72 пространства 36 разделения. Впускное отверстие 70 для нефти образовано верхней кромкой 49 тарелки 31 и ориентированной вверх отражательной перегородкой 59 тарелки 32 непосредственно под впускным отверстием 70 для нефти. Нефтесборный канал 65 также имеет выпускное отверстие 73, находящееся в сообщении с выпускным отверстием 15 статического сепаратора 10.

Напротив нефтесборного канала 65 сепаратор 10 имеет водосборный канал 75, который образован пространственным сегментом, ограниченным ориентированными вниз отражательными перегородками 60, 56, 61 и стенкой 8. Водосборный канал 75 имеет водовпускные отверстия, например водовпускное отверстие 80, предназначенные для приема флюида из самой нижней области 82 пространства 35 разделения. Водовпускное отверстие 80 задано нижней кромкой 54 тарелки 31 и ориентированной вниз отражательной перегородкой 60 тарелки 30 непосредственно над водовпускным отверстием 80. Водосборный канал 75 также имеет выпускное отверстие 83, находящееся в сообщении с выпускным отверстием 18 сепаратора 10.

Тарелки 30, 31 и 32 с прикрепленными отражательными перегородками размещены таким образом, что наименьшее расстояние по горизонтали между ориентированной вверх отражательной перегородкой и стенкой 8 возрастает от дна к верхней части, а наименьшее расстояние по горизонтали между ориентированной вниз отражательной перегородкой и стенкой 8 возрастает от верхней части ко дну. В этом случае площади поперечного сечения как нефтесборного канала 65, так и водосборного канала 75, возрастают по направлению к соответствующим выпускным отверстиям 73 и 83. Поскольку сепаратор 10 не содержит деталей, движущихся во время нормальной эксплуатации, он представляет собой статический сепаратор для отделения воды от нефти.

Во время нормальной эксплуатации скважинный флюид, содержащий нефть и воду, поступает из подземного пласта 4 через впускное средство 3 и протекает по скважине 1. Скважинный флюид, имеющийся на впускном участке 13 скважины под разделительной камерой, может быть как скважинным флюидом, непосредственно получаемым из подземного пласта 4, так и может представлять собой поток, получаемый после первичного разделения, например поток компонента после обезвоживания на горизонтальном участке скважины. Предпочтительно, чтобы скважинный флюид, втекающий в статический сепаратор 10 на впускном отверстии 12, содержал от 10 до 80% по объему воды. Затем скважинный флюид втекает во впускной трубопровод 40 на отверстии 42 и входит внутрь пространств 35, 36, 38 разделения через выпускные отверстия 44, 45 и 46. Обнаружено, что хорошие результаты разделения получаются, если все отверстия имеют одинаковую площадь поперечного сечения. Кроме того, хорошие результаты получаются, если диаметр отверстий того же порядка, что и диаметр впускного трубопровода, вследствие чего падение давления на отверстии небольшое.

Теперь будет рассмотрено разделение. С этой целью необходимо обратить внимание на пространство 36 разделения между тарелками 31 и 32. В этом пространстве 36 разделения образуются три жидкостных слоя: верхний слой, обогащенный нефтью, средний слой в виде прослоя дисперсии и нижний слой, обогащенный водой. Обогащенный нефтью слой протекает по направлению к самой верхней области 72 пространства 36 разделения, где он покидает пространство разделения, чтобы через впускное отверстие 70 войти в нефтесборный канал. Обогащенный водой слой протекает к самой нижней области 85 пространства 36 разделения, откуда он через впускное отверстие 86 входит в водосборный канал. Разделение в пространствах 35 и 38 выполняется аналогично.

Нефтесборный канал 65 получает обогащенный нефтью компонент из всех пространств разделения, и поскольку поперечное сечение канала становится шире к выпускному отверстию 73, скорость протекающего вертикально вверх обогащенного нефтью компонента в канале 65 может сохраняться, по существу, постоянной. Из выпускного отверстия 73 собранный, обогащенный нефтью компонент протекает к выпускному отверстию 15 над комплектом тарелок и к поверхности, где он выходит возле устья скважины (не показано). Обычно обогащенный нефтью компонент содержит меньше 10% по объему воды, предпочтительно, чтобы он содержал меньше 2% по объему, и более предпочтительно - меньше 0,5% по объему воды.

Водосборный канал 75 получает обогащенный водой компонент из всех пространств разделения, и поскольку его поперечное сечение становится шире от верхней части к нижней части по направлению к выпускному отверстию 83, скорость протекающего вертикально вниз обогащенного водой компонента в канале 75 может сохраняться по существу постоянной. Из выпускного отверстия 83 собранный, обогащенный водой компонент протекает к выпускному отверстию 18 под комплектом тарелок, из которого он выпускается через водоспускную систему. Обогащенный водой компонент может содержать от 0,01% по объему до 0,5% по объему нефти.

Высота разделительной камеры 6, то есть самое короткое расстояние по вертикали между выпускным отверстием 15 для обогащенного нефтью компонента и выпускным отверстием 18 для обогащенного водой компонента, в этом варианте осуществления изобретения совпадает с физической высотой разделительной камеры 6 в расширенной части 7 ствола скважины. Комплект тарелок в разделительной камере расположен так, что при нормальной эксплуатации полностью удерживает дисперсию, вследствие чего область разделительной камеры над комплектом тарелок заполнена обогащенным нефтью компонентом, а область под комплектом тарелок заполнена обогащенным водой компонентом. Как обсуждалось ранее со ссылкой на фиг.1, высота комплекта тарелок в первом приближении может рассматриваться как толщина прослоя дисперсии, поскольку она представляет собой верхний предел суммарной толщины всех отдельных прослоев дисперсии в пространствах разделения.

Теперь обратимся к фиг.5. Сейчас будет описан дополнительный вариант осуществления скважины 100 в соответствии с настоящим изобретением. На фиг.5 схематично показана разделительная камера 6 скважины 100. Элементы, которые аналогичны элементам, рассмотренным со ссылкой на фиг.3, обозначены теми же ссылочными номерами.

Наклонные тарелки 130, 131 и 132, которые составляют комплект тарелок статического сепаратора 110, имеют форму воронок с, по существу, круговым поперечным сечением. В этом варианте осуществления изобретения воронки выполнены так, что они сужаются от верхней части ко дну. Воронки 130, 131 и 132 расположены одна над другой, параллельно друг другу, на равных расстояниях и, по существу, вдоль центральной оси 133 разделительной камеры 6. Каждая воронка снабжена центральным отверстием 140, 141 и 142.

Пространство, образованное между двумя соседними воронками, называется пространством разделения, на фиг.5 показаны пространства 144 и 145 разделения. Под самой нижней тарелкой 132 комплекта пластин расположена горизонтальная плоская донная тарелка 147, при этом внешний край донной тарелки с уплотнением взаимодействует со стенкой разделительной камеры.

Комплект тарелок пересекается впускным трубопроводом 150, который проходит вертикально вверх от отверстия 152 через центральное отверстие каждой воронки. Впускной трубопровод 150 содержит выпускные трубопроводы 154, 155, 156, 157. Каждый из выпускных трубопроводов вытянут внутрь пространства разделения, где он снабжен выпускным отверстием: выпускные отверстия 158, 159, 160, 161. Ясно, что могут быть образованы дополнительные выпускные трубопроводы и отверстия, открывающиеся в различных направлениях.

Ко всему краю центрального отверстия каждой воронки прикреплена ориентированная вниз отражательная перегородка, а ко всему верхнему краю каждой воронки прикреплена ориентированная вверх отражательная перегородка. Ориентированные вниз отражательные перегородки схематично показаны ссылочными номерами 170, 171, 172, а ориентированные вверх отражательные перегородки - номерами 174, 175, 176. Нефтесборный канал 178 образован кольцевым пространством, ограниченным ориентированными вверх отражательными перегородками 174, 175, 176 и стенкой 8. Впускные отверстия 181, 182 для нефти к нефтесборному каналу 178 соответственно заданы кольцевыми областями между ориентированной вверх отражательной перегородкой 175, 176 и верхним краем верхней прилегающей воронки 130, 131. Например, впускное отверстие 181 для нефти предназначено для приема обогащенного нефтью компонента из самой верхней области 183 пространства 145 разделения. Нефтесборный канал 178 дополнительно имеет выпускное отверстие 184, находящееся в сообщении с выпускным отверстием 15 сепаратора 110.

Водосборный канал 180 сепаратора 110 образован близким к оси пространством, ограниченным ориентированными вниз отражательными перегородками 170, 171, 172. Водовпускные отверстия 186, 187 для водосборного канала 180 заданы кольцевыми областями между ориентированными вниз отражательными перегородками 170, 171 и краем соседнего кругового отверстия 141, 142 соответственно. Например, водовпускное отверстие 187 предназначено для приема обогащенного водой компонента из самой нижней области 189 пространства 145 разделения. Водосборный канал 180 также имеет выпускное отверстие 190, находящееся в сообщении с выпускным отверстием 18 сепаратора 110.

Диаметр верхнего края возрастает от верхней части к нижней части, так что площадь поперечного сечения нефтесборного канала 178 увеличивается по направлению к выпускному отверстию 184. Площадь поперечного сечения центральных отверстий и, следовательно, водосборного канала увеличивается от верхней части к нижней части, то есть по направлению к выпускному отверстию 190. Самая нижняя, ориентированная вниз отражательная перегородка 172 вблизи выпускного отверстия 190 водосборного канала пересекает донную тарелку 147, при этом отражательная перегородка 172 по наружному контуру с уплотнением взаимодействует с донной тарелкой 147. Выпускное отверстие 190 находится в сообщении с выпускным отверстием сепаратора для обогащенного водой компонента через трубопровод 192, который прикреплен к нижнему краю ориентированной вниз отражательной перегородки 172. В промежуточной стенке 193 образовано отверстие 152, в котором закреплен впускной трубопровод 150.

Для рассмотрения процесса нормальной эксплуатации скважины 100 этого варианта осуществления изобретения можно обратиться к процессу нормальной эксплуатации варианта осуществления изобретения, рассмотренного со ссылками на фиг.2 и 3. Ниже будет рассмотрена работа только сепаратора 110.

Скважинный флюид принимается статическим сепаратором 110 тем же самым способом на впускном отверстии 12 и втекает во впускной трубопровод 150 на отверстии 152. Скважинный флюид впускается внутрь пространств 144, 145 разделения через выпускные отверстия 158, 159, 160, 161. В пространстве разделения, например в пространстве 145 разделения, образуются верхний, обогащенный нефтью слой, и нижний, обогащенный водой слой. Для примера, в пространстве 145 разделения обогащенный нефтью слой протекает к самой верхней области 183, где он покидает пространство разделения, чтобы войти в нефтесборный канал через впускное отверстие 181. Обогащенный водой слой протекает к самой нижней области 189 пространства 145 разделения, откуда он входит в водосборный канал через впускное отверстие 187. Нефтесборный канал 178 получает обогащенный нефтью компонент из всех пространств разделения, и поскольку поперечное сечение канала становится шире по направлению к выпускному отверстию 184, скорость протекающего вертикально вверх обогащенного нефтью компонента в канале 178 может сохраняться, по существу, постоянной. Из выпускного отверстия собранный, обогащенный нефтью компонент, протекает к выпускному отверстию 15. Обычно обогащенный нефтью компонент содержит меньше 10% по объему воды, предпочтительно, чтобы он содержал меньше 2% по объему, более предпочтительно - меньше 0,5% по объему воды.

Водосборный канал 180 получает обогащенный водой компонент из всех пространств разделения, и поскольку его поперечное сечение становится шире от верхней части к нижней части по направлению к выпускному отверстию 190, скорость протекающего вертикально вниз обогащенного водой компонента в канале 180 может сохраняться, по существу, постоянной. Из выпускного отверстия 190 собранный, обогащенный водой компонент втекает в выпускное отверстие 18, откуда он сливается через водоспускную систему. Обогащенный водой компонент может содержать от 0,01% по объему до 0,5% по объему нефти.

Отражательные перегородки вдоль водосборного и нефтесборного каналов могут рассматриваться как используемые для различных целей. Они охватывают скважинный флюид в пространствах разделения так, что пространства разделения могут считаться эффективно разъединенными. Кроме того, отражательные перегородки предотвращают повторное смешивание уже отделенного компонента, находящегося в канале сбора, с флюидом, находящимся в пространстве разделения, при условии, что скорости потоков в каналах сбора относительно высокие. Отражательные перегородки способствуют реализации эффективной развязки вертикальных потоков втекающего скважинного флюида и вытекающих разделенных компонентов.

Должно быть понятно, что одну модификацию сепаратора 110, показанного на фиг.5, можно получить путем переворота комплекта воронок так, чтобы они сужались от дна к верхней части, и должно быть ясно, как при такой компоновке образуются нефтесборный канал в области вблизи оси и водосборный канал в кольцевой области разделительной камеры.

Другую модификацию сепаратора 110 можно получить путем прикрепления с уплотнением участков верхних краев воронок к наружной стенке так, чтобы один или более нефтесборных каналов образовались в пространственных сегментах вдоль наружной стенки.

В еще одной модификации изобретения впускной канал выполнен смещенным от центра разделительной камеры и, как в варианте осуществления сепаратора 10 по фиг.3, с уплотнением пересекает комплект тарелок.

Понятно, что конкретные конструктивные параметры пакета тарелок будут зависеть от реальной ситуации. Например, площади поперечного сечения водосборного и нефтесборного каналов относительно друг друга и относительно площади поперечного сечения разделительной камеры могут быть выбраны в зависимости от ожидаемых скоростей потоков и содержания воды в скважинном флюиде. Число тарелок можно выбирать на основе вычислений, подобных приведенным на фиг.1, используя параметры реальной ситуации. Угол наклона тарелок по отношению к горизонтальной плоскости выбирают так, чтобы твердые частицы не скапливались на тарелках, но чтобы при этом имеющийся объем разделения использовался оптимально. Обычно угол наклона следует выбирать в пределах от 10° до 45°, предпочтительно, чтобы он был от 15° до 25°.

При обсуждении со ссылкой на фиг.1 стало ясно, что комплект тарелок в разделительной камере повышает эффективность разделения сепаратора. На практике часто можно добиться уменьшения необходимой высоты разделительной камеры в пределах от 1,5 до 6 раз. Иногда высота разделительной камеры не является ограничивающим фактором для конструктивной схемы скважины, и в этом случае может быть использован сепаратор без комплекта тарелок.

Типичные размеры разделительной камеры 6 скважины, указанные на фиг.1, вычисляют, используя модель прослоя дисперсии при следующих предположениях: суммарный расход скважинного флюида через сепаратор 1000 м³/сутки при содержании 50% по объему воды, вязкость обезвоженной нефти 0,001 Па·с. В этом случае необходима разделительная камера диаметром приблизительно 1 м и высотой 5 м. Для сравнения следует отметить, что путем установки в разделительную камеру комплекта тарелок необходимую высоту можно уменьшить, например до 2 м.

Claims

1. Скважина, проходящая от поверхности земли до подземного продуктивного пласта, содержащего жидкие нефтепродукты и воду, и снабженная над продуктивным пластом разделительной камерой с расположенным в ней статическим сепаратором для отделения от нефти под действием силы тяжести диспергированной в нефти воды, составляющей по объему более 10%, включающим впускное отверстие для приема скважинного флюида из впускного участка скважины под разделительной камерой, выпускное отверстие для обогащенного нефтью компонента, имеющее возможность открытия в участок скважины над разделительной камерой, и выпускное отверстие для обогащенного водой компонента, имеющее возможность открытия в спускной участок скважины под разделительной камерой, причем высота разделительной камеры превышает толщину среднего слоя дисперсии нефти и воды, образующегося в ней между нижним слоем обогащенного водой компонента и верхним слоем обогащенного нефтью компонента.

2. Скважина по п.1, в которой статический сепаратор дополнительно содержит средство распределения потоков, выполненное с возможностью распределения в заданном положении по вертикали скважинного флюида, поступающего через впускное отверстие сепаратора, по площади поперечного сечения разделительной камеры.

3. Скважина по п.1 или 2, в которой статический сепаратор дополнительно содержит датчик уровня и средство регулирования потока для поддержания во время эксплуатации поверхности раздела между двумя жидкостными слоями на заданном уровне.

4. Скважина по п.2 или 3, в которой средство распределения потоков содержит по меньшей мере один трубопровод для сообщения по флюиду с впускным отверстием сепаратора для скважинного флюида, имеющий выпускное отверстие, расположенное вблизи заданного положения по вертикали в разделительной камере.

5. Скважина по п.1, в которой статический сепаратор дополнительно содержит комплект из расположенных на расстоянии друг от друга по вертикали наклонных тарелок, между каждой парой которых образовано пространство разделения, по существу, вертикальный впускной трубопровод для сообщения с впускным отверстием сепаратора, пересекающий комплект тарелок, предназначенный для приема скважинного флюида на его нижнем конце и снабженный по меньшей мере одним выпускным отверстием для скважинного флюида, имеющим возможность открытия в пространство разделения, по существу, вертикальный нефтесборный канал, имеющий на его верхнем конце выпускное отверстие для нефти, сообщенное с выпускным отверстием сепаратора для обогащенного нефтью компонента, и по меньшей мере одно впускное отверстие для нефти, предназначенное для приема флюида из самой верхней области пространства разделения, при этом, по меньшей мере, наклонная тарелка непосредственно под впускным отверстием для нефти снабжена ориентированной вертикально вверх отражательной перегородкой, и, по существу, вертикальный водосборный канал, имеющий на его нижнем конце водовыпускное отверстие, сообщенное с выпускным отверстием сепаратора для обогащенного водой компонента, и по меньшей мере одно водовпускное отверстие, предназначенное для приема флюида из самой нижней области пространства разделения, при этом, по меньшей мере, наклонная тарелка непосредственно над водовпускным отверстием снабжена ориентированной вертикально вниз отражательной перегородкой.

6. Скважина по п.5, в которой наклонные тарелки выполнены, по существу, плоскими и расположены, по существу, параллельно друг другу, и снабжены каждая ориентированной вниз отражательной перегородкой, прикрепленной к краю на нижней стороне наклонной тарелки, и ориентированной вверх отражательной перегородкой, прикрепленной к краю верхней стороны наклонной тарелки, при этом остальные участки края пригнаны с уплотнением к стенке разделительной камеры, причем нефтесборный канал образован пространством, ограниченным ориентированными вверх отражательными перегородками и стенкой, а водосборный канал образован пространством, ограниченным ориентированными вниз отражательными перегородками и стенкой.

7. Скважина по п.5, в которой наклонные тарелки имеют, по существу, форму воронок, расположенных, по существу, параллельно друг другу и имеющих каждая центральное отверстие.

8. Скважина по п.7, в которой воронки выполнены сужающимися от верхней части ко дну, причем к краю каждого центрального отверстия прикреплена ориентированная вниз отражательная перегородка, а к верхнему краю прикреплена ориентированная вверх отражательная перегородка, при этом водосборный канал образован осевым пространством, ограниченным ориентированными вниз отражательными перегородками, а нефтесборный канал образован кольцевым пространством, ограниченным ориентированными вверх отражательными перегородками и стенкой.

9. Скважина по п.7, в которой воронки выполнены сужающимися от дна к верхней части, причем к краю каждого центрального отверстия прикреплена ориентированная вверх отражательная перегородка, а к нижнему краю прикреплена ориентированная вниз отражательная перегородка, и нефтесборный канал образован осевым пространством, ограниченным ориентированными вверх отражательными перегородками, при этом водосборный канал образован кольцевым пространством, ограниченным ориентированными вниз отражательными перегородками и стенкой.

10. Скважина по любому из пп.5-9, в которой площадь поперечного сечения водосборного канала увеличивается от верхней части к нижней части.

11. Скважина по любому из пп.5-10, в которой площадь поперечного сечения нефтесборного канала увеличивается от нижней части к верхней части.

12. Скважина по любому из пп.5-11, в которой выпускные отверстия впускного канала имеют одинаковые размеры.

13. Скважина по любому из пп.1-12, в которой разделительная камера расположена на расширенном участке скважины.

14. Скважина по любому из пп.1-13, в которой отношение высоты разделительной камеры к ее эффективному диаметру меньше 10.

15. Скважина по п.14, в которой отношение высоты разделительной камеры к ее эффективному диаметру меньше 5.

16. Способ добычи нефти из подземного продуктивного пласта через скважину по п.1, содержащий следующие операции: подачу скважинного флюида в разделительную камеру в заданном положении по вертикали через по меньшей мере одно отверстие с локальной скоростью потока ниже 1 м/с; обеспечение возможности разделения скважинного флюида на нижний слой обогащенного водой компонента, средний слой компонента дисперсии нефти и воды и верхний слой обогащенного нефтью компонента; извлечение жидкости из верхнего слоя и ее выпускание на поверхность; извлечение жидкости из нижнего слоя; измерение положения по вертикали поверхности раздела между жидкостными слоями; регулирование скорости потока, по меньшей мере, одного компонента из втекающего скважинного флюида, вытекающего обогащенного водой компонента или вытекающего обогащенного нефтью компонента в зависимости от измеренного положения по вертикали.

17. Способ по п.16, в котором скорость потока регулируют для установки заданного положения по вертикали в нижнем слое.

18. Способ по п.16, в котором скорость потока регулируют для установки заданного положения по вертикали в среднем слое.