СПОСОБ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ВЫСОКООБВОДНЕННОЙ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
TRANSPORTATION METHOD OF HIGHLY WATER-FLOODED PRODUCT OF OIL DEPOSIT WELLS

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при транспортировке высокообводненной продукции скважин нефтяных месторождений с помощью дожимных насосных станций (ДНС) на объекты подготовки нефти.
Известен способ транспортирования газоводонефтяной смеси, заключающийся в перекачке ее многофазным насосом. Перед многофазным насосом осуществляют отбор выделившейся воды и подачу ее однофазным насосом в трубопровод после многофазного насоса. Технический результат способа заключается в экономии энергетических затрат на перекачку многофазной смеси за счет снижения вязкости перекачиваемой среды, капитальных затрат на перекачку за счет использования многофазного насоса меньшей производительности, а также снижении затрат на последующую подготовку нефти (Патент РФ №2239124, опубл. 27.10.2004).
Известный способ требует обязательного отделения воды от нефти, что представляет определенные трудности при транспортировке газоводонефтяной смеси.
Известен способ транспортирования нефти на подготовку с нескольких объектов, включающий перекачку нефти дожимными насосными станциями (ДНС). Обеспечивают постоянный поток нефти путем согласования и рассогласования работы нескольких ДНС во времени. Осуществляют регулирование производительности насосного агрегата, по крайней мере, одной из ДНС. Для чего при достижении уровня нефти в емкостях ДНС заданных минимальных значений соответствующие ДНС периодически останавливают и откачку нефти прекращают с таким условием, чтобы для нескольких ДНС время их совместной работы было минимальным или равно нулю. Запуск остальных ДНС осуществляют одновременно и поддерживают их непрерывную работу с изменяемой скоростью откачки нефти, обеспечивающей колебание суммы потоков от ДНС минимально возможным. Объемы емкостей на ДНС уменьшают. Техническим результатом является обеспечение равномерного поступления нефти на установку подготовки и, как следствие, экономия затрачиваемой электроэнергии и материальных ресурсов, повышение качества подготовки нефти, более качественная очистка воды, направляемой с установки подготовки нефти для закачки в пласт(Патент РФ №2382192, oп. 20.02.2010).
Способ требует постоянного присутствия обслуживающего персонала на ДНС, а также уменьшения объемов емкостей ДНС, не обеспечивает раздельной подачи в трубопровод нефти и воды.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ регулирования режима работы двух дожимных насосных станций, осуществляющих периодическую откачку жидкости в один и тот же трубопровод. При периодической работе двух дожимных насосных станций на один трубопровод меняют уставки уровнемеров буферной емкости дожимной насосной станции, имеющей больший период так, чтобы новый период (время работы плюс время простоя) был равен периоду другой дожимной насосной станции, после чего для сокращения времени совместной работы и исключения одновременного пуска выполняют коррекцию времени ее пуска. Техническим результатом изобретения является обеспечение более равномерной загрузки трубопровода и установки подготовки нефти, исключение одновременного пуска насосов и высокие давления (Патент РФ №2367821, опубл. 20.09.2009 - прототип).
Недостатком известного способа является перекачка неразделенной многофазной газоводонефтяной смеси, что приводит к ее диспергации и увеличению вязкости, повышению давления в трубопроводе, перерасходу электроэнергии на работу насосов ДНС и увеличению затрат на подготовку нефти и очистку воды на объектах подготовки продукции скважин.
В предложенном изобретении решается задача уменьшения диспергирующего эффекта насосов ДНС и снижения вязкости перекачиваемой продукции скважин, что позволяет снизить давление в трубопроводе и уменьшить затраты на перекачку, подготовку нефти и очистку воды на объектах подготовки продукции скважин.
Задача решается тем, что в способе транспортирования высокообводненной продукции скважин нефтяного месторождения, включающем заполнение резервуаров и периодическую откачку жидкости из резервуаров в трубопровод, согласно изобретению предварительно в жидкость дозируют деэмульгатор, после заполнения резервуара проводят выдержку для разделения жидкости в резервуаре на нефть, воду и газ, откачку нефти и воды ведут насосом повышенной производительности переменно из каждого резервуара, при этом повышенную производительность насоса подбирают из условия прокачки в трубопровод объема жидкости в течение времени откачки, равного объему жидкости, поступающего непрерывно в резервуар за время заполнения, выдержки и откачки, а отобранный газ направляют в газопровод под собственным давлением.
Сущность изобретения
В настоящее время на предприятиях нефтяной и газовой промышленности используют ряд технологических схем для транспортирования продукции скважин с месторождения на объекты ее подготовки. Процессы разработки нефтяных месторождений и поддержания заданного уровня добычи нефти сопровождаются ростом обводненности продукции скважин. Возрастание объемов попутно добываемой с нефтью воды при их совместной перекачке с ДНС предусматривает размещение на месторождении сепарационной установки с насосной откачкой, что приводит к образованию водонефтяной эмульсии (ВНЭ) с увеличением вязкости перекачиваемой среды. Это сопровождается значительным увеличением энергетических затрат на перекачку ВНЭ в нефтесборные пункты, повышением давления в сборных трубопроводах и, как следствие, увеличением риска их отказа по причине порывов. При этом из-за диспергирующего эффекта насосов перекачки ДНС, на объектах подготовки продукции скважин снижается качество сточных вод и увеличивается содержание эмульгированной воды в нефти после ступеней предварительного обезвоживания с возрастанием эксплуатационных затрат на подготовку нефти и очистку воды. Для уменьшения энергозатрат при транспорте высокообводненной продукции нефтяных скважин широкое распространение получило использование предварительного сброса воды на ДНС, предусматривающее размещение на месторождении ДНС с блоками предварительного обезвоживания нефти. При этом предварительное обезвоживание нефти на ДНС осуществимо и экономически целесообразно лишь при возможности утилизации пластовой воды в районе ДНС.
В предложенном изобретении решается задача уменьшения диспергирующего эффекта насосов ДНС и снижения вязкости перекачиваемой продукции скважин, что позволяет снизить давление в трубопроводе и уменьшить затраты на перекачку, подготовку нефти и очистку воды на объектах подготовки продукции скважин. Задача решается за счет оптимизации технологического процесса транспортирования высокообводненной продукции скважин (с содержанием воды более 50%) нефтяного месторождения. Задача решается с использованием ДНС без организации на них предварительного обезвоживания нефти. Задача решается следующим образом.
При транспортировании высокообводненной продукции скважин нефтяного месторождения проводят ее обработку деэмульгатором перед входом на ДНС (на скважинах, на групповых замерных установках), производят поочередное заполнение буферно-сепарационных емкостей (БСЕ), отделение в них попутного нефтяного газа и отстаивание продукции в двух и более БСЕ и последующую их откачку насосами на объекты подготовки продукции скважин. Управление процессом выполняют по заданному алгоритму.
При перекачке продукции скважин с ДНС при наличии двух и более буферно-сепарационных емкостей применяют поочередное их заполнение, отделение попутного нефтяного газа, отстаивание, разделение жидкости на нефть и воду, и поочередную откачку насосами нефти и воды с созданием пробкового (вода/нефть) режима движения жидкостей в напорном трубопроводе. Отобранный газ направляют в газопровод под собственным давлением.
Снижение удельных затрат электроэнергии при раздельной перекачке отделенной попутно добываемой воды и нефти, по сравнению с водонефтяной эмульсией, составляет до 2-х раз. Кроме этого, за счет уменьшения диспергирующего эффекта насосов ДНС при пробковой перекачке продукции скважин содержание эмульгированной воды в нефти после насосов ДНС уменьшается до 5-ти раз, что позволяет снизить эксплуатационные затраты на подготовку нефти и очистку воды на объектах подготовки продукции скважин. Снижение вязкости перекачиваемой продукции позволяет уменьшить давление в напорном трубопроводе, а пробковая перекачка позволяет вытеснять нефтью воду из застойных зон трубопровода и на завершающем этапе цикла перекачки заполнить его нефтью, что позволяет значительно снизить скорость коррозии, уменьшить затраты на ингибиторы коррозии и продлить срок службы трубопровода. В способе используют автоматическое поочередное переключение набора и откачки буферно-сепарационных емкостей по определенному алгоритму с целью разделения поступающей в них водонефтяной эмульсии.
На фиг.1 и 2 представлена схема ДНС с двумя БСЕ.
Управление и работа достигается за счет совместного использования запорно-регулирующей арматуры с электро- или пневмоприводом (трехходовых клапанов фиг.1, поз.1, 2 или задвижек фиг.2, поз.1, 2) и средств автоматизации: уровнемеров (фиг.1, 2, поз.3,4) и контроллера (фиг.1, 2, поз.5.) для поочередного переключения поступления продукции скважин между несколькими БСЕ и с БСЕ на прием насоса (фиг.1, 2, поз.6) с созданием пробкового (вода/нефть) режима движения жидкости в напорном трубопроводе. Пробковый режим движения жидкости в напорном трубопроводе создается при откачке разделившейся на нефть и воду продукции скважин из БСЕ - насос откачивает отстоявшуюся воду, а затем нефтяную фазу. Это позволяет использовать в качестве БСЕ серийно выпускаемые промышленностью накопительные емкости с нижним отбором жидкости без какой-либо доработки внутренней начинки.
Алгоритм поочередного переключения поступления продукции скважин между БСЕ и с БСЕ на прием насосов подбирается исходя из производительности ДНС по жидкости, объема используемых БСЕ и производительности насосов откачки. Основным условием при разработке алгоритма является установление оптимального времени для отстаивания продукции скважин в БСЕ с целью разделения на нефть и воду. Оптимальное время отстаивания зависит от стойкости поступающей на ДНС водонефтяной эмульсии и подбирается опытным путем. Для обеспечения оптимального времени отстаивания продукции скважин в БСЕ на ДНС устанавливается насос откачки, мгновенная производительность которого должна превышать мгновенное поступление жидкости на ДНС, обеспечивая после откачки одной из БСЕ необходимое время отстаивания в остальных емкостях.
3
3
3
3
Примеры алгоритмов поочередного переключения поступления продукции скважин на БСЕ и с БСЕ на прием насосов для двух и трех БСЕ представлены в таблицах 1 и 2, для большего количества БСЕ алгоритм разрабатывается аналогично. В примерах алгоритмов производительность ДНС по жидкости принята 41,7 м/ч, объем БСЕ V - 50 м, производительность насосов откачки Q - 60 м/ч. Для достижения большего времени отстаивания при использовании двух БСЕ необходимо увеличение производительности насосов откачки. Например, при увеличении производительности насосов до Q - 105 м/ч время отстаивания и скорость откачки станут 43 мин и 29 мин соответственно при неизменном времени заполнения.
Таблица 1.
Буферная емкость
Операция
БСЕ-1 (V-50 м<sup>3</sup>)
заполнение (72 минуты)
отстаивание (22 минуты)
откачка (50 минут)
БСЕ-2 (V-50 м<sup>3</sup>)
отстаивание (22 минуты)
откачка (50 минут)
заполнение (72 минуты)
Таблица 2.
Буферная емкость
Операция
БСЕ-1 (V-50 м<sup>3</sup>)
заполнение (72 минуты)
отстаивание (92 минуты)
откачка (50 минут)
БСЕ-2 (V-50 м<sup>3</sup>)
отстаивание (22 минуты)
откачка (50 минут)
заполнение (72 минуты)
отстаивание (70 минут)
БСЕ-3 (V-50 м<sup>3</sup>)
отстаивание (92 минуты)
откачка (50 минут)
заполнение (72 минуты)
Пример конкретного выполнения
3
3
На нефтепромысле производят обработку высокообводненной (содержание воды в нефти 85%) продукции скважин нефтяного месторождения в количестве 41,7 м/ч деэмульгатором марки «Реапон» перед входом на ДНС на скважинах и ГЗУ, производят отделение попутного нефтяного газа и поочередное отстаивание воды от нефти в двух буферно-сепарационных емкостях (БСЕ-1, 2, V-50 м) на ДНС и последующую их поочередную откачку насосом ЦНС 60-176 на установку подготовки нефти (УПН) по алгоритму, представленному в таблице 3. Оптимальное время отстаивания водонефтяной эмульсии подобрано опытным путем и составило не менее 20 минут. На ДНС используют клапаны с электроприводом и установленные в БСЕ-1, 2 уровнемеры, которые подключены к контроллеру, управляющему клапанами, обеспечивая поочередное переключение поступления продукции скважин между БСЕ-1 и 2, а также с БСЕ на прием насоса. Откачка продукции скважин производится с созданием пробкового (вода/нефть) режима движения жидкости в напорном трубопроводе.
Таблица 3.
Буферная емкость
Операция
БСЕ-1 (V-50 м<sup>3</sup>)
заполнение (72 минуты)
отстаивание (22 минуты)
откачка (50 минут)
БСЕ-2 (V-50 м<sup>3</sup>)
отстаивание (22 минуты)
откачка (50 минут)
заполнение (72 минуты)
В результате, достигнуто снижение удельных затрат электроэнергии при раздельной перекачке воды и нефти, по сравнению с водонефтяной эмульсией. За счет уменьшения диспергирующего эффекта насосов ДНС при пробковой перекачке продукции скважин содержание эмульгированной воды в нефти после насосов ДНС уменьшено в 5 раз, что позволило снизить эксплуатационные затраты на подготовку нефти и очистку воды на УПН. Снижение вязкости перекачиваемой продукции позволяет снизить давление в напорном трубопроводе и, как следствие, достичь экономии электроэнергии на транспортировку, а пробковая перекачка позволяет вытеснять воду из застойных зон трубопровода и на завершающем этапе перекачки заполнить его нефтью, что позволяет значительно снизить скорость коррозии, уменьшить затраты на ингибиторы коррозии и продлить срок службы трубопровода. Технология обеспечивает автоматическое поочередное переключение набора и откачки буферно-сепарационных емкостей с целью разделения поступающей в них водонефтяной эмульсии.