СПОСОБ ОБУСТРОЙСТВА КУСТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ КУСТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
SETUP METHOD OF OIL WELL CLUSTER, AND DEVICE FOR OIL COLLECTION AND TRANSPORT OF OIL WELL CLUSTER

Изобретения относятся к нефтяной отрасли и могут быть использованы в системах сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях, а также при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.
Нефтяные месторождения, как правило, обустраиваются следующим образом [1]. На кустовой площадке находится несколько нефтедобывающих скважин, оснащенных глубинным насосным оборудованием. Все добывающие скважины подключаются к групповым замерным установкам (ГЗУ), обеспечивающим периодический контроль дебита каждой отдельной скважины.
Давление в нефтесборном коллекторе на кустовых площадках выбирается таким образом, чтобы оно было достаточным для транспорта нефти до дожимной насосной станции (ДНС) или установки подготовки нефти (УПН), и, как правило, варьируется в диапазоне от 0,4 МПа до 4,0 МПа. Большинство нефтесборных коллекторов Западной Сибири работают под давлением 0,8…2,2 МПа.
С кустовых площадок продукция скважин поступает на ДНС, где производится ряд технологических операций, в том числе частичное отделение попутного газа и (или) частичное отделение пластовой воды, с последующим повышением давления для дальнейшей транспортировки нефти до УПН. В зависимости от размеров месторождения на нефтепромысле может быть несколько ДНС либо ни одной.
В пункте подготовки нефти производится окончательная подготовка сырья до товарной кондиции с последующей сдачей нефти в магистральный трубопровод Транснефть.
Расстояния от кустовых площадок до ДНС, количество кустовых площадок, ДНС и их расположение, в основном, определяются количеством скважин и их расположением (сеткой разбуривания), расстояниями от кустов до ДНС и давлением нефтесборного коллектора.
Известен способ [2] самотечного двухтрубного сбора продукции нефтяных скважин, при котором происходит отделение газа от нефти, после чего отделившийся газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если последний расположен поблизости, а жидкая фаза (нефть с водой) направляется на вторую ступень сепарации. Водонефтяная смесь самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).
Способ самотечного перемещения жидкости уменьшает энергозатраты на ее транспортировку. Тем не менее, этот способ и устройство для его реализации имеют существенные недостатки:
- при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (например, за счет увеличения обводненности) система требует реконструкции;
- для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;
- из-за низких скоростей движения продукции возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;
- из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора продукции достигают 2…3% от общей добычи нефти.
Известен также способ [3] высоконапорного однотрубного сбора продукции скважин, при котором осуществляется ее транспортировка на расстояния в несколько десятков километров за счет высоких устьевых давлений (до 6…7 МПа). Такой способ позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты.
Недостатком такого способа и устройства для его реализации является тот факт, что при высоком содержании газа в смеси (до 90% по объему) в нефтесборном коллекторе возникают значительные пульсации давления массового расхода жидкости и газа. Это, естественно, нарушает устойчивость трубопроводов, ускоряет их разрушение, а также отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.
Известен также способ [4] напорного однотрубного сбора продукции скважин, который предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 километров от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей до ЦСП.
Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0.6…0.8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Далее нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Затем газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10…12 м) поступает в сырьевые резервуары.
Данный способ сбора, транспортировки продукции скважин и его техническая реализация особенно эффективны для нефтяных месторождений Западной Сибири, где за счет кустового разбуривания и обустройства достигнуты высокие темпы развития нефтяной промышленности [5].
Перечислим преимущества напорного способа сбора продукции скважин и устройства для его реализации:
- концентрация на ЦСП промыслового оборудования по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных на значительных расстояниях (до 40…100 км) друг от друга;
- снижение капиталовложений и металлоемкости системы сбора благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления.
Но и этот напорный способ и устройство его практической реализации имеют существенный недостаток, который не позволяет применить их (способ и устройство его практической реализации) с большей эффективностью на эксплуатируемых нефтяных месторождениях Западной Сибири. Этот недостаток заключается в ограниченном давлении в нефтесборных коллекторах (0,8…2,2 МПа) месторождений Западной Сибири, что в свою очередь ограничивает протяженность коллекторов от кустовых площадок до ДНС или до установок подготовки нефти (УПН).
Из аналогов наиболее близкими техническими решениями к заявляемому способу и устройству для его реализации являются способ обустройства нефтяных скважин и устройство для его реализации [6], которые предусматривают модернизированную структуру дожимной насосной станции с так называемыми мультифазными насосами. В качестве последних применяют двухвинтовые насосы, которые могут работать на газожидкостной смеси с содержанием свободного газа на приеме насоса до 50%…95%.
Отечественные мультифазные насосы A3 2ВВ 63/25-50/25 и А5 2ВВ 63/25-50/25 (с укороченными винтами) прошли промысловые испытания и применяются на нефтяных промыслах ОАО «Татнефть», «ТНК-ВР», «ЛУКОЙЛ» и др.
Мультифазный насос типа A3 2ВВ 63/25 обеспечивает перекачку водонефтяных эмульсий с содержанием газа до 90%.
Такие способ обустройства, например куста нефтяных скважин, и устройство для сбора и транспорта нефти куста нефтяных скважин могут обеспечить следующие положительные моменты:
- возможность изменения (уменьшения) рабочего (избыточного) давления на буфере скважин, что в свою очередь позволяет выбирать запорно-регулирующую арматуру и прочее технологическое оборудование на меньшее давление;
- выбор глубинного насосного оборудования, развивающего меньшее давление на устье скважин, при сохранении прежней производительности скважин;
- уменьшение давления на устье скважин (противодавления на пласт) позволит увеличить производительность скважин - отдачу пласта при сохранении постоянства давления в системе поддержания пластового давления;
- повышение давления в нефтесборном коллекторе (ориентировочно с 0.6…2,2 МПа до 3,0…4,0 МПа) позволит уменьшить потери давления при транспортировке водонефтегазовой смеси за счет уменьшения объема свободного попутного нефтяного газа (часть свободного попутного нефтяного газа растворится в нефти), что приведет к снижению вязкости смеси и к уменьшению пульсаций давления в трубопроводе;
- в результате установки мультифазных насосов в нефтесборных коллекторах нефтепромысла может уменьшиться количество ДНС или отпадет необходимость в их строительстве. При отказе от ДНС вся продукция скважин поступает на УПН, где локально размещено все необходимое оборудование для подготовки нефти, причем УПН можно разместить ближе к пункту сдачи нефти;
- уменьшение количества ДНС в свою очередь приведет к отказу от строительства дополнительных газопроводов от ДНС, так как попутный нефтяной газ вместе с нефтью поступает в УПН, где и происходит окончательное доведение смеси до коммерческого продукта.
Но и этот аналог, принятый за прототип, имеет существенный недостаток, который не позволяет применить напорный способ и устройство для его реализации с большей эффективностью на эксплуатируемых нефтяных месторождениях Западной Сибири.
Дело в том, что в настоящее время в нефтяной отрасли Российской Федерации происходит повсеместное внедрение Государственных Стандартов [7, 8], что, с одной стороны, решает проблему измерения покомпонентного расхода (нефть, газ, вода) продукции скважин с помощью современных групповых замерных установок (ГЗУ), а с другой стороны, не дает нефтяникам инструмента для постоянного контроля за объемами добычи как отдельной скважины, так и куста в целом.
Недостаток всех существующих ГЗУ в том, что даже обеспечив периодическое (по заданной программе) надежное измерение продукции каждой в отдельности скважины в течение 4…6 часов, нефтяники не получают в режиме реального времени информацию о режимах работы каждой скважины и куста нефтяных скважин в целом. Не решает этой проблемы и техническое решение [6], принятое нами за прототип.
Требуемый технический результат заявляемых объектов промышленной собственности заключается в обеспечении известным техническим решениям более высоких потребительских свойств за счет расширения их функциональных возможностей.
Требуемый технический результат в части способа обустройства куста нефтяных скважин, при котором согласно способу-прототипу все его добывающие скважины подключаются к групповой замерной установке (в комплекте с контроллером), обеспечивающей периодический контроль дебита (по нефти, газу и воде) каждой отдельной скважины и последующее подключение продукции скважин к нефтесборному коллектору с установленным на нем насосным мультифазным агрегатом в сборе с электродвигателем, обеспечивающим подачу продукции нефтесборного коллектора на вход дожимной насосной станции, достигается тем, что на выходе насосного мультифазного агрегата с электродвигателем осуществляется в режиме реального времени непрерывный мониторинг (измерение) суммарных (по кусту нефтяных скважин) дебитов продукции (по нефти, газу и воде) в единицах массы с помощью мультифазного (бессепарационного) расходомера, установленного на нефтесборном коллекторе, между выходом насосного мультифазного агрегата с электродвигателем и дожимной насосной станцией, а контроллером по встроенной в него специальной программе осуществляется мониторинг разностей суммарных (по кусту нефтяных скважин) дебитов (по нефти, газу и воде), измеренных, соответственно, групповой замерной установкой (метод дискретных измерений) и мультифазным (бессепарационным) расходомером (метод непрерывных измерений), а по отклонению разностей дебитов за пределы заданных в контроллере уставок (по нефти, газу и воде) оператором принимается то или иное решение.
Требуемый технический результат в части устройства для сбора и транспорта нефти куста нефтяных скважин согласно прототипу, содержащего групповую замерную установку с контроллером, подключенную к кусту нефтяных скважин, выход которой подсоединен к нефтесборному коллектору с установленным на нем насосным мультифазным агрегатом с электродвигателем, и дожимную насосную станцию, достигается тем, что на нефтесборном коллекторе, между выходом насосного мультифазного агрегата с электродвигателем и дожимной насосной установлен мультифазный (бессепарационный) расходомер, информационный выход которого электрически соединен с информационным входом контроллера.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемый способ обустройства куста нефтяных скважин и устройство для сбора и транспорта нефти куста нефтяных скважин) при несомненной применимости в промышленности, что предполагает соответствие заявляемых объектов критериям изобретения.
На рисунке изображено устройство для сбора и транспорта нефти куста нефтяных скважин, которое содержит групповую замерную установку 1 с входами для подключения нефтяных скважин куста 2. С выхода групповой замерной установки интегральный дебит по нефтесборному коллектору 3 поступает на вход насосного мультифазного агрегата в сборе с электродвигателем 4. На нефтесборном коллекторе 3, между выходом насосного мультифазного агрегата 4 и входом дожимной насосной станции 5 установлен мультифазный (бессепарационный) расходомер 6, информационный выход которого электрически соединен с информационным входом контроллера (на рисунке эта связь не показана).
Работа устройства для сбора и транспорта нефти куста нефтяных скважин происходит следующим образом.
Измеренная по раздельным дебитам (нефть, газ, вода) групповой замерной установкой 1 в режиме циклического опроса продукция каждой отдельной скважины (в момент измерения дебита отдельной скважины все остальные скважины нефтяного куста 2 подключены к нефтесборному коллектору 3) подается в нефтесборный коллектор 3. Насосный мультифазный агрегат с электродвигателем 4 подает под повышенным давлением интегральный дебит на вход дожимной насосной станции 5 через мультифазный (бессепарационный) расходомер 6, который производит непрерывные измерения (мониторинг) суммарного расхода раздельно по нефти, газу и воде. Учтем тот факт, что на вход мультифазного (бессепарационного) расходомера за счет повышенного давления, вызываемого насосным мультифазным агрегатом с электродвигателем, поступает продукция в сжатом виде (по причине повышенной сжимаемости и растворимости нефтяного газа) что, во-первых, создает предпосылки для более точных измерений, производимых мультифазным расходомером, а во-вторых, снижает гидравлические сопротивления в достаточно протяженном нефтесборном коллекторе. Известны расходомеры многофазных потоков (мультифазные расходомеры), разработанные специально для нефтедобывающих предприятий [9, 10], которые гарантируют высокие технические, эксплуатационные и метрологические характеристики. Так, например, расходомеры типа RFM MPFM-1900 фирмы ROXAR при снижении объемного газосодержания в рабочих условиях от 85…97% до 0…30% уменьшают относительную погрешность измерения жидкости (нефть, газ) с 10% до 5%, а абсолютную погрешность по воде - с 4% до 2%.
Таким образом, расчеты показывают, что наличие на кусте скважин мультифазного насоса, способного поднять давление с 0,25…1,0 МПа до 4,0 МПа, позволит использовать на выходе такого насоса мультифазный (бессепарационный) расходомер, работающий в непрерывном режиме, при котором обеспечиваются более точные измерения, а гарантируемые производителями расходомеров погрешности измерений по массе ±5%, свободному газу ±10% и обводненности ±2-3% (абсолютных), вполне достаточны для контроля суммарных дебитов всех скважин нефтяного куста, а также определения (с точностью ±5%) отклонений от режимов (срыв подачи, остановка и т.п.) отдельных скважин.
Предлагаемое нами устройство для сбора и транспорта нефти куста нефтяных скважин позволяет осуществить одновременно два метода измерения одних и тех же характеристик (дебита) одного и того же объекта (куста нефтяных скважин), а именно дискретные измерения (ГЗУ) и непрерывные измерения (мультифазный расходомер). Наличие двух последовательных измерительных каналов придает предлагаемому нами устройству для сбора и транспорта нефти куста нефтяных скважин дополнительную функцию, а именно позволяет осуществить мониторинг разностей в покомпонентных измерениях дебитов соответственно по нефти, газу и воде двумя методами: дискретных измерений (ГЗУ) и непрерывных измерений (мультифазный расходомер).
Рассмотрим этот вопрос более подробно с точки зрения правомочности такого подхода, когда сравнению подвергаются два временных ряда, причем один из них в общем случае дискретный ряд, вернее, непрерывно-дискретный [11], а второй - непрерывный. По дискретно-непрерывным отсчетам, полученных с помощью ГЗУ, экстраполируются суточные покомпонентные дебиты (по нефти, газу и воде) как каждой отдельной скважины куста нефтяных скважин, так и суммарный дебит в целом куста нефтяных скважин. Не касаясь вопроса точности оценки (экстраполяции) суточных дебитов, можно утверждать, что при условии равенства погрешностей первого метода (ГЗУ) и второго метода (мультифазный расходомер) погрешность статистических оценок (например, среднего квадратического отклонения среднего арифметического) суточного дебита в целом куста нефтяных скважин второго метода будет значительно меньше и в пределе при увеличении числа наблюдений (что выполнимо) будет стремиться к нулю [12].
Таким образом, мониторинг разностей суммарных покомпонентных дебитов (по нефти, газу и воде), измеренных двумя методами (дискретным и непрерывным) в целом куста нефтяных скважин, позволит отслеживать динамику процессов подачи и измерения продукции от скважин до дожимной насосной станции. Например, в случае появления отклонения разности в ту или иную сторону за пределы заданной уставки оператор сможет принять решение о вызове ремонтной бригады на тот или иной куст, или дать команду на отключение куста или скважины.
Кроме того, наличие на кусте нефтяных скважин двух измерительных каналов несомненно повышает надежность измерения в целом.
Таким образом, с учетом вышеизложенного заявляемый объект подлежит охране как объект промышленной собственности с выдачей заявителю соответствующего охранного документа.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - 460 с. (стр.28, 29; 36…40, 165…171).
2. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 - 544 с. (стр.193…195).
3. Там же (стр.195).
4. Там же (стр.195…196).
5. Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Эксплуатация и моделирование работы часто ремонтируемых наклонно направленных скважин. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. - 520 с.(стр.15).
6. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов B.C., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. - М: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, 2003. - Ч.2. - 792 с.(стр.453…462).
7. Национальный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р 8.615 - 2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. - М.: Стандартинформ, 2006 - 20 с.
8. Национальный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р 8.647 - 2008 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр. - М.: Стандартинформ, 2009 - 12 с.
9. Описание типа средств измерений для государственного реестра. Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI и MPFM 1900 VI Non-Gamma. Регистрационный №31090-06, 2006 - 4 с.
10. Описание типа средств измерений для государственного реестра. Расходомеры многофазные моделей VX и FR. Регистрационный №21363-01,5 с.
11. Винштейн И.И., Абрамов Г.С., Миронов В.П. Развитие методов и средств контроля процесса закачки воды в продуктивные пласты нефтяных месторождений Западной Сибири. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - 47 с. (стр.33).
12. Бурдун Г.Д., Марков Б.Н. Основы метрологии. Учебное пособие для вузов. Издание второе, дополненное. - М.: Издательство стандартов, 1975 - 336 с.(145…149).