Система и способ утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки

Группа изобретений относится к системе и способу утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки. Технический результат заключается в повышении эффективности сепарации. Система для утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки содержит: скважинный сепаратор, расположенный в первом стволе скважины кустовой площадки и выполненный с возможностью приема первого добываемого флюида из первой зоны добычи и образования из указанного флюида потока с высоким содержанием углеводородов и водного потока, насосы, содержащие первый насос и второй насос. Первый насос расположен в первом стволе скважины и соединен со скважинным сепаратором, а второй насос расположен во втором стволе скважины кустовой площадки. Система также содержит: первый наземный сепаратор, соединенный с первым насосом с помощью первого канала и со вторым насосом с помощью второго канала и выполненный с возможностью приема потока с высоким содержанием углеводородов от скважинного сепаратора с помощью первого насоса и приема второго добываемого флюида из второй зоны добычи с помощью второго насоса и с возможностью образования нефти и потока с высоким содержанием воды из потока с высоким содержанием углеводородов и второго добываемого флюида; первую трубу, соединенную со скважинным сепаратором и выполненную с возможностью удаления потока воды из скважинного сепаратора в первую зону утилизации, и вторую трубу, соединенную с первым наземным сепаратором и выполненную с возможностью удаления потока с высоким содержанием воды из первого наземного сепаратора во вторую зону утилизации. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] Приоритет данной заявки заявляется согласно § 119(e) раздела 35 Кодекса законов США по дате подачи предварительной заявки на патент США на изобретение №62/195814 (Реестр GE №281177-1), озаглавленной «СИСТЕМА И СПОСОБ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ И ВНУТРИСКВАЖИННАЯ СЕПАРАЦИЯ ФЛЮИДОВ», поданной 23 июля 2015, полное описание которой включено в данный документ посредством ссылки.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0002] Варианты выполнения данного изобретения относятся к системе добычи углеводородов и, в частности, к системе и способу утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки.

[0003] Невозобновляемые углеводородные флюиды, такие как нефть и газ, широко используют для выработки энергии в различных областях. Как правило, данные углеводородные флюиды добывают из нефтегазоносных скважин, которые проходят под поверхностью земли до места, в котором имеется возможность извлечения данных флюидов. Как правило, углеводородные флюиды невозможно извлечь в чистом виде, а только в виде смеси, которая состоит из указанных флюидов, воды, песка и других твердых частиц и которую также называют скважинным флюидом. Данные скважинные флюиды подвергают фильтрации с использованием различных механизмов для получения потока с высоким содержанием углеводородов и потока воды.

[0004] Согласно одному способу, скважинные флюиды извлекают из нефтегазоносного резервуара на поверхность земли, а затем, с помощью наземного сепаратора, разделяют на фракции для получения нефти и воды. При таком подходе воду, выделенную из скважинных флюидов, распределяют и передают к местам утилизации. Однако данный процесс может увеличивать капиталовложения и эксплуатационные расходы по утилизации воды.

[0005] Согласно другому способу, для выделения нефти и воды из скважинных флюидов применяют скважинный сепаратор, расположенный внутри нефтегазоносной скважины. При таком подходе воду, выделенную из потока углеводородов, утилизируют внутри нефтяной скважины. Скважинный сепаратор подвержен засорению твердыми отложениями, что приводит к снижению эффективности данного сепаратора. Более того, работа указанного скважинного сепаратора может увеличивать расход электроэнергии, что приводит к повышению производственных расходов.

[0006] Следовательно, существует необходимость в усовершенствованной системе и способе утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0007] Согласно одному примерному варианту выполнения, предложена система для утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки. Система содержит скважинный сепаратор, насосы, содержащие первый и второй насос, первый наземный сепаратор, первую трубу и вторую трубу. Скважинный сепаратор расположен в первом стволе скважины кустовой площадки. Скважинный сепаратор выполнен с возможностью приема первого добываемого флюида из первой зоны добычи и образования из указанного флюида потока с высоким содержанием углеводородов и водного потока. В первом стволе расположен первый насос, соединенный с скважинным сепаратором. Второй насос расположен во втором стволе скважины кустовой площадки. Первый наземный сепаратор соединен с первым насосом с помощью первого канала, а со вторым насосом с помощью второго канала. Первый наземный сепаратор выполнен с возможностью приема из скважинного сепаратора потока с высоким содержанием углеводородов с помощью первого насоса, и приема второго добываемого флюида из второй зоны добычи, с помощью второго насоса. Более того, первый наземный сепаратор выполнен с возможностью образования нефти и потока с высоким содержанием воды из потока с высоким содержанием углеводородов и из второго добываемого флюида. Со скважинным сепаратором соединена первая труба, предназначенная для удаления потока воды, поступающего из указанного сепаратора, в первую зону утилизации. С первым наземным сепаратором соединена вторая труба, которая выполнен с возможностью удаления потока с высоким содержанием воды, поступающего из указанного сепаратора, во вторую зону утилизации.

[0008] Согласно другому примерному варианту выполнения, предложен способ утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки. Способ включает прием первого добываемого флюида из первой зоны добычи в скважинный сепаратор, расположенный в первом стволе скважины кустовой площадки. Способ дополнительно включает образование потока с высоким содержанием углеводородов и водного потока из первого добываемого флюида, выполняемое с помощью скважинного сепаратора. Более того, способ включает передачу потока с высоким содержанием углеводородов от скважинного сепаратора к первому наземному сепаратору, которую обеспечивают по первому каналу и с помощью первого из насосов. Первый насос расположен в первом стволе и соединен со скважинным сепаратором. Способ также включает передачу второго добываемого флюида из второй зоны добычи к первому наземному сепаратору, которую обеспечивают по второму каналу и с помощью второго из насосов. Второй насос расположен во втором стволе скважины кустовой площадки. Кроме того, способ включает образование нефти и потока с высоким содержанием воды из потока с высоким содержанием углеводородов и из второго добываемого флюида, выполняемое с помощью первого наземного сепаратора. Способ также включает удаление водного потока из скважинного сепаратора в первую зону утилизации, осуществляемое по первой трубе, соединенной с указанным сепаратором, и удаление потока с высоким содержанием воды из первого наземного сепаратора, во вторую зону утилизации, осуществляемое по второй трубе, соединенной с указанным сепаратором.

ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0009] Указанные и другие признаки и аспекты вариантов выполнения данного изобретения станут более понятными после прочтения приведенного ниже описания, выполненного со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых одинаковыми номерами позиций обозначены одинаковые элементы и на которых:

[0010] Фиг. 1 схематически изображает кустовую площадку со скважинами и систему для сепарации воды согласно одному типичному варианту выполнения,

[0011] Фиг. 2 схематически изображает часть системы, расположенной в скважине с сепаратором, согласно варианту выполнения, представленному на фиг. 1,

[0012] Фиг. 3 схематически изображает другую часть системы, расположенной в другой скважине с сепаратором, согласно вариантам выполнения, представленным на фиг. 1 и фиг. 2, и

[0013] Фиг. 4 схематически изображает еще одну часть системы, расположенной в выделенной скважине, согласно вариантам выполнения, представленным на фиг. 1 и фиг. 2.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0014] Далее, варианты выполнения данного изобретения описаны применительно к системе и способу утилизации получаемой из скважин попутной воды в выделенную скважину. Согласно одному или нескольким вариантам выполнения система работает как замкнутая система утилизации попутной воды. В одном варианте выполнения система содержит скважинный сепаратор, насосы, содержащие первый и второй насос, первый наземный сепаратор, первую трубу и вторую трубу. Скважинный сепаратор расположен в первом стволе первой скважины (далее также называемой скважиной с сепаратором) кустовой площадки. Скважинный сепаратор выполнен с возможностью приема первого добываемого флюида из первой зоны добычи и образования из указанного флюида потока с высоким содержанием углеводородов и водного потока. Первый насос расположен в первом стволе скважины и соединен со скважинным сепаратором. Второй насос расположен во втором стволе второй скважины (далее также называемой выделенной скважиной) кустовой площадки. Первый наземный сепаратор соединен с первым насосом с помощью первого канала, а со вторым насосом с помощью второго канала. Первый наземный сепаратор выполнен с возможностью приема из скважинного сепаратора потока с высоким содержанием углеводородов с помощью первого насоса, и приема второго добываемого флюида из второй зоны добычи с помощью второго насоса. Кроме того, первый наземный сепаратор выполнен с возможностью образования нефти и потока с высоким содержанием воды из потока с высоким содержанием углеводородов и из второго добываемого флюида. Первая труба соединена со скважинным сепаратором и выполнена с возможностью удаления водного потока из указанного сепаратора в первую зону утилизации. Вторая труба соединена с первым наземным сепаратором и выполнена с возможностью удаления потока с высоким содержанием воды во вторую зону утилизации. В данных вариантах выполнения первая зона утилизации расположена либо под первой зоной добычи, либо выше указанной зоны, а вторая зона утилизации расположена над второй зоной добычи.

[0015] На фиг. 1 схематически изображена кустовая площадка 100 и система 102 для утилизации воды, согласно одному примеру варианта выполнения.

[0016] Кустовая площадка 100 содержит скважины 104а, 104b, 104с, называемые скважинами с сепаратором или первыми скважинами. Кустовая площадка 100 также содержит скважину 104d, называемую выделенной скважиной или второй скважиной. В одном варианте выполнения каждая из скважин 104а-104d представляет собой нефтегазоносную скважину. Следует отметить, что в данном документе выражение кустовая площадка означает группу скважин 104а-104d, расположенных в кластере геологического источника и использующих общие средства обработки углеводородных флюидов. Количество скважин кустовой площадки 100 может меняться в зависимости от области применения. Следует отметить, что применяемое в данном документе выражение выделенная скважина относится к нефтегазоносной скважине, в стволе которой нет скважинного сепаратора, при этом указанная скважина имеет зону утилизации, расположенную над зоной добычи. Подобным образом, выражение скважина с сепаратором относится к нефтегазоносной скважине, которая содержит скважинный сепаратор в соответствующем стволе скважины и зону утилизации, расположенную либо над зоной добычи, либо под указанной зоной. В некоторых вариантах выполнения каждая из скважин 104а-104d проходит под поверхностью земли к зоне, где имеется возможность извлечения углеводородов. Каждая из скважин 104а-104d выполнена с возможностью производства добываемого флюида (далее также называемого скважинным флюидом), который представляет собой смесь углеводородных флюидов, воды, песка и других твердых веществ.

[0017] Система 102 содержит скважинные сепараторы (не показаны на чертеже), насосы (не показаны на чертеже), первый наземный сепаратор 106, второй наземный сепаратор 108, первые каналы 110а, 110b, 110с, второй канал 112, впускной коллектор 114, первые трубы (не показаны на чертеже), вторую трубу 116, трубу 118 нефтяного потока, датчики 120а, 120b, 120с, 120d, блок 122 управления и регулирующие клапаны 124а, 124b, 124с, 124d. В данных вариантах выполнения каждый из элементов, скважинные сепараторы, насосы и первые трубы, находится в соответствующем стволе скважин 104а-104d. Система 102 также имеет газовыпускной коллектор 126 и нефтевыпускной коллектор 128.

[0018] Первый наземный сепаратор 106 соединен с первыми каналами 110а-110с и вторым каналом 112 с помощью впускного коллектора 114. В одном варианте выполнения первый сепаратор 106 представляет собой гравитационный сепаратор. В некоторых вариантах выполнения первый наземный сепаратор 106 может представлять собой подогреватель-деэмульгатор, фильтрующее устройство или т.п. В некоторых вариантах выполнения первый сепаратор 106 может представлять собой активный сепаратор, такой как центробежный сепаратор. В проиллюстрированном варианте выполнения первый наземный сепаратор 106, второй наземный сепаратор 108, датчики 120а-120d и регулирующие клапаны 124а-124d расположены на поверхности земли. Более того, первый наземный сепаратор 106 соединен с насосами с помощью соответствующих первых каналов 110а-110с и второго канала 112. В некоторых вариантах выполнения каждый из датчиков 120а-120d представляет собой измеритель плотности или денсиметр.

[0019] В процессе эксплуатации каждый скважинный сепаратор выполнен с возможностью образования потока 130 с высоким содержанием углеводородов и водного потока (не показан на чертеже) из первого добываемого флюида (не показан на чертеже), поступающего из первой зоны добычи. Первый наземный сепаратор 106 выполнен с возможностью приема потока 130 с высоким содержанием углеводородов из скважин 104а-104с с сепаратором и второго добываемого флюида 132 из выделенной скважины 104d. В частности, первый наземный сепаратор 106 выполнен с возможностью приема потока с высоким содержанием углеводородов от соответствующего скважинного сепаратора с помощью соответствующего первого насоса, а также второго добываемого флюида с помощью второго насоса. Более того, первый сепаратор 106 выполнен с возможностью образования нефти 134 и потока 136 с высоким содержанием воды из потока 130 с высоким содержанием углеводородов и из второго добываемого флюида 132. Кроме того, первый наземный сепаратор 106 выполнен с возможностью выделения газообразного потока 138 из потока 130 с высоким содержанием углеводородов и из второго добываемого флюида 132. В одном конкретном варианте выполнения происходит сегрегация составляющих потока 130 и второго флюида 132 в зависимости от плотности каждой составляющей. В проиллюстрированном варианте выполнения нефть 134 заполняет нижнюю секцию, поток 136 с высоким содержанием воды заполняет среднюю секцию, а газообразный поток 138 заполняет верхнюю секцию первого наземного сепаратора 106.

[0020] Датчики 120а-120с соединены, соответственно, с первыми каналами 110а-110с. С первыми каналами 110а-110с соединены, соответственно, регулирующие клапаны 124а-124с. Регулирующие клапаны 124а-124с расположены ниже по потоку, соответственно, относительно датчиков 120а-120с. Более того, датчики 120а-120с и регулирующие клапаны 124а-124d связаны с блоком 122 управления с возможностью обмена информацией.

[0021] В процессе эксплуатации каждый из датчиков 120а-120с выполнен с возможностью измерения плотности потока 130 с высоким содержанием углеводородов, протекающего в соответствующих первых каналах 110а-110с. Более того, датчики 120а-120с выполнены с возможностью образования, соответственно, сигналов 140а, 140b, 140с, характеризующих плотность потока 130 с высоким содержанием углеводородов. Блок 122 управления выполнен с возможностью приема сигналов 140а-140с от датчиков 120а-120с и определение количественного содержания воды в потоке 130. Более того, блок 122 управления выполнен с возможностью образования сигналов 142а, 142b, 142с для выборочного управления, соответственно, регулирующими клапанами 124а-124с, обеспечивая протекание потока 130 с высоким содержанием углеводородов по соответствующим первым каналам 110а-110с к первому наземному сепаратору 106. В одном варианте выполнения блок 122 управления может определять количество воды в потоке 130 путем сравнения значений, полученных из сигналов 140а-140с, с заданными значениями, хранящимися в справочной таблице, базе данных или других документах. В одном варианте выполнения, если полученное значение меньше заданного значения, блок 122 управления может обеспечивать неизменное протекание потока 130 с высоким содержанием углеводородов по первому каналу 110а. В другом варианте выполнения, если полученное значение превышает заданное значение, блок 122 управления может регулировать выходное давление потока 130с высоким содержанием углеводородов, протекающего по первому каналу 110а, с помощью регулирующего клапана 124а.

[0022] В одном варианте выполнения, если количественное содержание воды в потоке 130 с высоким содержанием углеводородов превышает 30 частей на миллион, блок 122 управления выполнен с возможностью регулировки выходного давления указанного потока, протекающего по первому каналу 110а, путем управления регулирующим клапаном 124а в зависимости по меньшей мере от одного из сигналов 140а-140с. В результате, скважинный сепаратор, расположенный в скважине 104а с сепаратором, обеспечивает эффективное отделение водного содержимого от первого добываемого флюида. В данных вариантах выполнения датчики 120а, 120b и 120с наряду с сигналами 142а, 142b и 142с управления, а также работа блока 122 управления и регулирующих клапанов 124а, 124b и 124с обеспечивают отведение соответствующим скважинным сепаратором водного потока, в котором остаточное содержание нефти (углеводородов) составляет менее 30 частей на миллион, в соответствующую зону утилизации скважин 104а, 104b и 104с с сепаратором. В другом варианте выполнения, если количественное содержание воды в потоке 130 с высоким содержанием углеводородов меньше или равно 30 частей на миллион, блок 122 управления может обеспечивать неизменное протекание данного потока по первому каналу 110а.

[0023] Вторая труба 116 соединена с первым наземным сепаратором 106, вторым наземным сепаратором 108 и проходит к выделенной скважине 104d. Более того, вторая труба 116 проходит рядом с зоной утилизации (не показана на чертеже), расположенной в скважине 104d. Со второй трубой 116 соединены датчик 120d и регулирующий клапан 124d. Регулирующий клапан 124d расположен ниже по потоку относительно датчика 120d. Более того, второй наземный сепаратор 108 расположен ниже по потоку относительно регулирующего клапана 124d. Датчик 120d и регулирующий клапан 124d связаны с блоком 122 управления с возможностью обмена информацией. В одном варианте выполнения второй наземный сепаратор 108 представляет собой коалесцирующий фильтр. В некоторых вариантах выполнения второй наземный сепаратор 108 может представлять собой фильтр грубой очистки с фильтрующим элементом, трубный фильтр или им подобный.

[0024] В процессе эксплуатации вторую трубу 116 применяют для удаления потока 136 с высоким содержанием воды из первого наземного сепаратора 106 в зону утилизации, расположенную в выделенной скважине 104d. Датчик 120d выполнен с возможностью измерения плотности потока 136 с высоким содержанием воды во второй трубе 116. В частности, датчик 120d выполнен с возможностью образования сигнала 140d, характеризующего плотность потока 136 с высоким содержанием воды. Блок 122 управления выполнен с возможностью приема сигнала 140d от датчика 120d и определения количественного содержания нефти в указанном потоке 136. Более того, блок 122 управления выполнен с возможностью образования сигнала 142d для управления регулирующим клапаном 124d, обеспечивая протекание потока 136 с высоким содержанием воды по второй трубе 116 ко второму наземному сепаратору 108. В одном варианте выполнения блок 122 управления может обеспечивать определение количественного содержания нефти в потоке 136 путем сравнения значения, полученного от сигнала 140d, с заданным значением, хранящимся в справочной таблице, базе данных или прочем. В одном варианте выполнения, если полученное значение меньше заранее заданного значения, блок 122 управления может управлять регулирующим клапаном 124d, направляя поток 136 с высоким содержанием воды по обводному каналу 144, в обход второго наземного сепаратора 108, в зону утилизации. В другом варианте выполнения, если полученное значение превышает заранее заданное значение, блок 122 управления с помощью регулирующего клапана 124d может остановить непосредственную передачу потока 136 с высоким содержанием воды в зону утилизации и передать по меньшей мере часть указанного потока 136 от первого наземного сепаратора 106 ко второму наземному сепаратору 108.

[0025] В одном варианте выполнения, если количественное содержание нефти в потоке 136 с высоким содержанием воды превышает 30 частей на миллион, блок 122 управления может с помощью регулирующего клапана 124d остановить непосредственную передачу указанного потока в зону утилизации. Более того, блок 122 управления может передать по меньшей мере часть указанного потока 136 от первого наземного сепаратора 106 ко второму наземному сепаратору 108 с помощью регулирующего клапана 124d. Второй наземный сепаратор 108 также выполнен с возможностью отделения нефтесодержимого 134а от потока 136 с высоким содержанием воды. Кроме того, второй сепаратор 108 выполнен с возможностью передачи отсепарированного потока 136а с большим содержанием воды в зону утилизации и выделенного нефтесодержимого 134а к первому наземному сепаратору 106 с помощью трубы 118 нефтяного потока. В другом варианте выполнения, если количественное содержание нефти в потоке 136 с высоким содержанием воды меньше или равно 30 частей на миллион, блок 122 управления может обеспечивать управление регулирующим клапаном 124d, направляя указанный поток по обводному каналу 144, в обход второго наземного сепаратора 108, в зону утилизации, расположенную в выделенной скважине 104d.

[0026] Газовыпускной коллектор 126 соединен с верхней секцией первого наземного сепаратора 106 и выполнен с возможностью переноса газообразного потока 138 к удаленным объектам хранения, либо производственным объектам или подобным.

[0027] На фиг. 2 представлено схематическое изображение части системы 102, расположенной в скважине 104а с сепаратором, согласно типичному варианту выполнения, изображенному на фиг. 1.

[0028] В одном варианте выполнения скважина 104а с сепаратором имеет первый ствол 146, выбуренный от поверхности 147 земли. Первый ствол 146 скважины проходит от поверхности 147 на заданную глубину, например, около 6500 футов (примерно 2 км), образуя вертикальную секцию 148. Скважина 104а с сепаратором также содержит боковую секцию 150, соединенную с вертикальной секцией 148 с помощью переходной части 152. Боковая секция 150 предназначена для приема первого добываемого флюида 154 из первой зоны 156 добычи. Скважина 104а с сепаратором дополнительно имеет первую зону 158 утилизации, расположенную под первой зоной 156 добычи, и водоносную зону 160, расположенную под поверхностью 147 земли. В одном варианте выполнения часть первого ствола 146 скважины, расположенная вблизи переходной части 152 между секциями, имеет перфорации 164, обеспечивающие извлечение первого добываемого флюида 154 из первой зоны 156 добычи в первый ствол 146. В проиллюстрированном варианте выполнения, на поверхность первого ствола 146 скважины нанесен цементный раствор 166.

[0029] Система 102 дополнительно содержит скважинный сепаратор 168, первый насос 170, первую трубу 172 и датчик 120е. Следует отметить, что в проиллюстрированном варианте выполнения датчик 120а также называют «первым датчиком», а датчик 120е также называют «вторым датчиком». Кроме того, система 102 содержит пакер 174, струйный насос 176, двигатель 178 и трубу 188 для рабочей жидкости.

[0030] Скважинный сепаратор 168 расположен в первом стволе 146 скважины и в непосредственной близости от переходной части 152 между секциями. Скважинный сепаратор 168 представляет собой роторный сепаратор, такой как центробежный сепаратор, имеющий вращающиеся элементы 184. Двигатель 178 расположен в первом стволе 146 и с помощью вала 182 соединен с первым скважинным сепаратором 168 и первым насосом 170. В частности, двигатель 178 соединен с вращающимися элементами 184, расположенными в кожухе 186 скважинного сепаратора 168. В одном варианте выполнения двигатель 178 представляет собой электрический двигатель, приводимый в действие с помощью электрической энергии, подаваемой по кабелю (не показан на чертеже) от поверхности 147 земли. В некоторых других вариантах выполнения двигатель 178 может представлять собой гидравлический двигатель. Рабочую жидкость (а именно, воду) подают (не показано на чертеже) от поверхности 147 земли к двигателю 178 по трубе (не показана на чертеже). В первом стволе 146 скважины расположен струйный насос 178, который соединен с впуском 180 скважинного сепаратора 168. В частности, струйный насос 176 расположен в непосредственной близости от перфораций 164. Струйный насос 176 имеет неподвижные лопасти 190, расположенные вокруг впуска 180 скважинного сепаратора 168. Пакер 174 расположен внутри первого ствола 146 скважины и выше по потоку относительно скважинного сепаратора 168. Внутри первого ствола 146 скважины и ниже по потоку относительно пакера 174 расположена труба 188 для рабочей жидкости. Труба 188 соединена с первой трубой 172 и впуском 192 струйного насоса 176. Первая труба 172 проведена через пакер 174 в первую зону 158 утилизации.

[0031] Первый насос 170 расположен в первом стволе 146 скважины и ниже по потоку относительно скважинного сепаратора 168. Первый насос 170 соединен с двигателем 178. Между двигателем 178 и первым насосом 170 расположен газовый сепаратор 206. Газовый сепаратор 206 выполнен с возможностью выделения газообразной среды 204 из первого добываемого флюида 154 перед подачей указанного флюида в первый насос 170. Более того, первый наземный сепаратор 106 непосредственно соединен с первым насосом 170 с помощью эксплуатационного трубопровода 194, первого канала 110а и впускного коллектора 114. В проиллюстрированном варианте выполнения эксплуатационный трубопровод 194 расположен внутри первого ствола 146 скважины. Первый канал 110а и впускной коллектор 114 расположены на поверхности 147 земли. Нефтевыпускной коллектор 128 соединен с первым наземным сепаратором 106 и с удаленным объектом хранения, таким как нефтяной резервуар 196. Первый датчик 120а и регулирующий клапан 124а соединены с первым каналом 110а. В частности, первый датчик 120а расположен выше по потоку относительно регулирующего клапана 124а. Второй датчик 120е соединен с выпуском 198 скважинного сепаратора 168. В некоторых вариантах выполнения второй датчик 120е может быть расположен в трубе (не показана на фиг. 2), соединенной с выпуском 198 скважинного сепаратора 168. Данную трубу применяют для подачи первого добываемого флюида 154 в газовый сепаратор 206. В одном варианте выполнения второй датчик 120е представляет собой датчик расхода потока. В некоторых других вариантах выполнения второй датчик 120е может представлять собой датчик давления и ему подобный. Блок 122 управления также связан с возможностью обмена информацией со вторым датчиком 120е и двигателем 178.

[0032] В процессе эксплуатации вертикальная секция 148 принимает первый добываемый флюид 154 из боковой секции 150. В частности, вертикальная секция 148 принимает первый добываемый флюид 154 из первой зоны 156 добычи через перфорации 164. Струйный насос 176 направляет первый добываемый флюид 154 к скважинному сепаратору 168. В частности, неподвижные лопасти 190 обеспечивают образование предварительной закрутки первого добываемого флюида 154 перед подачей в скважинный сепаратор 168. Другими словами, для повышения эффективности системы 102 может быть применен струйный насос 176 для нагнетания давления в первом добываемом флюиде 154 перед подачей в скважинный сепаратор 168.

[0033] Скважинный сепаратор 168 выполнен с возможностью образования из первого добываемого флюида 154 потока 130 с высоким содержанием углеводородов и водного потока 200. В частности, двигатель 178 выполнен с возможностью приведения в действие скважинного сепаратора 168, вращая поворотные элементы 184 при заданной скорости и с образованием из первого добываемого флюида 154 потока 130 с высоким содержанием углеводородов и водного потока 200. В процессе вращения скважинного сепаратора 168 углеводороды, имеющие меньший молекулярный вес, отделяются от воды и другой твердой среды, имеющей более высокий молекулярный вес в первом добываемом флюиде 154. Более того, скважинный сепаратор 168 выполнен с возможностью выпуска потока 130 с высоким содержанием углеводородов через выпуск 198, а водного потока 200 через выпуск 199 в первую трубу 172.

[0034] Первую трубу 172 применяют для удаления водного потока 200 из скважинного сепаратора 168 в первую зону 158 утилизации. Для переноса части водного потока 200 к впуску 192 струйного насоса 176 применяют трубу 188 для рабочей жидкости, создавая давление всасывания на впуске 192 указанного насоса. В некоторых вариантах выполнения давление всасывания на впуске 192 способствует втягиванию первого добываемого флюида 154 из первого ствола 146 скважины в струйный насос 176.

[0035] Газовый сепаратор 206 выполнен с возможностью приема сепарированного потока 130 с высоким содержанием углеводородов из скважинного сепаратора 168. В данных вариантах выполнения, газовый сепаратор 206 выполнен с возможностью отделения газообразной среды 204 от потока 130 с высоким содержанием углеводородов перед подачей указанного потока в первый насос 170. Более того, газовый сепаратор 206 выполнен с возможностью выпуска газообразной среды 204 на участке первого ствола 146 скважины, который расположен над первым насосом 170. Первый насос 170 выполнен с возможностью приема сепарированного потока 130 с высоким содержанием углеводородов из скважинного сепаратора 168 с помощью газового сепаратора 206. В одном варианте выполнения первый насос 170 вместе с газовым сепаратором 206 и двигателем 178 называют системой механизированной добычи. В данных вариантах выполнения система механизированной добычи представляет собой электрический погружной насос. В некоторых других вариантах выполнения первый насос 170 представляет собой штанговый глубинный насос. Двигатель 178 выполнен с возможностью приведения в действие первого насоса 170 для переноса потока 130 с высоким содержанием углеводородов к первому наземному сепаратору 106. В определенных вариантах выполнения, между скважинным сепаратором 168 и первым насосом 170 может быть расположена коробка передач (не показана на чертеже), выполнен с возможностью изменения скорости вращения вала 182. Первый наземный сепаратор 106 выполнен с возможностью приема потока 130 с высоким содержанием углеводородов непосредственно из первого насоса 170 и образования из указанного потока 130 нефти 134 и потока 136 с высоким содержанием воды. Нефть 134 передают в нефтяной резервуар 196 через нефтевыпускной коллектор 128. Поток 136 с высоким содержанием воды по второй трубе 116 отводят во вторую зону утилизации скважины с устьевым оборудованием. На поверхности 147 земли расположен газовый коллектор 202, соединенный с устьевым оборудованием 210 первого ствола 146 скважины. Газовый коллектор 202 применяют с целью выброса газообразной среды 204, накопившейся в первом стволе 146 скважины, в приемный объект хранения, компрессор или т.п.

[0036] Второй датчик 120е выполнен с возможностью измерения расхода потока 130 с высоким содержанием углеводородов. Второй датчик 120е выполнен с возможностью образования второго сигнала 140е, хараткеризующего расход потока 130 с высоким содержанием углеводородов. Блок 122 управления выполнен с возможностью приема по меньшей мере одного из сигналов, первого сигнала 140а и второго сигнала 140е, соответственно, от первого датчика 120а и от второго датчика 120е. Как описано ранее, в одном варианте выполнения блок 122 управления выполнен с возможностью образования сигнала 142а для управления регулирующим клапаном 124а для регулирования давления на выпуске потока 130 с высоким содержанием углеводородов, протекающего по первому каналу 110а к первому наземному сепаратору 106. В некоторых других вариантах выполнения блок 122 управления выполнен с возможностью образования сигнала 142е и передачу указанного сигнала к двигателю 178 для регулирования числа оборотов данного двигателя на основании по меньшей мере одного из сигналов, первого сигнала 140а и второго сигнала 140е. В некоторых вариантах выполнения блок 122 управления может обеспечивать определение количественного содержания воды в потоке 130 с высоким содержанием углеводородов, путем сравнения значений, полученных от первого сигнала 140а и второго сигнала 140е, с заданными значениями, хранящимися в справочной таблице, базе данных или подобных документах.

[0037] Как уже обсуждалось, в вариантах выполнения, представленных на фиг. 1 и фиг. 3, регулирующие клапаны 124а-124d могут содержать задвижки с гидравлическим приводом или электронные перепускные клапана. Блок 122 управления может представлять собой устройство на основе процессора. В некоторых вариантах выполнения блок 122 управления может содержать пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД) контроллер, который может быть встроен в каждый из регулирующих клапанов 124а-124d. В некоторых других вариантах выполнения блок 122 управления может представлять собой универсальный процессор или встроенную систему. Блоком 122 управления можно управлять с помощью устройства ввода или программируемого интерфейса, такого как клавиатура или панель управления. Модуль запоминающего устройства блока 122 управления может представлять собой оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), флеш-память или другой тип читаемой компьютерной памяти, доступной для указанного блока управления. Модуль запоминающего устройства блока 122 управления может быть закодирован программой для управления регулирующими клапанами 124а-124d в зависимости от разных режимов, которые для каждого из данных клапанов считаются рабочими.

[0038] На фиг. 3 представлено схематическое изображение другой части системы 102, расположенной в скважине 104b-104d с сепаратором, согласно типичным вариантам выполнения, представленным на фиг. 1 и фиг. 2.

[0039] Скважина 104b с скважинным сепаратором имеет первый ствол 146а, имеющий вертикальную секцию 148а и боковую секцию 150, соединенную с указанной вертикальной секцией с помощью переходной части 152а. Боковую секцию 150а используют для переноса первого добываемого флюида 154а из первой зоны 156а добычи в вертикальную секцию 148а, через перфорации (не показаны на чертеже), выполненные по меньшей мере в одной боковой секции 150а в непосредственной близости от переходной части 152а между секциями. В проиллюстрированном варианте выполнения скважина 104b с скважинным сепаратором дополнительно имеет первую зону 158а утилизации, расположенную над первой зоной 156а добычи. На поверхность первого ствола 146а скважины нанесен цементный раствор 166.

[0040] В проиллюстрированном варианте выполнения часть системы 102 тоже содержит скважинный сепаратор 168а, первый насос 170а, первый канал 110b, первую трубу 172а, первый датчик 120b, второй датчик 120f, регулирующий клапан 124b и пакер 174а.

[0041] Первый наземный сепаратор 106 соединен с первым насосом 170а с помощью скважинного сепаратора 168а. Скважинный сепаратор 168а соединен с первым наземным сепаратором 106 с помощью эксплуатационного трубопровода 194а, первого канала 110b и впускного коллектора 114. В данных вариантах выполнения скважинный сепаратор 168а расположен ниже по потоку относительно первого насоса 170а. В проиллюстрированном варианте выполнения, в первом стволе 146а скважины расположен двигатель 178а, выполненный с возможностью приведения в действие с помощью вала 182а как первого насоса 170а, так и скважинного сепаратора 168а. В одном варианте выполнения скважинный сепаратор 168а представляет собой роторный сепаратор, такой как центробежный сепаратор. Между двигателем 178а и первым насосом 170а расположен газовый сепаратор 206а, выполнен с возможностью выделения газообразной среды 204а из первого добываемого флюида 154а перед подачей указанного флюида в первый насос 170а. В первом стволе 146а скважины расположен пакер 174а, установленный ниже по потоку относительно скважинного сепаратора 168а. Через пакер 174а проведена первая труба 172а, соединенная со скважинным сепаратором 168а. Кроме того, через пакер 174а проведена газовая труба 208, расположенная вокруг скважинного сепаратора 168а. Первый датчик 120b и регулирующий клапан 124b соединены с первым каналом 110b. Второй датчик 120f соединен с выпуском (не отмечен на чертеже) скважинного сепаратора 168а. В некоторых вариантах выполнения второй датчик 120f может быть расположен в трубе (не показана на фиг. 3), соединенной с выпуском скважинного сепаратора 168а. Данную трубу применяют для подачи потока 130а с высоким содержанием углеводородов к первому наземному сепаратору 106. В одном варианте выполнения второй датчик 120f представляет собой датчик расхода потока. В некоторых других вариантах выполнения второй датчик 120f может представлять собой датчик давления и подобный ему. Блок 122 управления связан с первым датчиком 120b, вторым датчиком 120f, регулирующим клапаном 124b и двигателем 178а с возможностью обмена информацией.

[0042] В процессе эксплуатации первый ствол 146а принимает первый добываемый флюид 154а из первой зоны 156а добычи. В данных вариантах выполнения, первый добываемый флюид 154а поступает в газовый сепаратор 206а. Газовый сепаратор 206а выполнен с возможностью отделения газообразной среды 204а от первого добываемого флюида 154а перед подачей указанного флюида в первый насос 170а. Более того, газовый сепаратор 206а выполнен с возможностью выпуска газообразной среды 204а вокруг скважинного сепаратора 168а. Двигатель 178а выполнен с возможностью приведения в действие первого насоса 170а для передачи первого добываемого флюида 154а к скважинному сепаратору 168а. Двигатель 178а также выполнен с возможностью приведения в действие скважинного сепаратора 168а с помощью вала 182а. В некоторых вариантах выполнения между скважинным сепаратором 168а и первым насосом 170а может быть расположена коробка передач (не показана на чертеже), выполнен с возможностью изменения скорости вращения вала 182а. Скважинный сепаратор 168а выполнен с возможностью образования потока 130а с высоким содержанием углеводородов и водного потока 200а из первого добываемого флюида 154а. Первый наземный сепаратор 106 выполнен с возможностью приема потока 130а с высоким содержанием углеводородов от скважинного сепаратора 168а и образования нефти 134 и потока с высоким содержанием воды (не показан на фиг. 3). Через нефтевыпускной коллектор 128 нефть 134 передают из первого наземного сепаратора 106 в нефтяной резервуар 196.

[0043] На поверхности земли расположен газовый коллектор 202а, соединенный с газовой трубой 208 ствола 210а скважины. Газовый коллектор 202а применяют для выпуска газообразной среды 204а, накопившейся в первом стволе 146а скважины и вокруг скважинного сепаратора 168а, в приемный объект хранения, компрессор или т.п. Первую трубу 172а применяют для отведения водного потока 200а из скважинного сепаратора 168а в первую зону 158а утилизации, через перфорации 212, выполненные в первом стволе 146а скважины. В данных вариантах выполнения первая зона 158а утилизации расположена над первой зоной 156а добычи.

[0044] Первый датчик 120b выполнен с возможностью измерения плотности потока 130а с высоким содержанием углеводородов в канале 110b. Второй датчик 120f выполнен с возможностью измерения расхода потока 130а с высоким содержанием углеводородов. Первый датчик 120b выполнен с возможностью образования первого сигнала 140b, характеризующего плотность потока 130а с высоким содержанием углеводородов. Второй датчик 120f выполнен с возможностью образования второго сигнала 140f, характеризующего расход потока 130 с высоким содержанием углеводородов. Блок 122 управления выполнен с возможностью приема по меньшей мере одного из сигналов, первого сигнала 140b и второго сигнала 140f, соответственно, от первого датчика 120b и второго датчика 120f. В одном варианте выполнения блок 122 управления выполнен с возможностью образования сигнала 142b для управления регулирующим клапаном 124b для регулирования давления на выпуске потока 130а с высоким содержанием углеводородов, протекающего по первому каналу 110b к первому наземному сепаратору 106. В некоторых других вариантах выполнения блок 122 управления выполнен с возможностью образования сигнала 142f для регулирования числа оборотов двигателя 178а. В некоторых вариантах выполнения блок 122 управления выполнен с возможностью определения количественного содержания воды в потоке 130а с высоким содержанием углеводородов, путем сравнения значения, полученного из первого сигнала 140b и второго сигнала 140f, с заданными значениями, хранящимися в справочной таблице, базе данных или подобных документах.

[0045] На фиг. 4 представлено схематическое изображение еще одной части системы 102, расположенной в выделенной скважине 104d, согласно типичным вариантам выполнения, изображенным на фиг. 1 и фиг. 2.

[0046] Выделенная скважина 104d имеет второй ствол 146b, выбуренный от поверхности 147 земли. Второй ствол 146b скважины проходит от поверхности 147 земли на заданную глубину, образуя вертикальную секцию 148b. Скважина 104d также имеет боковую секцию 150b, соединенную с вертикальной секцией 148b с помощью переходной части 152b. Боковую секцию 150b используют для приема второго добываемого флюида 154b из второй зоны 156b добычи. Выделенная скважина 104d дополнительно имеет вторую зону 158b утилизации, расположенную над второй зоной 156b добычи. Кроме того, выделенная скважина имеет водоносную зону 160, расположенную под поверхностью 147 земли и над второй зоной 158b утилизации. Второй ствол 146b скважины имеет перфорации 164а, выполненные в непосредственной близости от переходной части 152b между секциями и предназначенные для извлечения второго добываемого флюида 154b из второй зоны 156b добычи во второй ствол 146b скважины.

[0047] Система 102 дополнительно содержит второй насос 170b, пакер 174b и газовую трубу 208а. Второй ствол 146b скважины имеет перфорации 212b для удаления потока 136 с высоким содержанием воды во вторую зону 158b утилизации.

[0048] Первый наземный сепаратор 106 непосредственно соединен со вторым насосом 170b, расположенным во втором стволе 146b скважины. В одном варианте выполнения второй насос 170b представляет собой электрический погружной насос. В данных вариантах выполнения второй насос 170b может содержать газовый сепаратор (не показан на чертеже), выполненный с возможностью отделения газообразной среды 204b от второго добываемого флюида 154b и выпуска указанной среды ниже пакера 174b во втором стволе 146b скважины. В некоторых других вариантах выполнения второй насос 170b может представлять собой штанговый глубинный насос или подобное. Выделенная скважина 104d не содержит скважинный сепаратор. Пакер 174b расположен во втором стволе 146b скважины и ниже по потоку относительно второго насоса 170b. Пакер 174b применяют для предотвращения смешивания потока 136 с высоким содержанием воды со вторым добываемым флюидом 154b.

[0049] Эксплуатационный трубопровод 194b проведен через пакер 174а и соединен со вторым насосом 170b и вторым каналом 112. Более того, газовая труба 208а тоже проведена через пакер 174b, так что один конец указанной трубы расположен под данным пакером. На поверхности 147 земли расположен газовый коллектор 202b, соединенный с другим концом газовой трубы 208а с помощью устьевого оборудования 210b скважины. Газовый коллектор 202b выполнен с возможностью выброса газообразной среды 204b, накопленной внутри второго ствола 146b скважины, к приемному объекту хранения, компрессору или ему подобному.

[0050] В процессе эксплуатации второй ствол 146b скважины принимает второй добываемый флюид 154b из второй зоны 156b добычи. В данных вариантах выполнения, для приведения в действие второго насоса 170b применяют двигатель (не показан на чертеже), обеспечивая передачу второго добываемого флюида 154b к первому наземному сепаратору 106. Первый наземный сепаратор 106 выполнен с возможностью образования нефти 134 и потока 136 с высоким содержанием воды, из второго добываемого флюида 154b и потока с высоким содержанием углеводородов.

[0051] Как описано ранее, блок 122 управления выполнен с возможностью приема от датчика 120d сигнала 140d, отображающего плотность потока 136 с высоким содержанием воды, и определения количественного содержания нефти в указанном потоке. Более того, блок 122 управления выполнен с возможностью образования сигнала 142d для управления регулирующим клапаном 124d с обеспечением протекания потока 136 с высоким содержанием воды по второй трубе 116 ко второму наземному сепаратору 108. В одном варианте выполнения блок 122 управления может определять количественное содержание нефти в потоке 136 с высоким содержанием воды, путем сравнения значения, полученного от сигнала 140d, с заданным значением, хранящимся в справочной таблице, базе данных или подобном документе.

[0052] В одном варианте выполнения, если количественное содержание нефти в потоке 136 с высоким содержанием воды ниже заданного предельного значения, блок 122 управления может обеспечивать перепуск указанного потока по обводному каналу 144, в обход второго наземного сепаратора. В данном примере первый наземный сепаратор 106 выполнен с возможностью непосредственной передачи потока 136 с высоким содержанием воды во вторую зону 158b утилизации.

[0053] Согласно одному или нескольким вариантам выполнения, обсуждаемым в данном документе, предложены типичные система и способ утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки в секции скважины. Следовательно, исключена необходимость использования отдельных трубопроводов системы сбора продукции, насосного оборудования или цистерн для переноса попутной воды от мест добычи. Использование первого и второго наземных сепараторов для дополнительной сепарации и отведения потока с высоким содержанием воды облегчает работу нижележащего скважинного сепаратора, расположенного по меньшей мере в одной скважине, при сохранении соответствующей эффективности.

[0054] Хотя в данном документе описаны и проиллюстрированы только некоторые признаки вариантов выполнения, специалисты в данной области техники смогут выполнить многочисленные модификации и изменения. Таким образом, понятно, что предлагаемые варианты выполнения охватывают все такие модификации и изменения в пределах сущности изобретения.

1. Система для утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки, содержащая:

скважинный сепаратор, расположенный в первом стволе скважины кустовой площадки и выполненный с возможностью приема первого добываемого флюида из первой зоны добычи и образования из указанного флюида потока с высоким содержанием углеводородов и водного потока,

насосы, содержащие первый насос и второй насос, причем первый насос расположен в первом стволе скважины и соединен со скважинным сепаратором, а второй насос расположен во втором стволе скважины кустовой площадки,

первый наземный сепаратор, соединенный с первым насосом с помощью первого канала и со вторым насосом с помощью второго канала и выполненный с возможностью приема потока с высоким содержанием углеводородов от скважинного сепаратора с помощью первого насоса и приема второго добываемого флюида из второй зоны добычи с помощью второго насоса и с возможностью образования нефти и потока с высоким содержанием воды из потока с высоким содержанием углеводородов и второго добываемого флюида,

первую трубу, соединенную со скважинным сепаратором и выполненную с возможностью удаления потока воды из скважинного сепаратора в первую зону утилизации, и

вторую трубу, соединенную с первым наземным сепаратором и выполненную с возможностью удаления потока с высоким содержанием воды из первого наземного сепаратора во вторую зону утилизации.

2. Система по п. 1, в которой первый наземный сепаратор непосредственно соединен с первым насосом, причем скважинный сепаратор расположен выше по потоку относительно первого насоса.

3. Система по п. 2, содержащая пакер, расположенный в первом стволе скважины и выше по потоку относительно скважинного сепаратора, причем первая труба проведена через пакер и выполнена с возможностью удаления потока воды из скважинного сепаратора в первую зону утилизации, расположенную под первой зоной добычи.

4. Система по п. 1, в которой первый наземный сепаратор соединен с первым насосом с помощью скважинного сепаратора, причем скважинный сепаратор расположен ниже по потоку относительно первого насоса.

5. Система по п. 4, содержащая пакер, расположенный в первом стволе скважины и ниже по потоку относительно скважинного сепаратора, причем первая труба проведена через пакер и выполнена с возможностью удаления водного потока из скважинного сепаратора в первую зону утилизации, расположенную над первой зоной добычи.

6. Система по п. 1, содержащая двигатель, расположенный в первом стволе скважины, соединенный со скважинным сепаратором и выполненный с возможностью приведения в действие указанного сепаратора.

7. Система по п. 6, содержащая первый датчик, соединенный с первым каналом, и второй датчик, соединенный с выпуском скважинного сепаратора, причем первый датчик выполнен с возможностью измерения плотности потока с высоким содержанием углеводородов, а второй датчик выполнен с возможностью измерения расхода указанного потока.

8. Система по п. 7, содержащая блок управления, связанный с первым и вторым датчиками с возможностью обмена информацией и выполненный с возможностью приема по меньшей мере одного из сигналов, первого сигнала и второго сигнала, соответственно от первого датчика и второго датчика, причем первый сигнал характеризует плотность потока с высоким содержанием углеводородов, а второй сигнал характеризует расход указанного потока.

9. Система по п. 8, в которой блок управления связан с двигателем с возможностью обмена информацией и выполнен с возможностью управления числом оборотов двигателя в зависимости от по меньшей мере одного из сигналов, первого сигнала и второго сигнала.

10. Система по п. 8, содержащая регулирующий клапан, соединенный с первым каналом, связанный с блоком управления с возможностью обмена информацией и выполненный с возможностью регулирования выходного давления потока с высоким содержанием углеводородов в зависимости от по меньшей мере одного из сигналов, первого сигнала и второго сигнала.

11. Система по п. 1, содержащая датчик, соединенный со второй трубой и выполненный с возможностью измерения плотности потока с высоким содержанием воды.

12. Система по п. 11, содержащая блок управления, связанный с датчиком с возможностью обмена информацией и выполненный с возможностью приема сигнала, характеризующего плотность потока с высоким содержанием воды.

13. Система по п. 12, содержащая регулирующий клапан и второй наземный сепаратор, причем регулирующий клапан соединен со второй трубой и связан с блоком управления с возможностью обмена информацией, а второй наземный сепаратор соединен со второй трубой, причем регулирующий клапан выполнен с возможностью передачи по меньшей мере части потока с высоким содержанием воды от первого наземного сепаратора ко второму наземному сепаратору, а второй наземный сепаратор выполнен с возможностью образования сепарированной нефти по меньшей мере из указанной части потока с высоким содержанием воды.

14. Система по п. 13, содержащая пакер, расположенный во втором стволе скважины и ниже по потоку относительно второго насоса, причем вторая труба выполнена с возможностью удаления потока с высоким содержанием воды из второго наземного сепаратора во вторую зону утилизации, расположенную над второй зоной добычи, а пакер выполнен с возможностью предотвращения смешивания потока с высоким содержанием воды со вторым добываемым флюидом.

15. Система по п. 13, содержащая трубу для нефтяного потока, соединенную с первым наземным сепаратором и со вторым наземным сепаратором и выполненную с возможностью передачи сепарированной нефти из второго наземного сепаратора в первый наземный сепаратор.

16. Система по п. 1, содержащая струйный насос, расположенный в первом стволе скважины, соединенный со скважинным сепаратором и выполненный с возможностью передачи первого добываемого флюида из первой зоны добычи в скважинный сепаратор.

17. Система по п. 1, в которой скважинный сепаратор содержит центробежный сепаратор.

18. Система по п. 1, в которой скважинный сепаратор содержит несколько скважинных сепараторов, причем каждый скважинный сепаратор расположен в соответствующем стволе из скважин первого ствола скважины.

19. Способ утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки, включающий:

прием первого добываемого флюида из первой зоны добычи в скважинный сепаратор, расположенный в первом стволе скважины кустовой площадки,

образование из первого добываемого флюида потока с высоким содержанием углеводородов и водного потока с помощью скважинного сепаратора,

передачу потока с высоким содержанием углеводородов от скважинного сепаратора к первому наземному сепаратору, осуществляемую по первому каналу с помощью первого из насосов, причем первый насос расположен в первом стволе скважины и соединен со скважинным сепаратором,

передачу второго добываемого флюида из второй зоны добычи к первому наземному сепаратору, осуществляемую по второму каналу с помощью второго из насосов, причем второй насос расположен в стволе второй скважины кустовой площадки,

образование нефти и потока с высоким содержанием воды из потока с высоким содержанием углеводородов и из второго добываемого флюида с помощью первого наземного сепаратора,

удаление потока воды из скважинного сепаратора в первую зону утилизации с помощью первой трубы, соединенной с указанным сепаратором, и

удаление потока с высоким содержанием воды из первого наземного сепаратора во вторую зону утилизации с помощью второй трубы, соединенной с первым наземным сепаратором.

20. Способ по п. 19, в котором скважинный сепаратор приводят в действие с помощью двигателя, расположенного в первом стволе скважины.

21. Способ по п. 20, в котором измеряют плотность потока с высоким содержанием углеводородов с помощью первого датчика, и/или расход потока с высоким содержанием углеводородов с помощью второго датчика, или оба эти параметра, причем первый датчик соединен с первым каналом, а второй датчик соединен с выходом скважинного сепаратора.

22. Способ по п. 21, в котором управляют двигателем с помощью блока управления с обеспечением регулирования числа оборотов двигателя в зависимости по меньшей мере от одного из сигналов, первого сигнала от первого датчика и второго сигнала от второго датчика, причем первый сигнал характеризует плотность потока с высоким содержанием углеводородов, а второй сигнал характеризует расход указанного потока.

23. Способ по п. 21, в котором управляют регулирующим клапаном с помощью блока управления с обеспечением регулирования выходного давления потока с высоким содержанием углеводородов в зависимости по меньшей мере от одного из сигналов, первого сигнала от первого датчика и второго сигнала от второго датчика, причем первый сигнал характеризует плотность потока с высоким содержанием углеводородов, а второй сигнал характеризует расход указанного потока, при этом регулирующий клапан соединен с первым каналом.

24. Способ по п. 19, в котором измеряют плотность потока с высоким содержанием воды с помощью датчика.

25. Способ по п. 24, в котором:

управляют регулирующим клапаном с помощью блока управления с обеспечением передачи части потока с высоким содержанием воды от первого наземного сепаратора ко второму наземному сепаратору в зависимости от сигнала, полученного от датчика, причем регулирующий клапан соединен со второй трубой,

создают сепарированную нефть из указанной части потока с высоким содержанием воды с помощью второго наземного сепаратора, причем второй наземный сепаратор соединен со второй трубой, и

передают сепарированную нефть из второго наземного сепаратора к первому наземному сепаратору с помощью трубы нефтяного потока.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к обработке пластовой воды, возникающей вследствие процесса извлечения нефти, и ее использованию для производства пара для извлечения нефти.

Изобретение может быть использовано в нефтяной отрасли для обработки пластовой воды, применяемой для заводнения нефтяного пласта. Способ включает стадию получения пластовой воды, содержащей смесь нефть-вода, извлекаемой из нефтеносного пласта, причем пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость.

Группа изобретений относится к обработке воды, попутно добываемой при добыче нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки попутно добываемой воды.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано при разработке инновационных технологий добычи нефти и газа из обводненных скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами углеводородов.

Изобретение относится к способам удаления растворенных газов из сырьевого потока испарителя. Способ добычи нефти из нефтяной скважины, в котором осуществляют: извлечение водонефтяной смеси из скважины; разделение водонефтяной смеси с образованием нефтепродукта и добытой воды; направление добытой воды через деаэратор; после направления добытой воды через деаэратор, направление добытой воды в испаритель и образование концентрированного рассола и пара; конденсацию пара с образованием дистиллята; направление дистиллята в парогенератор и производство пара; введение по меньшей мере части пара в нагнетательную скважину; десорбцию растворенного газа из добытой воды выше по потоку от испарителя с помощью направления пара из испарителя через деаэратор; поддержание давления пара в деаэраторе ниже атмосферного давления и перед поступлением добытой воды в деаэратор нагревание добытой воды до температуры выше температуры насыщенного пара в деаэраторе, и устанавливают давление и температуру пара в деаэраторе путем подвергания пара, направляемого из испарителя в деаэратор, падению давления в месте между испарителем и деаэратором.

Группа изобретений относиться к обработке попутно добываемой воды. Технический результат – улучшение качества обработки попутно добываемой воды, возможность повторного использования в системе извлечения тяжелой нефти.

Изобретение относится к технологиям снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу.

Изобретение относится к устройству освоения и эксплуатации нефтегазовых месторождений с помощью шахтно-скважинного газотурбинно-атомного комплекса. Шахтно-скважинный газотурбинно-атомный нефтегазодобывающий комплекс (комбинат) содержит шахтные стволы для вскрытия нефтегазоносной залежи, подземные горно-подготовительные выработки выемочно-добычных скважинных блоков, добычные скважины с проводимыми в продуктивном пласте горизонтальными участками, пробуренные с дневной поверхности или из подземных горно-подготовительных выработок.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин и насосного оборудования для очистки жидкостей от механических примесей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам эксплуатации горизонтальных скважин сверхвязкой нефти (СВН) при разработке тепловыми методами.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к погружным газосепараторам, предназначенным для отделения газа от пластовой жидкости, и может быть применено при осложнении добычи выносом абразивных частиц.

Изобретение относится к добыче нефти штанговыми глубинными насосами (ШГН). Многоступенчатое устройство для защиты штангового глубинного насоса от заклинивания установлено в скважине ниже глубинного насоса и включает крепления, ловушки для песка и дифференциатор давления, находящийся выше ловушки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в установках погружных электроцентробежных насосов с погружными электродвигателями в кожухе, перекачивающих из скважин газожидкостные смеси с высоким содержанием газа.

Изобретение относится к скважинным сепараторам, защищающим погружной насос от абразивных частиц. Технический результат заключается в повышении надежности и долговечности скважинного сепаратора за счет устранения абразивного износа и коррозии корпуса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для отделения газа от жидкости при добыче пластового флюида посредством установок электроцентробежных насосов из горизонтальных скважин, скважин с большим углом отклонения от вертикали, с большим газосодержанием.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано в УЭЦН для скважинной добычи нефти в условиях, осложненных высоким содержанием абразивных частиц в пластовой продукции, в качестве входного устройства для очистки скважинной жидкости от механических примесей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для стравливания попутно-добываемого газа в линию насосно-компрессорных труб добывающей скважины, эксплуатируемой механизированным способом.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к погружным газосепараторам, предназначенным для отделения газа от пластовой жидкости, и может применяться при добыче нефти с большими значениями газового фактора.

Группа изобретений относится к системе и способу утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки. Технический результат заключается в повышении эффективности сепарации. Система для утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки содержит: скважинный сепаратор, расположенный в первом стволе скважины кустовой площадки и выполненный с возможностью приема первого добываемого флюида из первой зоны добычи и образования из указанного флюида потока с высоким содержанием углеводородов и водного потока, насосы, содержащие первый насос и второй насос. Первый насос расположен в первом стволе скважины и соединен со скважинным сепаратором, а второй насос расположен во втором стволе скважины кустовой площадки. Система также содержит: первый наземный сепаратор, соединенный с первым насосом с помощью первого канала и со вторым насосом с помощью второго канала и выполненный с возможностью приема потока с высоким содержанием углеводородов от скважинного сепаратора с помощью первого насоса и приема второго добываемого флюида из второй зоны добычи с помощью второго насоса и с возможностью образования нефти и потока с высоким содержанием воды из потока с высоким содержанием углеводородов и второго добываемого флюида; первую трубу, соединенную со скважинным сепаратором и выполненную с возможностью удаления потока воды из скважинного сепаратора в первую зону утилизации, и вторую трубу, соединенную с первым наземным сепаратором и выполненную с возможностью удаления потока с высоким содержанием воды из первого наземного сепаратора во вторую зону утилизации. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 4 ил.

Наверх