Устройство и способ отделения очищенной от примесей попутно добываемой воды на кустах нефтяных скважин
DEVICE AND METHOD FOR SEPARATING PRODUCED WATER PURIFIED FROM IMPURITIES ON OIL WELL CLUSTERS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, и может быть использовано на кустах нефтяных скважин нефтяного месторождения.
Известно техническое решение «Сепарационная установка» по патенту РФ № 2296609 (МПК B01D 19/00, дата публикации 10.04.2007). Общими признаками с предлагаемым изобретением являются трубопроводы подвода газожидкостной смеси, отвода отделенной воды и газа.
Недостатками является то, что необходимо постоянное круглосуточное нахождение персонала на установке; большая металлоемкость; установка занимает большую площадь, необходимо расширять площадь куста скважин; сложно осуществлять регулирование процесса; установка не работает при высоком газовом факторе; значительное снижение температуры нефтегазожидкостной смеси при прохождении через установку.
Известно техническое решение «Способ кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды» по патенту РФ №2548459 (МПК E21B 43/20, дата публикации 20.04.2015). Общими признаками являются подача продукции в скважинную установку предварительного сброса воды по трубопроводу подвода нефтегазожидкостной смеси для предварительного сброса воды, деление продукции на частично обезвоженную нефть, газ и воду.
Недостатками являются невозможность помещения в скважину более одного трубопровода диаметром достаточного по производительности по каждому направлению движения жидкости, недостаточная производительность установки, сложность регулирования, установка не предназначена для сброса свободного попутно добываемого газа.
Наиболее близким по совокупности существенных признаков к предлагаемому изобретению является техническое решение «Способ сброса попутно добываемых воды и газа по отдельности на кустах скважин нефтяного месторождения» по патенту РФ №2713544 (МПК E21B 43/34, дата публикации 05.02.2020), в котором также реализовано устройство для осуществления способа.
Общими признаками по объекту устройство являются герметичная полость в виде вертикальной трубы, герметично установленные в верхней части устройства трубопроводы подачи и отбора НГЖС, попутно добываемой воды и свободного газа.
Общими признаками по объекту способ являются подача сверху вниз НГЖС в устройство, отбор по отдельным трубопроводам попутно добываемой воды и свободного газа с отделением от нефтегазожидкостной смеси.
Недостатками является, что нефтегазожидкостная смесь доставляется только в среднюю часть установки, что снижает расстояние от места выхода нефтегазожидкостной смеси в полость установки до входа воды в водовод, что влечет за собой снижение качества воды по нефтепродуктам; отсутствует способ очистки дна установки от осевших примесей при ее работе.
Задачей предлагаемого изобретения является эффективное отделение попутно добываемой воды от нефтегазожидкостной смеси, а также повышение качества отделяемой воды за счет ее эффективной очистки от осевших примесей без остановки работы устройства.
Технический результат - повышение эффективности отделения попутно добываемой воды, обеспечение возможности устранения осевших примесей за счет создания перепада давления между входом в колонну труб и выходом из нее в верхней части устройства, непрерывность работы устройства, простота процесса очистки, простота изготовления устройства, простота процесса сборки и разборки устройства, возможность работы установки при высоком газовом факторе, низкая металлоемкость устройства, отсутствие энергетических затрат на процесс отделения воды и газа в устройстве, отсутствие необходимости в постоянном контроле обслуживающего персонала, простота обслуживания за счет исключения необходимости работы персонала для очистки от осевших примесей в замкнутом пространстве, продолжительный период и безопасность эксплуатации.
Указанный технический результат достигается устройством для отделения очищенной от примесей попутно добываемой воды, включающим герметичную полость с по крайней мере пятью трубопроводами, из которых первый трубопровод выполнен с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси, второй трубопровод выполнен с возможностью отбора нефтегазожидкостной смеси, третий трубопровод выполнен с возможностью отбора попутно добываемой воды, четвертый трубопровод выполнен с возможностью отбора осевших примесей из герметичной полости, пятый трубопровод оборудован регулятором давления газа и выполнен с возможностью отбора газа, выход в герметичную полость из первого трубопровода расположен выше выхода из третьего трубопровода и ниже выхода из второго трубопровода, выход в герметичную полость из четвертого трубопровода размещен ниже выхода из третьего трубопровода, а выход в герметичную полость из пятого трубопровода расположен выше выхода из второго трубопровода.
Заявляемая схема расположения выходов трубопроводов позволяет улучшить качество отбираемой из устройства попутно добываемой воды.
Очистка устройства от осевших примесей осуществляется в процессе эксплуатации без остановки работы устройства.
Герметичная полость может быть выполнена в виде трубы с днищем и крышкой.
В качестве трубы может использоваться обсадная труба, установленная в скважине.
Благодаря погружению устройства в землю не требуется дополнительного обогрева герметичной полости (корпуса устройства) устройства, так как для обогрева используется тепло земли, что позволяет использовать устройство при низких температурах.
Устройство может дополнительно содержать шестой герметично входящий в установку трубопровод, выполненный с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси, выход в герметичную полость из которого расположен выше выхода из третьего трубопровода и ниже выхода из второго трубопровода.
Устройство может быть оборудовано запорной арматурой.
Расстояние между выходом из первого трубопровода, выполненного с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси, и выходом из третьего трубопровода, выполненного с возможностью отбора попутно добываемой воды, может составлять, по меньшей мере, одну третью часть высоты герметичной полости.
Устройство может быть дополнительно оснащено уровнемером, соединенным с герметичной полостью.
Устройство может быть выполнено с возможностью использования на кустах нефтяных скважин.
Возможные признаки устройства могут быть скомбинированы между собой.
Технический результат достигается способом отделения очищенной от осевших примесей добываемой воды, в котором подают нефтегазожидкостную смесь в герметичную полость через выход первого трубопровода, отбирают остаток нефтегазожидкостной смеси из герметичной полости через выход второго трубопровода, расположенный выше выхода из первого трубопровода, в герметичной полости отделяют попутно добываемую воду от нефтегазожидкостной смеси через выход третьего трубопровода, расположенный ниже выхода из первого трубопровода, отбирают осевшие примеси из герметичной полости через четвертый трубопровод, расположенный ниже выхода из третьего трубопровода, с верхней третьей части герметичной полости отбирают газ через выход пятого трубопровода, расположенный выше выхода из второго трубопровода.
Подачу нефтегазожидкостной смеси могут осуществлять в верхнюю третью часть герметичной полости.
Попутно добываемую воду могут отделять с нижней третьей части герметичной полости.
Изменение уровня жидкости в герметичной полости могут осуществлять регулятором давления газа.
Возможные признаки способа могут быть скомбинированы между собой.
Контроль уровня жидкости в герметичной полости могут осуществлять уровнемером.
На фиг. 1 показан продольный разрез устройства А-А, где:
1 - герметичная полость,
2 - первый трубопровод,
3 - второй трубопровод,
4 - третий трубопровод,
5 - четвертый трубопровод,
6 - пятый трубопровод,
7 - регулятор давления газа,
8 - шестой трубопровод,
9 - запорная арматура,
10 - уровнемер,
11 - устьевая арматура,
12 - осевшие примеси,
13 - технологическая точка 1,
14 - технологическая точка 2,
15 - технологическая точка 3,
16 - технологическая точка 4,
17 - технологическая точка 5,
18 - технологическая точка 6.
Технологические точки соответствуют расчетным значениям давлений (таблица 2).
Отделение очищенной от осевших примесей добываемой воды на кустах нефтяных скважин осуществляется следующим образом.
Устройство для отделения очищенной от примесей попутно добываемой воды включает герметичную полость 1 с по крайней мере, пятью трубопроводами, из которых первый трубопровод 2 выполнен с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси (НГЖС), второй трубопровод 3 выполнен с возможностью отбора НГЖС, третий трубопровод 4 выполнен с возможностью отбора попутно добываемой воды, четвертый трубопровод 5 выполнен с возможностью отбора осевших примесей из герметичной полости 1, пятый трубопровод 6 оборудован регулятором давления газа 7 и выполнен с возможностью отбора газа. Выход в герметичную полость 1 из первого трубопровода 2 расположен выше выхода из третьего трубопровода 4 и ниже выхода из второго трубопровода 3, выход в герметичную полость из четвертого трубопровода 5 размещен ниже выхода из третьего трубопровода 4, а выход в герметичную полость из пятого трубопровода 6 расположен выше выхода из второго трубопровода. При этом под выходом из трубопровода понимается любая его открытая часть, сообщающаяся с герметичной полостью (зона перфорации, окно), через которую может осуществляться как вход, так и выход при различных технологических режимах. Количество трубопроводов по каждому назначению может быть более одного. Герметичная полость 1 может содержать дополнительно шестой трубопровод 8, выполненный с возможностью подачи НГЖС. Первый трубопровод 2 является основным рабочим трубопроводом, т.е. работает при максимальной рабочей производительности. Переключение на шестой трубопровод 8, производят при аварийных или плановых остановках нефтяных скважин. Выход из шестого трубопровода 8 в герметичную полость 1 расположен выше выхода из третьего трубопровода 4 и ниже выхода из второго трубопровода 3. Герметичная полость 1 может быть выполнена в виде трубы с днищем и крышкой, а в качестве трубы может использоваться, например, обсадная труба, установленная в скважине. Все трубопроводы оборудованы запорной арматурой 9. Расстояние между выходом из первого трубопровода 2 и выходом из третьего трубопровода 4 составляет, по меньшей мере, одну третью часть высоты герметичной полости 1. Устройство дополнительно оснащено уровнемером 10, соединенным с внутренним пространством герметичной полости 1. Устьевая арматура 11 служит для герметизации устройства сверху и обеспечения герметичного входа различных трубопроводов.
Предлагаемое устройство возможно использовать на кустах нефтяных скважин.
Применение установки осуществлялось на Южно-Киняминском месторождении, куст скважин № 6. Для этого использовались следующие исходные данные: физико-химические свойства нефти, газа и воды; технико-технологические характеристики куста скважин - производительность по нефти, газу и воде, давление на кусте, объем закачки попутно добываемой воды. Выбор объекта определялся в соответствии с необходимостью отделения попутно добываемой воды.
НГЖС подают сверху вниз в герметичную полость 1 по первому трубопроводу 2, выполненному с возможностью подачи НГЖС, в верхнюю третью часть герметичной полости 1. Свободный газ  имея меньшую плотность, поднимается вверх внутри герметичной полости 1 и формирует уровень газ-жидкость, при этом нефть скапливается под уровнем газ-жидкость, а попутно добываемая вода заполняет нижнюю часть герметичной полости 1. Свободный газ отводят через регулятор давления газа 7 по пятому трубопроводу 6, выполненному с возможностью отбора газа, за пределы устройства. Изменение уровня газ-жидкость осуществляют посредством регулирования давления свободного газа с помощью регулятора давления газа 7, который осуществляет отвод свободного газа при достижении заданного давления газа в устройстве. Уровень газ-жидкость измеряют посредством уровнемера 10, который соединен с внутренним пространством герметичной полости 1 и герметично крепится к устьевой арматуре 11 с нижней третьей части герметичной полости 1 через третий трубопровод 4 попутно добываемую воду подали наверх за пределы устройства, например, в систему поддержания пластового давления. Расстояние между выходами из первого трубопровода 2 и выходом из третьего трубопровода 4 составляет, по меньшей мере, одну третью часть высоты герметичной полости 1. Отделение попутно добываемой воды производится за счет ее гравитационного отстоя (динамический отстой) из-за разницы плотностей воды и нефти. Далее с верхней третьей части герметичной полости 1 через второй трубопровод 3, установленный в верхней части установки выше выхода из первого трубопровода 2, остаток НГЖС поднимается вверх и направляется из герметичной полости 1 за пределы устройства, например, в систему сбора. Подъем НГЖС и попутно добываемой воды по соответствующим трубопроводам осуществляется как за счет энергии, которая складывается из энергии давления НГЖС на входе в герметичную полость 1, энергии веса НГЖС в первом трубопроводе 2, энергии веса жидкости во внутренней полости корпуса 1 над местами отбора попутно добываемой воды и НГЖС, так и с помощью изменения количества отобранного свободного газа из герметичной полости 1 посредством регулятора давления газа 7 за счет энергии давления свободного газа в верхней части герметичной полости 1.
Герметичная полость устройства может быть расположена вертикально, а длина герметичной полости устройства может превышать ее диаметр, при этом осуществляют отделение свободного газа от жидкости в верхней части герметичной полости 1 с последующим его регулируемым выведением, отбор попутно добываемой воды с нижней третьей части герметичной полости 1 и отбор оставшейся НГЖС с верхней третьей части герметичной полости 1. Для управления устройством, а также для его выключения, например, от системы сбора, устройство оборудовали запорной арматурой 9. Устьевая арматура 11 служит для герметизации устройства сверху и обеспечения герметичного входа различных трубопроводов.
Надлежащее качество попутно добываемой воды в части удельного содержания допустимого количества нефтепродуктов и механических примесей при ее отводе из установки для дальнейшего использования достигалось путем обеспечения значительного расстояния между входом НГЖС во внутреннюю герметичную полость 1 установки и входом попутно добываемой воды в третий трубопровод 4, т.к. ввод НГЖС осуществляется в верхнюю третью часть герметичной полости 1, а отбор попутно добываемой воды - с нижней третьей части герметичной полости.
В нижнюю часть герметичной полости 1 ниже выхода из третьего трубопровода 4 установили четвертый трубопровод 5, который снизу имеет открытый выход, а сверху оборудован запорной арматурой 9, после которой трубопровод соединяется с полостями (пространствами), где атмосферное давление стремится к нулю, и куда происходит отбор жидкости с осевшими примесями, например, дренажная емкость (на фигуре не показана). Очистку дна установки от осевших примесей осуществляли через четвертый трубопровод 5. Так как внутри устройства при его работе возникает избыточное давление, в случае открытия запорной арматуры 9 по направлению движения жидкости с осевшими примесями при очистке дна устройства, жидкость с нижней части устройства поднималась по четвертому трубопроводу 5 снизу вверх, при этом увлекая за собой осевшие примеси 12, которые скапливались на дне устройства в процессе эксплуатации. На расстоянии 3-4 метров от дна установки был установлен сигнализатор наличия механических примесей (на фигуре не показан). Поступление от него сигнала означает, что на дне накопились в процессе эксплуатации осадки (осевшие мехпримеси) до уровня расположения сигнализатора. Необходимость очистки дна устройства от осевших механических примесей также определялась по превышению их в пробах с пробоотборника, установленного на линии сброса попутно добываемой воды от установки. Процесс очистки устройства осуществлялся периодически по мере накопления осевших примесей на дне устройства.
Попутно добываемая вода и нефть принимались как одна однородная жидкость - скорость их течения в установке равна, при этом плотность воды при изменении давления не менялась. В качестве исходных данных по свойствам НГЖС в термобарических условиях эксплуатации установки использовались данные дифференциального разгазирования, приведенные к термобарическим условиям процесса, при этом принимали, что истинное газосодержание смеси - доля свободного газа в сечении трубы при динамике процесса, такое же, как и при статике. При отборе НГЖС из установки объем свободного газа в жидкости принимали пренебрежительно малым и не учитывали при расчете, то же самое приняли и для подъема воды и остатков НГЖС, т. е. на выходе воды и НГЖС из установки в любом случае газ в свободном состоянии отсутствует. Отбор газа из установки производился с верхней третьей части герметичной полости 1 и отводился через пятый трубопровод 6. Температуру во всех частях установки приняли равной 20°С - расчет влияния градиента температуры в динамике не производился, так как он пренебрежимо мал - 1°С на 100 метров глубины. Давление на выходе из установки как по НГЖС, так и по воде, определялось расчетным путем.
В таблице 1 приведены характеристики установки, рассчитанные в соответствии с исходными данными месторождения (о районе будущей эксплуатации), исходными данными по нагрузкам и воздействиям, а также согласно требованиям по проектированию конструкций..
Таблица 1. Характеристики и параметры установки
№
Наименование параметра
Ед. изм.
Значение
1
Производительность по жидкости
м<sup>3</sup>/сут
2626,0
2
Производительность по нефти
т/сут
285,3
3
Обводненность объемная
%
87,3
4
Минимальная обводненность
%
50
5
Производительность по сбросу воды в % от входной жидкости на установку, не более
%
90
6
Макс. производительность по газу
тыс. н.м<sup>3</sup>/сут
110
7
Срок эксплуатации
лет
12
8
Максимальный рабочий уровень в установке
м
20
9
Объем установки без инфраструктуры
куб. м
119,7
10
Объем для жидкости с учетом уровня
куб. м
89,8
11
Объем в установке для газа с учетом уровня
куб. м
29,9
12
Минимальное время динамического отстоя
мин
25
13
Фактическое время динам. отстоя жидкости
мин
49,2
14
Корпус установки
14.1.
- диаметр
мм
1420
14.2.
- глубина
м
80
15
- Третий трубопровод
15.1
- диаметр
мм
114,3
15.2
- глубина
м
76,0
15.2.1
- На поверхности
15.2.2
- диаметр
мм
114
15.2.3
- длина
м
5,0
16
Второй трубопровод
16.1.
- диаметр
мм
114,3
16.2
- глубина
м
25,0
16.2.1
- На поверхности
16.2.2
- Диаметр
мм
114
16.2.3
- Длина
м
5,0
17
Первый трубопровод
17.1.1
- Диаметр
мм
114,3
17.1.2
- Глубина
м
30,0
17.2.
- На поверхности
17.2.1
- Диаметр
мм
114
17.2.2
- Длина
м
5,0
18
Шестой трубопровод
18.1.1
- Диаметр
мм
89
18.1.2
- Глубина
м
30,0
18.2.
- На поверхности
18.2.1
- диаметр
мм
89
18.2.2
- длина
м
5,0
19
Пятый трубопровод
19.1
- диаметр
мм
89
19.2
- длина
м
100
20
Четвертый трубопровод
20.1
-диаметр
мм
73
20.2
- расстояние от днища установки
м
3
Расчеты параметров и характеристик нефтегазожидкостной смеси в установке были выполнены в следующей последовательности:
- анализ и предварительная подготовка исходных данных, связанных с технологией и параметрами объектов нефтедобычи - количество газа в продукции скважин;
- приведение данных дифференциального разгазирования к термобарическим условиям эксплуатации установок;
- расчеты нефтегазожидкостной смеси на минимальных и максимальных режимах работы установок с определением режима (структуры) потока во входных трубопроводах в установках и гидравлических потерь по методике Дж. П. Брилл, Х. Мукерджи;
- гидравлические расчеты по определению гидравлических потерь в трубопроводах выхода воды и нефтегазожидкостной смеси из установки;
- расчет пропускной способности газопровода по отводу газа из установки.
Гидравлические потери давления в технологических точках установки показывают, что можно безопасно и технологично эксплуатировать предлагаемую установку на заданных режимах.
Установившийся режим работы характеризовался технологическими точками 13-18, обозначенными на фиг. 1, а давление в этих точках приведено в таблице 2.
Таблица 2. Результаты расчета давлений по технологическим точкам Южно-Киняминского месторождения
Промысловые данные по параметрам НГЖС
Южно-Киняминское месторождение
Производительность по жидкости
Q ж
м3/сут
1000,0
Производительность по нефти
Q н
т/сут
285,3
Дебит ПДВ
Q в
м3/сут
666,1
Сброс ПДВ
Q ппд
м3/сут
599,5
Обводненность
В
%
66,61
Давление на входе в установку
Р
МПа
1,2
1,8
2,5
Давление в точке №1
P1
МПа
1,18
1,78
2,49
Давление в точке №2
Р2
МПа
1,22
1,82
2,53
Давление в точке №3
Р3
МПа
1,17
1,77
2,48
Давление в точке №4
Р4
МПа
0,93
1,54
2,24
Давление в точке №5
Р5
МПа
1,68
2,29
2,99
Давление в точке №6
Р6
МПа
0,93
1,53
2,24
Предлагаемое изобретение позволяет его использовать при высоком газовом факторе, значительно улучшить качество отбираемой из устройства воды за счет увеличения расстояния между входом нефтегазожидкостной смеси и точкой отбора воды из устройства через трубопровод отбора попутно добываемой воды. Очистка устройства от осевших примесей осуществляется в процессе эксплуатации без остановки работы устройства. В случае погружения устройства в землю не требуется обеспечения дополнительного обогрева корпуса устройства, так как для обогрева используется тепло земли. Для осуществления ремонтных работ достаточно разобрать устьевую арматуру и извлечь трубопроводы из устройства. Для реализации процесса отделения воды и газа в устройстве не расходуется электроэнергия.