СПОСОБ УЛАВЛИВАНИЯ И УТИЛИЗАЦИИ ПЕСКА ИЗ ПРОДУКЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR CATCHING AND DISPOSING OF SAND FROM PRODUCTS OF PETROLEUM AND GAS BOREHOLES AND APPARATUS FOR IMPLEMENTATION THEREOF

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снятия пиковых нагрузок по газу и мехпримесям при аномально высоком их содержании в продукции нефтяных скважин перед входом в установки сепарации и подготовки нефти (ДНС) или предварительного сброса воды (УПСВ). В сепараторах одновременно протекают процессы разделения продукции нефтяных скважин на газ, нефть и воду, а также удаления мехпримесей и проппанта, попадающих вместе с нефтью в сепарационную установку.
3
3
Вновь вводимые в разработку месторождения характеризуются высоким газосодержанием продукции. Газовый фактор нефти зачастую превышает 200 м на тонну нефти и может достигать 500-2000 м/т. При этом из-за высоких пластовых давлений и депрессий наблюдается вынос из призабойных зон скважин частиц разрушенной породы: песка и мехпримесей с размерами частиц от илоподобных до крупных, а при применении гидроразрыва пласта наблюдается вынос проппанта с фракциями от 0,5 до 2 мм. Эксплуатация сборных пунктов и установок подготовки нефти (УПН) на этих месторождениях осложняется отсутствием эффективного сепарационного оборудования для снятия высоких нагрузок по газу и улавливании мехпримесей (песка) на входе установок и его утилизации.
Известен способ сбора и подготовки нефти, реализованный в системе сбора и подготовки нефти (авт. свид. SU №1022983, кл. B01D17/04, 1983). Способ сбора и подготовки нефти включает подачу продукции из скважин на сепараторы первой и второй ступеней, затем в резервуар предварительного сброса воды, откуда отводят образующийся промежуточный слой на его подогрев с последующей подачей в узел центробежного разделения фаз, соединенный шламовой линией со шламосборником и имеющий линии вывода нефти и воды.
Основными недостатками известного способа сбора и подготовки нефти является незавершенность процесса в части утилизации шлама, накапливаемого в шламосборнике. Шлам и песок проходят через все стадии подготовки нефти, т.к. не были отделены на входе в установку.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому изобретению является способ сбора и подготовки нефти, реализованный в системе сбора и подготовки нефти (пат. RU №2094082, B01D17/04, 1997). Согласно изобретению, система сбора и подготовки нефти включает сепараторы первой и второй ступеней и ступень горячей сепарации, резервуар предварительного сброса воды с узлом принудительного забора промежуточного слоя, пароподогреватель промежуточного слоя и узел разделения фаз, выполненный в виде двухфазной декантерной и трехфазной тарельчатой центрифуг, линии для подачи шлама в шламосборник и линии вывода нефти и воды. Способ сбора и подготовки нефти включает подачу продукции из скважин на сепараторы первой и второй ступени, сброс воды из резервуара предварительного сброса воды, обезвоживание и обессоливание, вывод промежуточного слоя, последующий его нагрев и разделение его в узле разделения фаз на нефть, воду и шлам, при этом для улучшения качества товарной нефти поэтапно вводят реагент-деэмульгатор: перед подачей в сепаратор первой ступени, а затем перед нагревом нефтяной эмульсии в печи. При этом образующийся промежуточный слой из резервуара предварительного сброса воды направляют в теплообменник для нагрева, а затем его направляют на двухступенчатое разделение в декантерной и трехфазной тарельчатой центрифугах на нефть, воду и шлам, которые самостоятельными потоками направляются на ступень горячей сепарации, системы поддержания пластового давления и в шламонакопитель соответственно.
Основными недостатками указанного способа сбора и подготовки нефти являются большие энергозатраты, связанные с двухступенчатым разделением водогазонефтяной эмульсии в узле разделения фаз, недостаточно высокие выходные параметры по качеству нефти и воды, а также наличие в отходах шлама нефти и отсутствие возможности повторной переработки (утилизации) нефтесодержащего шлама.
Задача - отбор из продукции на входе УПСВ и УПН наиболее легкой и тяжелой фазы - газа и мехпримесей при их высоком содержании для разгрузки песка и ила, включая утилизацию шлама.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе улавливания и утилизации песка из продукции нефтегазовых скважин, включающем подачу поступающей из скважины газоводонефтяной смеси, сепарацию и отвод в газопровод свободного газа, расслоение водонефтяной эмульсии на нефть и воду, осаждение твердых частиц, размыв осадка струей воды с удалением песка и ила в дренажную емкость, в отличие от прототипа, размыв и удаление осадка в дренажную емкость производят циклически с использованием воды, накапливаемой в дренажной емкости с возвратом ее в систему размыва.
Известны конструкции устройств - узлов предварительного разделения газа и нефти, которые применяются в качестве входных устройств перед нефтегазовыми сепараторами или нефтегазовыми сепараторами со сбросом воды (см. РД39.0004.90 «Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования», ВНИИСПТнефть, Уфа, 1990 г., 68 с., рис. 7, разд. 4.3).
При газосодержании β=0,85-0,95 и более в трубопроводах наблюдаются пленочно-диспергированные и чисто диспергированные структуры ГЖС, в которых жидкость находится в газе в капельном и аэрозольном состоянии, исключающем их разделение в трубных и гравитационных емкостных аппаратах, которые не способны улавливать также мехпримеси и песок.
Наиболее близким к заявляемому является трубное устройство предварительной сепарации, содержащее восходящий участок трубопровода и камеру предварительного осаждения жидкости, патрубок для подвода газоводонефтяной смеси, патрубки для отвода газа и патрубки для слива отделившейся жидкости, соединенные с газожидкостным сепаратором. В восходящем трубопроводе размещен пучок труб. Камера предварительного осаждения жидкости содержит последовательно размещенные в ней вертикальные жалюзийные пластины, центральную трубу с конфузором и завихрителем и выходную трубу. На поверхности центральной трубы выполнены параллельно расположенные продольные щели. Центральная и выходная трубы разделены кольцевой щелью со встречными конусами. Технический результат состоит в повышении эффективности сепарации газоводонефтяной смеси с высоким газосодержанием (пат. RU №2292227, кл. B01D 19/00, 2007 г. ).
Недостатком этого устройства является наличие дополнительной емкости для накопления жидкости и отсутствие организованного осаждения мехпримесей и песка и их удаления.
Задача - организация надежного осаждения и удаления мехпримесей и песка, а также упрощение конструкции.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в устройстве, реализующем способ, включающем сепаратор газоотделитель-пескоуловитель, содержащий входной восходящий наклонный трубопровод-стабилизатор потока в виде пучка внутренних труб, входную вертикальную камеру с винтовым завихрителем и центральной трубой, сепарационную емкость с размещенным в ней пакетом плоско-параллельных пластин, в отличие от прототипа, спираль винтового завихрителя расположена по всей длине центральной трубы, корпус сепаратора наклонен в сторону течения жидкости и разделен пескопреградительной перегородкой, отделяющей буферную зону от отстойной, в которой расположен пакет плоскопараллельных пластин с зеркалом осаждения площадью, кратной не менее трех площадей зеркала отстойной зоны, каждая зона снабжена по нижней образующей соответственно пескоулавливающей и илонакопительной камерой с устройствами размыва и удаления накопленных мехпримесей.
Устройство включает дренажную емкость с погружным центробежным насосом и системой размыва осадка микропримесей, в отличие от прототипа, они разделены перегородкой-пескопреградителем, а выход погружного центробежного насоса соединен трубопроводом с устройством размыва в дренажной емкости и с устройством размыва в сепараторе.
На фиг.1 показана схема установки, в которой осуществляется описываемый способ улавливания и утилизации песка из продукции нефтегазовых скважин.
На фиг.2 показан частичный вид сверху согласно фиг.1 вдоль линии А, показанной на фиг.1.
Наклонная емкость 1 соединена с входным трубопроводом газожидкостной смеси 2, снабженным трубчатым стабилизатором-усреднителем потока ГЖС 3, который соединен с газоотводящим колпаком 4. Колпак 4 снабжен выводным патрубком газа 5 и спиральным каналом-завихрителем 6, выполненным в виде винтообразно скрученной ленты. В придонной части емкости 1 размещены пескоуловитель 7 для крупных частиц и илонакопитель 8 для мелких частиц. Торцовый конец емкости 1 снабжен патрубком 9 для вывода жидкости. Внутри емкости 1 размещен успокоитель 10, а пескоуловитель 7 и илонакопитель 8 снабжены дренажными патрубками 11 и 12, промывными патрубками 13. Дренажные патрубки 11 и 12 снабжены задвижками 14, а промывные патрубки 13 - задвижками 15. Внутри емкости 1 установлен пескопреградитель 16.
Емкость 1 соединена с дренажной емкостью 17, системой размыва шлама 21 и погружным насосом 18, соединенным с промывочным насосом высокого давления 19.
В дренажной емкости 17 установлена пескопреградительная перегородка 20, образующая отсек для накопления отстоявшейся воды, уровень которой контролируется датчиком уровня 22. Дренажная емкость 17 снабжена датчиком уровня воды 22. Шлам, накапливающийся после нескольких циклов размыва, удаляется из дренажной емкости 17 с помощью мобильного агрегата-илососа 23.
Устройство работает следующим образом.
Продукция нефтяных скважин поступает по трубопроводу 2 подвода газожидкостной смеси, снабженному стабилизатором потока 3, в наклонную емкость 1. В стабилизаторе потока 3 пленочно-диспергированный поток ГЖС предварительно разделяется на жидкую составляющую в виде пленок и газ, содержащий капельную взвесь и аэрозоль. В этом состоянии ГЖС поступает в вертикальную трубную камеру 4 со спиральным завихрителем 6, расположенным вокруг центральной трубы, служащей для отвода очищенного газа в газоотводящий трубопровод 5. В спиральном завихрителе 6 пленочная жидкость оседает на стенках камеры 4 и образует кольцевой подвижный слой жидкости, на который под действием центробежных сил оседают капли жидкости, диспергированные в газе. Этот подвижный кольцевой слой жидкости по наклонным полкам завихрителя 6 стекает в накопительную часть сепарационной емкости, выполненную в виде наклонного аппарата для создания в верхней части буферной входной зоны, а в нижней - полностью затопленной отстойной зоны, из которой отводится отстоявшаяся от газовых пузырьков жидкость по трубопроводу 9 и отделившийся песок, накапливающийся по нижней образующей емкости 1 в пескоуловителе 7 и илонакопителе 8. Пескоуловитель 7 и илонакопитель 8 снабжены устройствами размыва 13 и трубопроводами 11 и 12 для сброса песка и ила в дренаж через электроприводные автоматические задвижки 14. Пескопреградитель 16 препятствует перемещению по дну корпуса 1 осажденного песка. Сепарационная емкость с внутренними устройствами, размещенными в емкости 1, выполняют роль классификатора мехпримесей и песка. После стока жидкостной кольцевой пленки в сепарационную емкость в буферной ее части происходит осаждение зерен проппанта и частиц песка размером более 500 мкм, а в отстойной части - менее 500 мкм (до 100 - 200 мкм).
3
Расчет объема буферной зоны производится с учетом скорости осаждения частиц минимального размера (d>0,005 м), плотности материала частиц, плотности и вязкости жидкости, заданного ее расхода q (м/с). Объем отстойной зоны определяется учетом улавливания частиц песка и ила крупностью от 100 или 200 мкм в зависимости от требований заказчика. Для интенсификации процесса размещают в этой зоне пакет наклонных самоочищающихся пластин 10. Расстояние между пластинами определяется из условий кратности, не менее трех, увеличения площади зеркала отстойной зоны и улавливания частиц 200-100 мкм.
Вода и отстоенный шлам (песок и ил) по трубопроводам 11 и 12 поступает в дренажную емкость 17, где осаждается на дне емкости. По мере наполнения емкости 17 вода переливается через пескопреградительную перегородку 20, ее уровень контролируется датчиком уровня 22. По сигналу датчика 22 включается погружной насос 18, который возвращает часть воды через промывочный насос 19 в наклонную емкость 1 для размыва отложений мехпримесей. Удаление шлама из емкости 17 производится периодически по мере накопления шлама с помощью мобильного агрегата-илососа 23 с использованием системы размыва шлама 21.
Установка находит промышленное применение на многих нефтедобывающих предприятиях РФ и СНГ.
Технический результат - совмещение процессов удаления аномальных объемов газа и, одновременно, песка и мехпримесей перед входом в УПСВ для повышения их эффективности, упрощение конструкции путем разграничения в одной емкости отстойной и буферной зон сепарации. Осуществляется практически безотходная замкнутая циркуляция пластовой воды в циклическом режиме: «размыв - сброс - отстой от песка - переток в дренажную емкость - размыв - удаление». Илосос откачивает накопленную массу шлама вакуумным насосом, сбрасывает обратно частично отстоянную воду в дренажную емкость и отвозит шлам на полигон для захоронения или утилизации.