Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин
SYSTEM OF COLLECTION AND TRANSPORTATION OF OIL WELLS PRODUCTS

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых месторождений углеводородов в случае, когда продуктивные пласты характеризуются различными термобарическими и фильтрационно-емкостными свойствами.
Известна компоновка скважинного и устьевого оборудования для осуществления способа разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов (патент RU № 2386017, МПК Е21В 43/14, опубл. 10.04.2010 Бюл. № 10), содержащая колонну подъемных труб для отбора флюида из нижнего пласта, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры, установленный в скважине между пластами разделительный пакер, струйный насос, присоединенную на поверхности к фонтанной арматуре выкидную линию для пропуска флюида из нижнего пласта и трубопровод для транспортировки смеси флюидов, причем дополнительно содержит колонну подъемных труб для отбора флюида из верхнего пласта, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры параллельно или концентрично колонне подъемных труб для отбора флюида из нижнего пласта, выкидную линию для пропуска флюида из верхнего пласта, присоединенную на поверхности к фонтанной арматуре, и счетчики учета продуктивности для каждого пласта, установленные на выкидных линиях, причем выкидные линии соединены со струйным насосом, установленным на поверхности после счетчиков учета продуктивности перед трубопроводом для транспортировки смеси флюидов.
Недостатками данной компоновки являются узкая область применения, связанная из-за возможности использования только на одной фонтанирующей скважине, при снижении пластового давления ниже уровня залегания высокопродуктивного пласта данная компоновка становится не работоспособной, сложность и высокая вероятность аварий при использовании двухтрубной компоновки в одной скважине.
Известна также система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин (патент на ПМ RU № 135390, МПК F17D 1/00, F04F 5/54, опубл. 10.12.2013 Бюл. № 34), включающая сеть сборных трубопроводов скважин, трубопровод подачи продукции нефтяных скважин, эжектор, соединенную с ним сепарационную установку с линией отвода продукции сепарации на силовой блок, размещенный в шурфе и включающий соединенные последовательно снизу вверх погружной электродвигатель, электроцентробежный насос и насосно-компрессорные трубы НКТ, внутренняя полость которых гидравлически соединена с эжектором, причем трубопровод подачи продукции нефтяных скважин дополнительно содержит узел предварительного отбора газа, который снабжен линией отвода отделившегося газа и линией отвода дегазированной скважинной жидкости, при этом эжектор выполнен в виде двухступенчатого струйного аппарата, первая ступень которого состоит из водожидкостного насоса, состоящего из сопла, приемной камеры и камеры смешения, вторая ступень - из газожидкостного насоса, состоящего из сопла, соединенного с камерой смешения водожидкостного насоса, приемной камеры, камеры смешения и диффузора, причем линия отвода отделившегося газа с узла предварительного отбора газа соединена с приемной камерой газожидкостного насоса, а линия отвода дегазированной скважинной жидкости соединена с приемной камерой водожидкостного насоса, которая в свою очередь гидравлически соединена с полостью НКТ шурфа через сопло этого насоса, при этом в качестве сепарационной установки система содержит нефтегазовый сепаратор со сбросом воды, выполненный с возможностью разделения поступающего в него потока жидкости с выхода второй ступени струйного насоса на газоводонефтяную смесь, отводимую в транспортный трубопровод, и на отделившуюся воду с малым содержанием нефти, отводимую на силовой блок.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин (патент RU № 2236639, МПК F17D 1/00, опубл. 20.09.2004 Бюл. № 26), включающая сеть сборных трубопроводов от скважин, напорный трубопровод до установки подготовки нефти, эжектор и насос, закрепленный на насосно-компрессорной трубе и размещенный в зумпфе, который оборудован трубой с заглушкой на нижнем конце и устьевым оборудованием на верхнем конце, отвод межтрубного пространства зумпфа и линейный отвод устьевого оборудования, сообщающийся с внутренней полостью насосно-компрессорной трубы, причем система дополнительно снабжена сепарационной установкой, имеющей отводы газоводонефтяной и водонефтяной продукции сепарации, эжектор размещен между сетью сборных трубопроводов и напорным трубопроводом, при этом патрубок ввода транспортируемой жидкости в эжектор связан с сетью сборных трубопроводов, сопло эжектора через линейный отвод устьевого оборудования связано с полостью насосно-компрессорной трубы, а диффузор эжектора - с входом сепарационной установки, отвод газоводонефтяной продукции сепарации соединен с напорным трубопроводом, а отвод водонефтяной продукции сепарации соединен посредством байпасного трубопровода с отводом межтрубного пространства зумпфа, при этом в качестве насоса система содержит электроцентробежный насос.
Общими недостатками этих систем являются конструктивная сложность, я связанная с этим высокая стоимость и сложность реализации, из-за необходимости бурения и оснащения шурфа, наличия сепаратора для отбора жидкости из потока и закачки ее обратно в шурф, при этом сообщение с эжектором происходит после группового замерного устройства (ГЗУ), что требует затрат на проводку трубопроводов от каждой скважины к ГЗУ и полностью исключает возможность индивидуальной настройки отбора из скважины в напорный трубопровод для снижения потерь энергии для подъема жидкости на поверхность и перекачки ее по трубопроводу.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание системы сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, позволяющей снижать потери энергии за счет более эффективной работы погружных насосов, упрощения конструкции, снижения стоимости и упрощения строительства и обслуживания из-за отсутствия шурфа и его оснащения, сокращения суммарной длины трубопроводов.
Техническая задача решается системой сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, включающей напорный трубопровод от скважин до установки подготовки нефти, питающийся как минимум одним высокопродуктивным погружным насосом, как минимум один эжектор, сеть сборных трубопроводов от скважин, соединенных с напорным трубопроводом через эжектор, как минимум один байпасный трубопровод.
Новым является то, что как минимум одна скважина с высокопродуктивным пластом оснащена высокопродуктивными погружным насосом для питания напорного трубопровода, снабженного как минимум одним струйным насосом, а сборный трубопровод от низкопродуктивного насоса каждой из скважин с пластами, имеющими продуктивность как минимум на 70 % меньшую, чем у высокопродуктивного пласта, снабжен датчиком давления и сообщен по кротчайшему расстоянию с камерой низкого давления соответствующего струйного насоса, снабженного соответствующим байпасным трубопроводом с регулируемой задвижкой, управляемой блоком управления в зависимости от данных с датчика давления сборного трубопровода для поддержания работы соответствующего низконапорного насоса в пределах максимальной эффективности.
Новым является также то, что напорный трубопровод снабжен путевыми напорными насосами для поддержания давления не ниже критического, исключающего перекачку жидкости от скважин до установки подготовки нефти.
На чертеже изображена схема реализации системы.
Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, включающая напорный трубопровод от скважин до установки подготовки нефти, питающийся как минимум одним высокопродуктивным погружным насосом, как минимум один эжектор, сеть сборных трубопроводов от скважин, соединенных с напорным трубопроводом через эжектор, как минимум один байпасный трубопровод.
Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин включает как минимум одну скважину 1 с высокопродуктивным пластом (не показан), которая оснащена высокопродуктивным погружным насосом (не показан) для питания напорного трубопровода 2, снабженного как минимум одним струйным насосом 3. Сборный трубопровод 4 от низкопродуктивного насоса (не показан) каждой из скважин 5 с пластами (не показаны), имеющими продуктивность как минимум на 70 % меньшую, чем у высокопродуктивного пласта, снабжен датчиком давления 6 и сообщен по кратчайшему расстоянию с камерой низкого давления 7 соответствующего струйного насоса 3. Струйный насос 3 снабженного соответствующим байпасным трубопроводом 8 с регулируемой задвижкой 9, управляемой блоком управления 10 в зависимости от данных с датчика давления 7 сборного трубопровода 4 для поддержания работы соответствующего низконапорного насоса в пределах максимальной эффективности. Напорный трубопровод 2 может быть снабжен путевыми напорными насосами 11 для поддержания давления не ниже критического, определяемого манометрами 12 и исключающего перекачку жидкости от скважин 1 и 5 до установки подготовки нефти (не показана).
Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность системы на чертеже не показаны или показаны условно.
Система работает следующим образом.
На удаленном от УПН нефтеносном участке в ходе исследований определяют высокопродуктивные скважины 1 (со вскрытым высокопродуктивным соответствующим пластом) и низкопродуктивные скважины 5 (со вскрытым низкопродуктивным соответствующим пластом), отдача продукции у которых на 70% и более меньше чем у скважин 1 для более эффективной работы струйных насосов 3, что также снижает их гидравлическое сопротивление. В скважины 1 спускают высокопродуктивные насосы (на территории Республики Татарстан – РТ, обычно, погружные электроцентробежные насосы – ЭЦН), а в скважины 5 – низкопродуктивные (на территории Республики Татарстан – РТ, обычно, штанговые глубинные насосы – ШГН). Скважины 1 и 5 снабжают устьевой арматурой (не показана). Скважины 5 также снабжаются устьевыми приводами (не показаны) для ШГН. Исходя из количества скважин 1 и 5 и их производительности определяют необходимый диаметр напорного трубопровода 2, а из свойств соответствующих пластов скважин 5 и спущенных в них насосов (оптимальные параметры работы, на которых насосы имеют максимальный КПД, указываются в паспорте насоса от производителя) определяют какое давление в соответствующем сборном трубопроводе 4 надо поддерживать. Из рельефа местности, по которому проходит напорный трубопровод и запаса по давлению (обычно 15 – 20 %), определяют критическое давление, при котором с высокой вероятностью будет невозможна прокачка жидкости от скважин 1 и 5 к УПН. Для проводки сборного трубопровода 4 определяют кратчайшее расстояние от скважин 5 до напорного трубопровода 2, в точках пересечения трубопроводов устанавливают соответствующие скважина 5 струйные насосы 3, которые подбирают из напорных характеристик напорного трубопровода 2 и необходимого разряжения в камере 7 для поддержания в сборном трубопроводе 4 необходимого давления, которое контролируется соответствующим датчиком давления 6.
В результате экономится от 15% до50% труб для строительства сборных трубопроводов 4 по сравнению с аналогом.
Каждый из струйных насосов 3 охватывают байпасным трубопроводом 8 с регулируемой задвижкой 9, управляемой блоком управления 10. Так как струйные насосы 3 являются по сути гидравлическими сопротивлениями, то напорный трубопровод 2 после определения количества струйных насосов и их характеристик просчитывают с учетом гидравлических потерь. В случае возможного снижения давления в напорном трубопроводе 2 ниже критического, также определяют критически точки (не показаны). В критических точках на напорном трубопроводе 2 устанавливают манометры 12 и напорные насосы 11 для поддержания давления не ниже критического.
Блок управления 10 может быть гидравлическим, электронным, механическим или т.п. Авторы на вид и способ работы блока управления 10 не претендуют (на практике в РТ большее предпочтение отдают электронным блокам управления 10).
В гидравлическом блоке управления 10 при росте давления в датчике 6, это давление системой трубок (не показаны) подается в блок 10, где при помощи сообщающихся поршней усилие передается на задвижку 9 и прикрывает ее. В результате больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в струйный насос 7, увеличивается его скорость и в камере 7 создается большее разряжение, которое снижает давление в сборном трубопроводе 4 до оптимального. При снижении давления в датчике 6 происходят обратные процессы: задвижка 9 приоткрывается, больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в байпасный трубопровод 8, а скорость в камере 7 снижается вместе с разряжением, что обеспечивает повышение давления в сборном трубопроводе 4 до оптимального для соответствующего насоса скважины 5.
В электронном блоке управления 10 при росте давления в датчике 6, сигнал по проводам (не показаны) подается в блок 10, где он сравнивается с эталонным и при не соотвентствии передается на задвижку 9 и прикрывает ее. В результате больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в струйный насос 7, увеличивается его скорость и в камере 7 создается большее разряжение, которое снижает давление в сборном трубопроводе 4 до оптимального. При снижении давления в датчике 6 происходят обратные процессы: задвижка 9 приоткрывается, больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в байпасный трубопровод 8, а скорость в камере 7 снижается вместе с разряжением, что обеспечивает повышение давления в сборном трубопроводе 4 до оптимального для соответствующего насоса скважины 5.
В механическом блоке управления 10 при росте давления в датчике 6, это давление системой трубок (не показаны) подается в блок 10, где при помощи системы рычагов от поршня (не показан) усилие передается на задвижку 9 и прикрывает ее. В результате больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в струйный насос 7, увеличивается его скорость и в камере 7 создается большее разряжение, которое снижает давление в сборном трубопроводе 4 до оптимального. При снижении давления в датчике 6 происходят обратные процессы: задвижка 9 приоткрывается, больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в байпасный трубопровод 8, а скорость в камере 7 снижается вместе с разряжением, что обеспечивает повышение давления в сборном трубопроводе 4 до оптимального для соответствующего насоса скважины 5.
После установки всех необходимых элементов системы насосы скважин 1 запускают в работу для заполнения напорного трубопровода 2 и перекачки по нему продукции. После чего запускают в работу насосы скважин 5. На основе показаний датчиков 6 блок управления 10 регулирует величину закрытия или открытия соответствующей задвижки 9 на байпасном трубопроводе 8 для регулировки величины разряжения в камере 7 соответствующего струйного насоса 3 и получения оптимального давления в сборном трубопроводе 4. Благодаря чему все насосы скважин 5 работают в оптимальном режиме, что позволяет экономить электроэнергию затрачиваемую на работу приводов насосов от 3% до 9% по сравнению с аналогами, а аварийность насосов снизилась на 15% – 25%. Более короткие сборные трубопроводы 4 позволяют легче их обслуживать и ремонтировать.
В случае снижения давления в напорном трубопроводе до критического, это фиксируется манометром 12, который запускает путевой насос 11, повышая давление в путевом трубопроводе 2 и поддерживая систему в рабочем состоянии и исключая необходимость выезда аварийных бригад. При необходимости выход каждого насоса из скважин 1 и 5 можно оснастить также счётчиком жидкости (не показаны) для упрощения контроля за дебитом скважин 1 и 5 (авторы на это не претендуют).
Предлагаемая система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин позволяет снижать потери энергии за счет более эффективной работы погружных насосов, упрощения конструкции, снижения стоимости и упрощения строительства и обслуживания из-за отсутствия шурфа и его оснащения, сокращения суммарной длины трубопроводов.