УСТАНОВКА ДЛЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к установкам для предварительного сброса воды и может использоваться при добыче нефти.
Известна установка предварительного сброса пластовой воды (АС СССР №1423142 B01D 19/00, B01D 17/035), предназначенная для ускорения процесса очистки пластовой воды и повышения качества очищенной вод. Установка включает трубопровод, устройство предварительного отбора газа, соединенное с трехфазным сепаратором, из которого отходят линии отвода нефти, газа и сточной воды соответственно. Водоотводная линия связана с газоотводной линией трубной перемычкой с запорным элементом. Трубная перемычка снабжена устройством для диспергирования газа, установленным в месте соединения перемычки с водоотводной линией. На газо- и водоотводной линиях и установлены запорные элементы и, причем первый из них стоит после соединения с газоотводной линией, а второй - перед соединением перемычки с водоотводной линией. Линия отвода сточной воды связана с приемной емкостью, которая снабжена газовой линией низкого давления, трубопроводом для подачи нефти в буферную емкость и трубопроводом для подачи чистой воды насосом на насосную станцию.
Известен резервуар для предварительного сброса воды (РФ №2145512 B01D 17/00), содержащий патрубки ввода жидкости, отвода частично обезвоженной нефти и сброса воды, распределительное устройство ввода жидкости, устройство для забора частично обезвоженной нефти и воды, регулятор уровня границы раздела нефть - вода, отличающийся тем, что распределительное устройство ввода жидкости размещено по вертикальной оси внутри резервуара на высоте границы раздела нефть - вода и выполнено в виде циклонной головки с колпаком, устройство для забора частично обезвоженной нефти выполнено в виде стояка труб с открытыми концами на высоте верхнего уровня жидкости в резервуаре, распределенными симметрично и равномерно по его сечению, а также снабжено распределительным устройством для ввода горячей нефти в виде системы труб с отверстиями, симметрично и равномерно расположенными по сечению резервуара на высоте границы раздела нефть - вода.
Известен способ и устройство для предварительного сброса воды в системах сбора продукции нефтедобывающих скважин (РФ №2135886 F17D 3/14). Способ предварительного сброса воды в системе сбора продукции нефтедобывающих скважин, включающий транспортирование газожидкостной смеси по трубопроводу подвода в успокоительный трубопровод с отделением в нем газа через патрубок отвода и затем в наклонную трубу, контроль границы раздела фаз нефть - вода и нефть - газ в наклонной трубе, регулирование расхода газожидкостной смеси, поддержание определенного положения границы раздела фаз нефть - вода в наклонной трубе относительно точки ввода успокоительного трубопровода в наклонную трубы и последующий сброс воды из нижней части наклонной трубы и отвод газа из ее верхней части, отличающийся тем, что в успокоительном трубопроводе осуществляют более полное обезгаживание газожидкостной смеси и полное разделение жидкостной смеси, а в наклонной трубе поддерживают положение границы раздела фаз нефть - вода ниже точки ввода успокоительного трубопровода в наклонную трубу.
Известна установка для предварительного сброса воды в системах сбора продукции скважин (РФ №2135886 F17D 3/14), включающая трубопровод подвода газожидкостной смеси 1, успокоительный трубопровод 2, оснащенный на входе патрубком 4 отвода газа, и наклонную трубу 5, оснащенную датчиками 6 раздела фаз нефть - вода и нефть - газ и регулятором расхода газожидкостной смеси, отличающаяся тем, что успокоительный трубопровод 2 выполнен прямолинейно, имеет одинаковый диаметр с наклонной трубой и эксцентричный верхний вход газожидкостной смеси, а на выходе дополнительно оснащен патрубком 4 отвода газа в наклонную трубу под прямым углом к ее оси, причем угол наклона наклонной трубы относительно горизонта составляет 4-15°.
Известна установка предварительного сброса воды из продукции нефтяных скважин (РФ №2343953 B01D 19/00), которая включает трубопроводы подвода продукции нефтяных скважин к узлу распределения, соединенному успокоительным коллектором с узлом предварительного разделения, который соединен патрубками отвода предварительно разделенных газа, нефти и воды с нефтегазовым сепаратором, имеющим трубопроводы отвода газа, нефти и воды. Трубопровод отвода нефти соединен с аппаратом обезвоживания нефти. Аппарат обезвоживания нефти оснащен устройством для отбора части обезвоженной нефти и подачи ее в патрубок отвода предварительно разделенной нефти или в патрубок отвода предварительно разделенной нефти и в трубопровод отвода нефти. Устройство для отбора части обезвоженной нефти и подачи ее оснащено путевым подогревателем нефти, блоком дозирования и подачи химического реагента. Технический результат состоит в повышении эффективности установки, повышении качества очистки воды, снижении расхода деэмульгатора и утилизации.
Известна установка сброса воды (РФ №2098166 B01D 19/00), состоящая из наклонного трубопровода, над которым параллельно расположен трубопровод, соединенный с ним посредством перемычек. Успокоитель газожидкостного потока, следующего по нефтегазопроводу, врезан сбоку в нижний наклонный трубопровод в точке ввода газожидкостной смеси. Успокоитель в верхней части соединен с наклонным трубопроводом. Верхние концы наклонных трубопроводов соединены с выкидным нефтегазопроводом, нижний конец трубопровода с отводящим потребителю водоводом. Установка располагается на свайных фундаментах.
Недостатками данных устройств являются их крупные габариты, требующие наличия разветвленной сети аппаратных устройств для обслуживания и дорогостоящего насосного оборудования, постоянное круглосуточное нахождение персонала на объекте, а также невозможность обеспечения предварительного сброса пластовой воды непосредственно в скважину сразу после прохождения потока продукции скважины из групповой замерной установки для замера газа в нефти (АГЗУ).
Известна установка для предварительного сброса воды (РФ №2230594 B01D 17/00), принятая в качестве прототипа, которая обеспечивает утилизацию и сброс воды на месте извлечения ее на нефтяном месторождении без транспортировки воды на большие расстояния. Установка содержит аппарат предварительного разделения продукции скважин на фазы с линиями, отвода их в нефтяной и водяной сепараторы, буферные емкости для нефти и воды с насосами и подогреватель, отличающаяся тем, что установка дополнительно содержит газосепаратор, установленный на линии отвода воды из аппарата предварительного разделения продукции скважин на фазы, выполненный в виде наклонной трубы с линией подачи воды выше уровня жидкости и связанный с водяным сепаратором, при этом упомянутый аппарат выполнен в виде наклонного трубопровода с линиями подвода продукции скважин, вывода воды, нефти и газа, нефтяной сепаратор - в виде емкости с перегородками, водяной сепаратор - в виде отстойника с гидрофобным слоем, а подогреватель установлен на линии отвода нефти из буферной емкости для нефти с возможностью подачи подогретой нефти в линию подвода продукции скважин и в линию ввода нефти в нефтяной сепаратор, при этом линии вывода газа из всех аппаратов установки связаны с общим газопроводом с возможностью подачи газа в качестве топлива в подогреватель.
Недостатком прототипа является ее конструктивная сложность, использование большого количества аппаратов, сепараторов и высоконапорных насосов, и необходимость круглосуточного обслуживания персоналом.
Задача заявляемого устройства состоит в устранении указанных недостатков и в достижении технического результата, заключающегося в упрощении конструкции, в сокращении задействованного оборудования, приводящем к уменьшению длины водовода и, в конечном итоге, к кратному уменьшению доли перекачиваемой газонефтеводяной смеси в пункт подготовки нефти (ППН) за счет отделения и увеличения объема предварительно сбрасываемой воды в поглощающую скважину без дополнительной очистки сбрасываемой воды, без задействования постоянного персонала на объекте.
Поставленная задача решается тем, что в установке для предварительного сброса пластовой воды, включающей устройство предварительного разделения продукции скважины на фазы с линиями их отвода, установленное в непосредственной близости от добывающей и поглощающей скважин, согласно заявляемому решению, устройство предварительного разделения продукции скважины установлено в непосредственной близости от групповой замерной установки (АГЗУ); в качестве устройства предварительного разделения продукции скважины выбрано устройство высокого давления, выполненное с возможностью отделения пластовой воды от нефтегазовой фазы; устройство высокого давления снабжено трубопроводом для ввода продукции скважины от АГЗУ или непосредственно от поглощающей скважины, трубопроводом для отвода воды из устройства высокого давления непосредственно в поглощающую скважину, трубопроводом для отвода нефтегазовой фазы в коллектор АГЗУ для дальнейшей транспортировки продукции, клапаном для регулирования объема сбрасываемой воды, соединенным с устройством высокого давления с помощью трубопровода для отвода воды в поглощающую скважину, сигнализатором уровня раздела сред, электороконтактным манометром для передачи сигнала на исполнительный механизм клапана.
При этом в качестве устройства высокого давления использован вертикальный или горизонтальный газосепаратор или масляный пылеуловитель.
Заявляемое устройство поясняется чертежом, на котором представлена схема установки предварительного сброса попутной (пластовой) воды, где позициями обозначены:
1 - добывающая скважина,
2 - групповая замерная установка для замера газа в нефти (АГЗУ)
3 - трубопровод от добывающей скважины 1 к АГЗУ,
4 устройство высокого давления для предварительного сброса попутной воды
5 - сборный трубопровод от АГЗУ 2 к устройству высокого давления 4,
6 - поглощающая скважина для утилизации попутной пластовой воды,
7 - трубопровод от устройства высокого давления 4 к поглощающей скважине 6 для предварительного отвода попутной воды,
8 - трубопровод от устройства высокого давления 4 для отвода нефтегазовой смеси с остаточной водой в сборный пункт нефти и газа,
9 - клапан, регулирующий объем сбрасываемой воды в поглощающую скважину 6,
10 - трубопровод от устройства высокого давления 4 к клапану 9,
11 - сигнализатор уровня раздела сред,
12 - электроконтактный манометр,
13 - блок механизма автоматики (БМА) со шкафом управления и индикации
Одним из главных направлений модернизации оборудования старых нефтяных месторождений является обеспечение раннего сброса и утилизации попутных пластовых вод, т.е. сокращение объемов перекачки и фронта агрессивной коррозии, без применения дополнительного насосного оборудования и не требующего присутствия обслуживающего персонала на объекте. Заявляемое техническое решение позволяет осуществлять ранний сброс и утилизацию пластовых вод путем предварительного сброса на кустах высокодебитных и высокообводненных скважин или рядом с групповой замерной установкой (АГЗУ). При этом заявляемое решение позволяет закачивать отделенную пластовую воду в пласт под давлением, создаваемом в самой системе сбора скважинной продукции, то есть, без применения дополнительного насосного оборудования и на том же кусте скважин. С этой целью в заявляемой установке использовано по новому назначению уже существующее, но выведенное из эксплуатации оборудование, монтаж которого не требует дополнительных землеотводов ввиду его минимальных габаритов и размещения рядом со скважиной и АГЗУ.
Описание сущности заявляемого решения.
Заявляемое решение касается предварительного сброса и утилизации пластовой воды в точках технологической системы добычи продукции скважины, где она выделяется в виде свободной фазы, а именно - в емкостях высокого давления, которые установлены рядом с автоматической групповой замерной установкой для замера газа в нефти (АГЗУ). В заявляемой установке в качестве устройства для отделения и предварительного сброса пластовой воды в скважину используют толстостенные емкости высокого давления, в которых перераспределение фаз на воду и нефть и выделение воды в виде свободной фазы происходит за счет сил гравитации и гидроциклонного метода.
Установка для предварительного сброса и утилизации пластовой воды содержит устройство высокого давления 4, которое выполнено с возможностью разделения продукции скважины на фракции (воду и газ с нефтью) и установлено рядом с групповой замерной установкой (АГЗУ) на расстоянии от 10 метров до 100 метров, или рядом с устьем скважины. В качестве устройства 4 высокого давления для предварительного сброса попутной пластовой воды может быть использован толстостенный резервуар высокого давления - например, газосепаратор (Ф-1600 Р-64 марка Н-488-55 Ρ -64) вертикального или горизонтального исполнения или стандартный пылеуловитель масляный, (например, Ф-1600 Р-64 марки Н-488-55) - снабженные трубопроводами и отводами: для потока отделенной воды в скважину и для потока нефти с растворенным газом, а также регулирующими и контролирующими устройствами.
Устройство высокого давления 4 (газосепаратор или масляный пылеуловитель) для предварительного сброса попутной воды соединено с АГЗУ трубопроводом 5, по которому в устройство 4 поступает продукция скважины 1. Продукция скважины 1 поступает в устройство 4 с давлением от 30 кг/см2 до 60 кг/см2 (в зависимости от напора установки добывающей скважины 1 и разрешенным давлением устройства 4, а также с учетом приемистости поглощающей скважины 6, предназначенной для утилизации попутной пластовой воды.
Устройство высокого давления 4 также снабжено трубопроводом 7 для отвода отделенной попутной воды в поглощающую скважину 6, трубопроводом 8 для отвода потока нефти и газа с остаточной водой через сборный трубопровод АГЗУ в сборный пункт нефти и газа, клапаном 9 для регулирование объема сбрасываемой воды в поглощающую скважину 6, который соединен с устройством 4 посредством трубопровода 10; а также сигнализатором 11 уровня раздела сред и электроконтактным манометром 12 для обеспечения подачи сигнала на исполнительный механизм регулирующего клапана 9.
Сигнализатор 9 уровня раздела сред подключен к блоку сигнализации (на чертеже не показан), который размещен в шкафу управления и индикации, находящемся в помещении блока 13 механизма автоматики (БМА). Электроконтактный манометр 12 подключен в помещении блока 13 механизма автоматики (БМА) к блоку управления исполнительным механизмом регулирующего клапана 9, который также размещен в шкафу управления и индикации (на чертеже показан).
На трубопроводе 7, ведущем в поглощающую скважину 6, для более точного учета качества сбрасываемой подтоварной воды установлено считывающее устройство (на чертеже не показано), с помощью которого контролируют допустимое содержание нефти в закачиваемой воде. Кроме того, на выходном трубопроводе сброса попутной пластовой воды установлен пробоотборник, который производит отбор проб и контроль за качеством сбрасываемой попутной воды.
Таким образом, в качестве устройства прискважинного предварительного сброса воды в пласт безнасосным способом использован как вертикальный, так и горизонтальный газосепаратор высокого давления или масляный пылеуловитель высокого давления, в которых сепарация осуществляется за счет гравитационных и гидроциклонных процессов. Для безнасосной закачки воды на кустах добывающей и поглощающей скважин рядом с АГЗУ могут быть использованы также и другие существующие, но выведенные из эксплуатации толстостенные устройства высокого давления, не требующего круглосуточного обслуживания персоналом.
Использование емкости высокого давления в качестве устройства предварительного разделения продукции скважины, установленного в непосредственной близости к АГЗУ и добывающей и поглощающей скважинам - позволяет сократить длину отводящего трубопровода при сбросе попутной пластовой воды и исключить необходимость использования насосного оборудования. Наличие клапана 9 и электроконтактного манометра 12, регулирующих давление в устройстве 4, способствуют разделению продукции скважины в устройстве 4 на фракции и также позволяет исключить при отводе скважинной продукции применение высоконапорного насосного оборудования. Наличие сигнализатора уровня раздела сред 11 обеспечивает контроль качества сбрасываемой пластовой воды и содержания в ней нефти и позволяет исключить необходимость ее доочистки. Наличие на трубопроводе 7 считывающего устройства обеспечивает точный учет содержания нефти в сбрасываемой воде, что также способствует достижению технического результата - обеспечению качества сбрасываемой воды в пласт без дополнительной очистки.
Установка работает следующим образом.
Продукция скважины 1 по трубопроводу 3 поступает в АГЗУ 2, откуда (после произведенных замеров объема нефтяной эмульсии и содержащегося газа) поток с нефтью, газом и попутной водой по трубопроводу 5 поступает устройство высокого давления 4 (вертикальный или горизонтальный газосепаратор или масляный пылеуловитель объемом 4-16 м3) для предварительного отделения и сброса попутной воды. Под действием высокого давления и за счет сил гравитации в устройстве высокого давления 4 происходит перераспределение фаз на нефтегазовый и водяной потоки: попутная вода опускается в нижнюю часть устройства 4 и поступает в трубопровод 10, а затем в трубопровод 7, по которому направляется непосредственно в поглощающую скважину 6. Клапан 9 регулирует давление в устройстве высокого давления 4. В случае падения давления в устройстве 4 ниже минимального значения, установленного на контролирующем электроконтактном манометре (ЭКМ) 12, замыкается контакт на электроконтактном манометре 12, сигнал через блок механизма автоматики 13 моделируется и поступает на исполнительный механизм регулирующего клапана 9, который в последующем закрывается. В случае повышения давления выше максимально установленного на электроконтактном манометре 12, клапан 9 открывается. При этом под действием давления и гравитационных сил в устройстве 4, а также разницы в плотности и температуре фракций, количество остаточной нефти в сбрасываемой попутной воде не превышает 100 мг/л, что составляет 0,001% от прокачиваемого объема продукции в поглощающую скважину 6 через устройство 4. При этом нефтегазовая смесь с остаточной водой, под действием давления, гравитационных сил, разницы в плотности и температуре фракций, оказывается сосредоточенной в верхней части устройства высокого давления 4. Нефтегазовый поток с остаточной водой поступает через трубопровод 8 на сборный нефтепровод АГЗУ 2 и затем в сборный пункт нефти и газа для окончательной очистки нефти от остаточной воды. При этом количество добываемого и перекачиваемого нефтегазожидкостного потока из-за максимального количества предварительно сбрасываемой попутной воды уменьшается на 50-80%. Сигнализатор 11 уровня раздела сред осуществляет контроль уровня среды в устройстве высокого давления 4, что позволяет обеспечивать качество попутной пластовой воды при подготовке ее для сброса в поглощающую скважину 6. С помощью электроконтактного манометра 12 производят контроль давления в устройстве 4, что обеспечивает оперативный контроль технологического режима работы установки, исключения рисков при остановке добывающих скважин и сброса в скважину нефтепродуктов.
При использовании заявляемой установки достигается утилизация попутной пластовой воды из добывающих скважин в поглощающую скважину 6 - от 150 м3 /сутки до 900 м3/сутки при рабочем давлении 25-30 кг/см2 и при общем объеме перекачиваемой сырой нефти до 150 т/сут. При этом сбрасываемая и утилизируемая вода содержит не более 100 мг/л нефтепродуктов, что соответствует требованиям, предъявляемым к подтоварной воде, закачиваемой в поглощающую скважину 6..
Пример конкретного выполнения.
Работа заявляемой установки описана на примере Лимано-Грачевского месторождения.
Продукция нефтяных скважин Лимано-Грачевского месторождения с высокой обводненностью, которая доходит до 98%, электроцентробежными насосами (ЭЦН) подается по трубопроводу 3 через задвижки в АГЗУ с давлением 3,5 МПа и температурой 60°С. После проведения замера продукция поступает по трубопроводу 5 в вертикальный газосепаратор V=9,6 м3 предварительного сброса воды (делитель потоков)
За счет гравитационного отстоя, разницы плотности фаз и температуры жидкости нефтяная эмульсия частично разделяется на нефть и воду. Отделившаяся пластовая вода под давлением 38-40 кг/см2 поступает через нижний выход газосепаратора подается по трубопроводу 7 в поглощающую скважину 6
Отделившаяся нефтяная эмульсия за счет разницы плотности воды и нефти вместе с растворенным газом через верхний выход газосепаратора и через штуцерную задвижку с понижением давления до 14 кг/см2 поступает в трубопровод 8 и транспортируется до СП-22 Лимано-Грачевского месторождения.
Сигнализатор 11 уровня раздела сред регистрирует уровень среды в газосепараторе 4, что позволяет следить за качеством подготовки попутной пластовой воды для сброса в поглощающую скважину 6.
Электроконтактный манометр 12 производит контроль давления в газосепараторе 4. При изменении параметра, увеличении или снижения давления поступает сигнал и происходит управление регулирующим клапаном 9. При падении давления ниже минимального значения, установленного на электроконтактном манометре 12, регулирующий клапан 9 закрывается, при повышении давления выше максимального значения на электроконтактном манометре 12 - регулирующий клапан 9 открывается.
Электроконтактный манометр 12, клапан 9, регулирующий давление, сигнализатор уровня сред 11 подключены к блоку управления ЭП, который размещается в шкафу управления и индикации (или на приборном щите) в помещении блока механизма автоматики (БМА).
Пробоотборник, установленный на выходном коллекторе сброса попутной пластовой воды производит отбор проб и контроль за качеством сбрасываемой попутной воды.
Замер дебита скважин производится путем переключения запорной арматуры в АГЗУ и выводом скважины из технологического режима по сбросу попутной пластовой воды. Переключения производятся по обычной схеме и в соответствии с инструкцией по пользованию промыслового оборудования.
При использовании установки достигается утилизация попутной пластовой воды из добывающих высокообводненных скважин в поглощающую скважину 6 до 400 м3/сутки при общем дебите 900 м3/сутки и рабочем давлении 25-30 кг/см2 и при общем объеме перекачиваемой нефтяной эмульсии 500 м3/сутки. При этом сбрасываемая и утилизируемая вода содержит не более 100 мг/л нефтепродуктов, что соответствует требованиям, предъявляемым к подтоварной воде, закачиваемой в скважину 6. Так же для более точного учета сбрасываемой попутной пластовой воды ведется оперативный учет считывающим устройством, установленным на трубопроводе 7 к поглощающей скважине 6.
Применение заявляемой установки позволило снизить объем скважинной продукции, поступающей на транспортировку по трубопроводу, и объем пластовой воды, поступающей на утилизацию. При этом за счет применения устройства высокого давления (газосепаратора или масляного пылеуловителя), обеспечивающего отделение водогазонефтяной эмульсии от попутной пластовой воды на раннем этапе, нефтяной поток с остаточной водой может транспортироваться полностью безнасосным способом на расстояние до 30 км.
Таким образом, заявляемое решение позволяет отделять уже на начальном этапе воду и газонефтяную фракцию, что приводит к уменьшению коррозии в трубопроводной системе и снижению нагрузки на оборудование, а также предотвратить возможность повторного диспергирования и облегчить подготовку товарной нефти, используя меньшие энергетические ресурсы. Кроме того, заявляемая установка предварительного сброса пластовой воды позволяет снять ограничения по приему и переработке скважинной продукции на головной установке предварительного сброса воды. Заявляемое устройство по сравнению с аналогичными техническими решениями обеспечивает значительное - до 60% - увеличение предварительно сбрасываемой пластовой воды при минимальном - до 100 мг/л - содержании в ней остатков нефти и, тем самым, уменьшение - до 50-80% - добытой продукции скважины для перекачивания ее на дальнейшую сепарацию и переработку. Использование заявляемой конструкции установки позволило исключить необходимость использования высоконапорного насосного оборудования, с применением автоматической регулировки работы делителя потоков, без привлечения дополнительных людских ресурсов.