СПОСОБ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR MAINTAINING FORMATION PRESSURE AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления при отрицательных температурах.
Известен способ поддержания пластового давления (см. Учебное пособие «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», авт.Зейгман Ю.В., Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, с.179-188), включающий закачку жидкости кустовой насосной станцией, оснащенной приемным и выкидным водоводами, через блок гребенки и нагнетательные скважины в пласт в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции.
Способ реализуется устройством, включающим кустовую насосную станцию с приемным водоводом и выкидным водоводом с расходомером, блок гребенки, сообщенный с выкидным водоводом кустовой насосной станции и водоводами нагнетательных скважин, оснащенных запорной арматурой, и кустовой контроллер, соединенный с блоками управления запорной арматуры (см. Учебное пособие «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», авт. Зейгман Ю.В., Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, с.179-188).
Наиболее близким является способ поддержания пластового давления (патент РФ №2278248, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.06.2006, Бюл. №17), включающий закачку жидкости кустовой насосной станцией, оснащенной приемным и выкидным водоводами, через блок гребенки и нагнетательные скважины в пласт в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции.
Способ реализуется устройством, включающим кустовую насосную станцию с приемным водоводом и выкидным водоводом с расходомером, блок гребенки, сообщенный с выкидным водоводом кустовой насосной станции и водоводами нагнетательных скважин, оснащенных запорной арматурой, и кустовой контроллер, соединенный с блоками управления запорной арматуры (патент РФ №2278248, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.06.2006, Бюл. №17).
Недостатками этих способов и устройств - при эксплуатации в условиях отрицательных наружных температур являются то, что на период остановки насоса кустовой насосной станции происходят:
- замерзание водоводов (образование ледяной пробки) в приустьевой зоне и устья нагнетательных скважин, что приводит к разрушению наземного участка водовода в приустьевой зоне;
- образование ледяной шуги (рыхлых скоплений твердой фазы в воде), которая, уплотняясь, закупоривает водовод и при возобновлении закачки (пуске насоса кустовой насосной станции) приводит к возникновению гидравлических ударов и разрушению водовода в приустьевой зоне или в линейной (подземной) части.
Вследствие этого требуются дополнительные материальные затраты, так как приходится отогревать водоводы перед пуском, либо ремонтировать их при порывах, что также требует дополнительных эксплуатационных затрат. Кроме того, из-за опасности замерзания водоводов ограничивают в условиях отрицательных температур работу кустовых насосных станций, что приводит к падению пластового давления и снижению дебитов нефти на участке добычи.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются снижение материальных затрат на обслуживание и ремонт систем закачки воды, а также обеспечение возможности осуществлять закачку воды в пласт для поддержания пластового давления в условиях отрицательных температур, исключение замерзания водоводов и образования в них закупорок (в приустьевой зоне и линейной части), а также устья нагнетательных скважин при эксплуатации при отрицательных температурах на период остановки насоса кустовой насосной станции за счет замещения воды в водоводе в приустьевой зоне нагнетательной скважины и, как следствие, снижение порывности водоводов.
Технические задачи решаются способом поддержания пластового давления, включающим закачку жидкости кустовой насосной станцией, оснащенной приемным и выкидным водоводами, через блок гребелки и нагнетательные скважины в пласт в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции.
Технические задачи решаются устройством для осуществления способа, включающим кустовую насосную станцию с приемным водоводом и выкидным водоводом с расходомером, блок гребенки, сообщенный с выкидным водоводом кустовой насосной станции и водоводами нагнетательных скважин, оснащенных запорной арматурой, и кустовой контроллер, соединенный с блоками управления запорной арматуры.
Новым в способе поддержания пластового давления является то, что в период отрицательных наружных температур при остановке кустовой насосной станции производят регулируемый с помощью кустового контроллера по направлению потока и объему сброс жидкости из нагнетательных скважин с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод и байпасную линию в приемный водовод или технологическую емкость, при этом объем сброса жидкости производят с обеспечением кратного замещения воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин.
Новым в устройстве для осуществления способа является то, что приемный водовод и выкидной водовод между расходомером и кустовой насосной станцией соединены байпасной линией с регулируемым гидросопротивлением, оснащенной технологической емкостью и запорно-регулирующей арматурой, выполненной в виде регулируемых задвижек, установленных с возможностью открытия и закрытия перетоков из байпасной линии в приемный водовод или технологическую емкость, а также - для перекрытия байпасной линии при включении кустовой насосной станции, при этом расходомер сообщен каналом передачи информации о направлении потока и объеме жидкости с кустовым контроллером.
На чертеже представлена технологическая схема способа поддержания пластового давления и устройства для осуществления способа.
Схема содержит насос 1 кустовой насосной станции 2, приемный водовод 3 и выкидной водовод 4 насоса 1 кустовой насосной станции 2, блок гребенки 5 с задвижками 6, 7, 8, водоводы 9, 10, 11, запорную арматуру с блоками управления 12, 13, 14,15 водоводов 9, 10, 11, нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19, кустовой контроллер 20, байпасную линию 21 с регулируемым гидросопротивлением 22, технологическую емкость 23 с насосом 24 и технологическими водоводами 25, 26, расходомер 27, установленный на выкидном водоводе 4, запорно-регулирующую арматуру 28, 29, 30, 31. Запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 выполнена в виде регулируемых задвижек, установленных с возможностью открытия и закрытия перетоков из байпасной линии 21 в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23, а также - для перекрытия байпасной линии 21 при включении насоса 1 кустовой насосной станции 2. При этом расходомер 27 сообщен каналом передачи информации о направлении потока и объеме жидкости с кустовым контроллером 20.
Приустьевые зоны нагнетательных скважин включают участки водоводов 9, 10, 11 в наземной части от задвижек 12, 13, 14, 15 до устья включительно (фонтанная елка) нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19.
Регулируемое гидросопротивление 22 состоит (варианты) из: а) регулируемого штуцера; б) регулируемой штуцерной задвижки; в) регулируемой штуцерной задвижки и дополнительного регулируемого вентиля; г) регулируемой штуцерной задвижки и двух дополнительных тарированных вентилей.
Схема работает следующим образом. Предлагаемый способ поддержания пластового давления предусматривает закачку жидкости, поступающей из приемного водовода 3, насосом 1 кустовой насосной станции 2 через выкидной водовод 4, блок гребенки 5 с открытыми задвижками 6, 7, 8, водоводы 9, 10, 11, открытую запорную арматуру с блоками управления 12, 13, 14, 15 в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами и работающими в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции 2.
Приемный 3 и выкидной 4 водоводы соединены байпасной линией 21 с регулируемым гидросопротивлением 22, оснащенной технологической емкостью 23, и запорно-регулирующей арматурой 28, 29, 30, 31, выполненной в виде регулируемых задвижек, установленных с возможностью открытия и закрытия перетоков из байпасной линии 21 в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23, а также - для перекрытия байпасной линии 21 при включении насоса 1 кустовой насосной станции 2. На выкидном водоводе 4 установлен расходомер 27, при этом расходомер 27 сообщен каналом передачи информации о направлении потока и объеме жидкости с кустовым контроллером 20.
В схеме предусмотрены кустовой контроллер 20, байпасная линия 21 с регулируемым гидросопротивлением 22 (например, регулируемым штуцером), технологическая емкость 23 с насосом 24 и технологическими водоводами 25, 26, запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31.
В условиях отрицательных наружных температур на период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 по причине циклического режима работы нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 задвижки 6, 7, 8 на блоке гребенки 4, задвижки с блоками управления 12, 13, 14, 15 на водоводах 9, 10, 11 остаются открытыми, а запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 - закрытой. Периодическое открытие и закрытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 при остановленной кустовой насосной станции 2 осуществляется кустовым контроллером 20, подающим сигналы на открытие или закрытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 с интервалом и продолжительностью открытия, определяемыми эмпирическим путем в зависимости от условий, исключающих замерзание данного водовода при минимальных температурах для региона использования для данного времени года: наружной температуры, диаметра водоводов 9, 10, 11, их теплоизоляции и состава жидкости в них.
Открытие или закрытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 зависит от направления перетоков жидкости из нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 через байпасную линию 21 в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23.
По причине невозможности организации перетоков из нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 из-за близких значений коллекторских свойств и параметров (коэффициентов приемистости, пластовых давлений) производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из этих скважин 16, 17, 18, 19: из области высокого давления - через выкидной водовод 4 и байпасную линию 21 в область низкого давления - в приемный водовод (пример А) 3 или технологическую емкость 23 (пример Б).
По примеру А в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами в количестве, например, двукратного замещения воды в приустьевой зоне нагнетательной скважины, через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в приемный водовод 3. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 30 открыты, а запорно-регулирующая арматура 29, 31 закрыта.
По примеру Б в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами в количестве, например, двукратного замещения воды в приустьевой зоне нагнетательной скважины через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в технологическую емкость 23. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 29 открыты, а запорно-регулирующая арматура 30, 31 закрыта. По мере наполнения технологической емкости 23 насос 24 откачивает жидкость по технологическому водоводу 25 через открытую запорно-регулирующую арматуру 31 в приемный водовод 3.
Пример конкретного выполнения.
3
3
К кустовой насосной станции подключается от 3 до 30 нагнетательных скважин. Рассмотрим пример конкретного выполнения, когда к кустовой насосной станции 2 подключены четыре нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19. В соответствии с заданием по закачке за определенный период времени - 23 часа - в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 необходимо закачать 430 м пресной воды (ρ=1000 кг/м) насосом ГНУ 500-1500. В условиях отрицательных наружных температур для месторождений ОАО «Татнефть» (например, минус 20°C), при остановке (плановая остановка) насоса 1 кустовой насосной станции 2 продолжительностью 1 ч при высоких пиковых нагрузках системы энергоснабжения системы ППД (выполнение программы энергосбережения) задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 остаются открытыми, а запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 остается закрытой. Производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из скважин 16, 17, 18, 19 через выкидной водовод 4 и байпасную линию 21 через штуцер 22 в приемный водовод 3 (пример А) или технологическую емкость 23 (пример Б).
Для данного примера открытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 осуществляется через 28 мин с продолжительностью открытия 4 мин. При этом направление потока (обратное, со знаком минус - от нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 в байпасную линию 21 и далее в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23) и объем жидкости в количестве 0,28 м, что соответствует двукратному замещению воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19, контролируется расходомером 27, сообщенным каналом передачи информации с кустовым контроллером 20.
3
По примеру А в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости в количестве 0,28 м, что соответствует двукратному замещению воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19, из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в приемный водовод 3. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 30 открыты, а запорно-регулирующая арматура 29, 31 закрыта.
3
По примеру Б в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости в количестве 0,28 м, что соответствует двукратному замещению воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19, из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в технологическую емкость 23. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 29 открыты, а запорно-регулирующая арматура 30, 31 закрыта.
Насос 24 используется для транспортировки жидкости из технологической емкости 23 в приемный водовод насоса 1 кустовой насосной станции 2. Технологическая емкость 23 может также использоваться, например, в виде дренажной, канализационной, накопительной и для технических нужд.
При последующем включении насоса 1 кустовой насосной станции 2 направление потока (прямое, со знаком плюс - из приемного водовода 3 в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19) также контролируется расходомером 27, сообщенным каналом передачи информации с кустовым контроллером 20. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 открыты, а запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 закрыта - при использовании примера А. Закачка жидкости в объеме 430 м производится в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 от приемного водовода 3 насосом 1 кустовой насосной станции 2.
3
По мере наполнения технологической емкости 23 насос 24 откачивает жидкость по технологическому водоводу 25 через открытую запорно-регулирующую арматуру 31 в приемный водовод 3. При последующем включении насоса 1 кустовой насосной станции 2 направление потока (прямое, со знаком плюс - из технологической емкости 23 в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19) также контролируется расходомером 27, сообщенным каналом передачи информации с кустовым контроллером 20. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 открыты, запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 закрыта - при использовании примера Б. Закачка жидкости в объеме 430 м производится в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 от приемного водовода 3 насосом 1 кустовой насосной станции 2.
В таблице представлены сравнительные показатели известного (наиболее близкого аналога) и предлагаемого способа поддержания пластового давления.
Таблица
Показатель
Значения показателей при известном (наиболее близкий аналог) и предлагаемом способе
Известный
Предлагаемый
Пример А
Пример Б
Закачка воды, тыс.м<sup>3</sup>/год
157,0
157,0
157,0
Стоимость используемого оборудования и материалов, тыс.руб.:
- насосный агрегат, ГНУ 500-1500
2300,0
2300,0
2300,0
- блок гребенки с задвижками
1400,0
1400,0
1400,0
- система водоводов L=3200 м, D=114×9 мм
7400,0
7400,0
7400,0
- задвижка в приустьевой зоне, 4 шт.
140,0
140,0
140,0
- кустовой контроллер
110,0
110,0
110,0
- расходомер
90,0
90,0
90,0
- байпасная линия, L=15 м, D=114×9 мм
40,0
40,0
- запорно-регулирующая арматура, 4 шт.
260,0
260,0
- регулируемый штуцер
15,0
15,0
- технологическая емкость, V=3 м<sup>3</sup>
70,0
- технологические водоводы, L=20 м, D=l 14×9 мм
55,0
- подпорный насос
40,0
Суммарные затраты на оборудование и материалы, тыс.руб.:
11440,0
11755,0
11920,0
Количество порывов за год на водоводах по причине замерзания водовода в устьевой зоне скважины, штук
4
0
0
Затраты на ликвидацию порыва, тыс.руб.
600,0
0
0
Из таблицы видно, что предлагаемые способы по примерам А и Б экономически эффективнее по сравнению с известным способом. По примеру А, когда сброс воды с нагнетательных скважин осуществляется в приемный водовод, при дополнительных затратах 315 тыс.руб. на байпасную линию, регулируемый щтуцер, запорно-регулирующую арматуру ежегодные затлаты снижаются на 600 тыс.руб. По примеру Б, когда сброс воды с нагнетательных скважин осуществляется в технологическую емкость, при дополнительных затратах 480 тыс.руб. на байпасную линию, регулируемый штуцер, запорно-регулирующую арматуру, технологическую емкость с технологическими водоводами и насос, ежегодные затраты снижаются на 600 тыс.руб.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа поддержания пластового давления нефтяного месторождения достигается за счет снижения материальных затрат на обслуживание и ремонт систем закачки воды, обеспечение возможности осуществлять закачку воды в пласт для поддержания пластового давления в условиях отрицательных температур, исключение замерзания водоводов и образования в них закупорок (в приустьевой зоне и линейной части), а также устья нагнетательных скважин при эксплуатации при отрицательных температурах на период остановки насоса кустовой насосной станции за счет замещения воды в водоводе в приустьевой зоне нагнетательной скважины и, как следствие, снижение порывности водоводов, а также за счет сохранения баланса воды от потребителя и ее закачки в нагнетательные скважины.