СПОСОБ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ НЕФТЯНОГО ГАЗА И ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
PROCEDURE FOR UTILISATION OF ASSOCIATED OIL GAS AND 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.
Известен способ эксплуатации обводняющейся нефтяной залежи [1]. Этот способ включает работу взаимодействующих скважин в периодическом режиме эксплуатации. Периодический режим работы включает два этапа. На первом этапе из одних скважин откачивают нефть и воду через газосепаратор и закачивают в другие скважины с возможностью накопления нефти в этих скважинах, а вода нагнетается в залежь. Воду и нефть в эти скважины нагнетают до достижения заданного давления на устье этих скважин или заполнения их нефтью. На втором этапе из всех скважин откачивают нефть в систему нефтегазосбора до откачки всей нефти или ее части из других скважин.
К недостаткам известного способа [1] следует отнести:
- применение способа производится в периодическом режиме;
- наличие сепаратора, в котором осуществляют отделение газа от жидкости;
- после отделения нефти на первом этапе на втором этапе нефть из группы скважин, в которых осуществлялось накопление нефти, откачивают по одной системе сбора вместе с продукцией высокообводненных скважин.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды [2]. Способ [2] заключается в том, что утилизацию попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды, содержащихся в продукции обводненных скважин, осуществляют с помощью сепаратора. В сепараторе продукцию обводненных скважин разделяют на малообводненную нефть с остаточным газом, воду и газ. Затем смесь воды и газа направляют на прием, по меньшей мере, одного насоса-компрессора и закачивают водогазовую смесь в нагнетательные скважины. Малообводненная нефть с остаточным газом с помощью насоса-компрессора подается в коллектор сбора нефти.
К недостаткам известного способа [2] следует отнести наличие самостоятельных систем сепарации, число которых соответствует числу кустовых площадок на месторождении. Это значительно увеличивает материальные затраты на протяженность трубопроводов и емкостей сепараторов таких систем.
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 кустовом размещении 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 высокообводненных 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 нагнетательными 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, заявляемый способ 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 заявляемого способа утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды и его реализация поясняются следующими чертежами.
На фиг.1 представлена принципиальная схема устройства кустовой системы сбора продукции высокообводненных 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 нагнетательными 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 высокообводненных 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 и 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 заявляемого способа утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды обеспечивает по сравнению с существующими способами 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) 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. Патент RU №2117140. Опубликован 10.08.1992. Способ эксплуатации обводняющейся нефтяной залежи. / Цигельницкий И.Г., Смирнов В.И.
2. 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 С.В., Ситенко В.Т., Шкуров О.В.