СИСТЕМА СБОРА ПРОДУКЦИИ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН И УТИЛИЗАЦИИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
SYSTEM OF HIGHLY WET HOLE STREAM GATHERING AND UTILISATION OF PRODUCED WATER

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности может быть использовано при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления, а также в системах промыслового сбора добываемой продукции.
Известны технологические установки предварительного сброса воды (УПСВ) [1], выполняющие функции предварительного отделения пластовой воды для закачки ее в нефтяной пласт. УПСВ одновременно обслуживают несколько кустовых площадок (в среднем не более 40-50 скважин) и находятся в непосредственной близости к ним. Наибольшее распространение получили УПСВ с применением трубных водоотделителей. УПСВ включают в себя трубные водоотделители, в которых продукция скважин разделяется на нефть, газ и воду. Вода с помощью насосов-компрессоров подается в систему ППД. Нефтяной газ и нефть поступают в буферные емкости, из которых газ безкомпрессорно подается в газосборную систему, а нефть с помощью насосов-компрессоров подается в коллектор сбора нефти.
В работе [2] приведены результаты оценки затрат при реализации УПСВ с использованием установок трубчатого исполнения. На основании результатов исследований качества сбрасываемой воды и оценки технологических показателей, проведенных в работе [2], было установлено, что оптимальная область эксплуатации УПСВ находится в диапазоне сброса воды до остаточной обводненности нефти 60-80%. Содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде при этом не превышает 50 мг/л, что соответствует требованиям качества воды для системы ППД.
К недостаткам известного УПСВ [1] следует отнести:
- сброс воды с 83 до 98% требует реализовать технологическую схему с затратами минимум в 1,8 раза выше по сравнению со схемами, обеспечивающими сброс воды до 83%, а при сбросе воды более 98% затраты на обустройство будут минимум в 2 раза выше [2];
- особые природно-климатические условия Западной Сибири требуют дополнительного подогрева узлов системы сбора и подготовки.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому устройству является система утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды [3]. Система [3] содержит, по меньшей мере, одну добывающую скважину, соединенную с сепаратором. Выход сепаратора по нефти с остаточной водой и газом соединен с первым насосом-компрессором. Выход или выходы сепаратора по воде и газу соединены со вторым насосом-компрессором, выход которого соединен с диспергатором, соединенным с нагнетательной скважиной или водораспределительной гребенкой нагнетательных скважин. Сепаратор представляет собой горизонтальный сепаратор, имеющий большой и малый отсеки, при этом в большом отсеке установлена переливная труба для отбора нефти.
К недостаткам известной системы [3] следует отнести наличие сепаратора, в котором продукцию высоко обводненных скважин разделяют на малообводненную нефть, которую с помощью компрессора подают в систему сбора, и водогазовую смесь, которую с помощью другого компрессора закачивают в нагнетательную скважину или скважины.
Целью изобретения является сокращение материальных затрат на добычу воды для системы поддержания пластового давления, на сбор и подготовку продукции нефтяных скважин при одновременном увеличении нефтеотдачи пласта.
Достижение указанной цели основано на особенностях системы сбора нефти и газа в условиях Западной Сибири, а именно кустовым размещением устьев скважин. Для обводняющихся нефтяных месторождений сброс воды непосредственно на кустах является важным технологическим приемом, обеспечивающим сокращение затрат на перекачку жидкости и на подготовку нефти. При этом решается задача наиболее полной выработки нефтяных месторождений. Продукция скважин, имеющих высокую обводненность 80% и более, высокую естественную температуру 30-40°С и невысокое содержание механических примесей до 20 мг/л, может непосредственно закачиваться в пласт через бездействующие обводнившиеся скважины для поддержания пластового давления. Это позволяет осуществлять эффективное разделение с высокой степенью на фазы без дополнительного нагрева продукции и с уже имеющимся объемом (бездействующие обводнившиеся скважины) отстойного оборудования.
Сущность изобретения заключается в том, что продукция высоко обводненных скважин, обводненность которых составляет 80% и более, по выкидным линиям ГЗУ, минуя многоходовой переключатель скважин, поступает на вход насоса-компрессора, выход которого соединен с распределительной гребенкой. Распределительная гребенка соединена выкидными линиями ГЗУ с бездействующими обводнившимися скважинами. Продукция скважин, имеющая высокую обводненность, закачивается по лифтовым трубам через насадок, состоящий из головки с присоединительной резьбой и двух отводов, внутри которых расположены вертикальный канал и решетка направляющих пластин. Насадок позволяет сформировать плоский тангенциальный пристеночный нисходящий поток закачиваемой жидкости. В центральной части ствола скважины скорость тангенциального нисходящего потока равна нулю. В результате создаются условия для формирования двух встречно направленных потоков: тангенциального нисходящего пристеночного потока продукции сильнообводненных скважин и восходящего осевого потока глобул нефти и эмульсии, выделяющихся из продукции обводненных скважин. Это приводит к непрерывному накоплению в верхней части ствола скважины нефти и природного газа. Отбор нефти и природного газа производится из межтрубного пространства нагнетательных скважин фонтанным способом в нефтесборный коллектор, а вода нагнетается в пласт.
Таким образом, заявляемое устройство соответствует критерию изобретения «новизна». При изучении других технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемое изобретение от прототипа, не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».
Сущность заявляемой системы сбора продукции высоко обводненных скважин и утилизации пластовой воды поясняются следующими чертежами.
На фиг.1 представлена принципиальная схема устройства кустовой системы сбора продукции высоко обводненных скважин и закачки ее в нагнетательные скважины.
На фиг.2 приведено устройство насадка для формирования тангенциального пристеночного нисходящего потока закачиваемой жидкости.
На фиг.3 показано развитие тангенциального пристеночного потока закачиваемой жидкости.
Устройство кустовой системы (фиг.1) включает куст нефтяных добывающих скважин 1, часть которых подключена непосредственно к ГЗУ, а другая часть добывающих скважин с высокой обводненностью соединена выкидными линиями ГЗУ со входом насоса-компрессора 2. Выход насоса-компрессора 2 соединен с распределительной гребенкой 3, которая соединена выкидными линиями ГЗУ с бездействующими обводнившимися скважинами 4. Отбор нефти и газа из межтрубного пространства нагнетательных скважин производится в нефтесборный коллектор 5, а вода нагнетается в пласт.
Насадок для формирования тангенциального пристеночного нисходящего потока закачиваемой жидкости (фиг.2) представляет собой головку 1 с присоединительной резьбой, необходимой для присоединения ее к колонне лифтовых труб, и двух отводов 2. Внутри отводов 2 расположены вертикальный канал 3, обеспечивающий равномерное распределение потока вдоль отводов, и решетка направляющих пластин 4. Профиль направляющих пластин 4 формирует плоский тангенциальный пристеночный нисходящий под углом 45° к поперечному сечению ствола скважины поток закачиваемой жидкости.
Развитие тангенциального пристеночного нисходящего потока закачиваемой жидкости (фиг.3) связано с взаимодействием истекающей жидкости с жидкостью, заполняющей цилиндрическое пространство ствола скважины 1. На пристеночные закрученные струи, развивающиеся внутри цилиндрического канала 1, сильное влияние оказывает взаимодействие струи со стенкой. Поэтому в пристеночной части струи происходит резкое изменение скорости потока. В результате формируется тангенциальный нисходящий поток с максимальным значением скорости вблизи стенки цилиндрического канала (эпюры скорости 2). В центральной части цилиндрического канала скорость тангенциального нисходящего потока равна нулю. Глобулы нефти и эмульсии 3, содержащиеся в продукции высоко обводненных скважин, вытесняются более тяжелой дисперсной средой (водой) в область течения с меньшими скоростями, т.е. к осевой области ствола скважины. В результате создаются условия для формирования двух встречно направленных потоков: тангенциального нисходящего пристеночного потока закачиваемой жидкости и восходящего потока глобул нефти и эмульсии, вытесняющихся из продукции обводненных скважин. Это приводит к непрерывному накоплению в верхней части ствола скважины нефти и природного газа, что позволяет осуществлять непрерывный их отбор фонтанным способом.
Использование заявляемой системы сбора продукции высоко обводненных скважин и утилизации пластовой воды обеспечивает по сравнению с существующими системами следующие преимущества:
1) исключение материальных затрат на добычу воды для систем поддержания пластового давления за счет существующей инфраструктуры системы кустового оборудования;
2) сокращение материальных затрат на обустройство кустовых площадок самостоятельными системами сепарации;
3) появляется возможность поддерживать пластовое давление единичных отдаленных кустовых площадок;
4) защита окружающей среды от загрязнения за счет замкнутого цикла, осуществляемого непосредственно на кустовых площадках, по схеме «добывающая обводненная скважина - нагнетательная скважина - пласт - добывающая скважина».
Источники информации
1. Совершенствование предварительного сброса воды на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» /В.А. Крюков, Н.В. Пестрецов и др. //Нефтяное хозяйство. - 2003. - №4. - С.114-116.
2. Стратегическое развитие систем сбора и транспорта высокообводненной продукции скважин ОАО «АНК «Башнефть»./Д.Ю. Гизбрехт, С.Ф. Пивоварова и др.//Нефтяное хозяйство. - 2010. - №2. - С.-102-105.
3. Патент RU №2317408. Опубликован 20.02.2008. Способ утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды и система для его реализации. /Клюшин И.Я., Кошкин К.И., Чайка С.Е., Хасанов Э.М., Горбунов СИ., Коновалов В.В., Мигунова СВ., Ситенко В.Т., Шкуров О.В.