Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к сбору нефти, газа и воды на нефтяном месторождении.

Известен способ сбора продукции скважин нефтяного месторождения, включающий сбор продукции добывающих скважин и транспортирование ее насосами дожимных насосных станций (ДНС) на центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС), на котором производят сброс воды, ее очистку и последующую закачку насосами кустовых насосных станций (КНС) в продуктивный пласт для поддержания пластового давления (Г.С.Лутошкин. «Сбор и подготовка нефти, газа и воды». - М.: Недра, 1974, с.13).

Недостатком этого способа является то, что требуются значительные насосные мощности на ДНС и КНС, а также большая протяженность сборных нефтепроводов и разводящих водоводов для перекачки на значительные расстояния продукции добывающих скважин, содержащей значительное количество воды в смеси с добытой нефтью, которую после сброса на ЦПС и очистки возвращают обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам к предлагаемому является способ сбора продукции, описанный в «Системе сбора продукции нефтяного месторождения» (патент РФ №2159892, МПК F17D 1/00. Опубл. БИ №33 от 27.11.2000 г.), включающий предварительный сброс воды на ДНС и транспортирование предварительно обезвоженной нефти через систему сборных нефтепроводов на ЦПС, при этом сброшенную на установках предварительного сброса (УПС) воду транспортируют с ДНС на близлежащую КНС для закачки в продуктивный пласт.

Данный способ позволяет осуществить рациональное использование насосных и трубопроводных мощностей на месторождениях с высокой степенью обводненности продукции скважин (70% и выше) за счет группирования части ДНС и КНС в блоки по принципу экономической целесообразности, благодаря чему исключаются встречные перкачки воды (с ДНС на ЦПС и обратно с ЦПС на КНС, расположенную в районе ДНС).

Недостатком способа является то, что при организации предварительного сброса воды на ДНС данный способ учитывает только территориальную удаленность ДНС от ЦПС, обводенность и количество жидкости (нефти и воды). То есть предварительный сброс воды осуществляют в тех случаях, когда ДНС значительно удалена от ЦПС, имеет высокую обводненность (выше 70%) и большой объем воды (из промысловой практики - выше 900-1200 м³/сут), обычно при сочетании этих факторов. Однако из промыслового опыта известно, что возникают ситуации при сборе продукции добывающих скважин, когда жидкость, поступающая с отдельной скважины, группы скважин или ДНС, имеет такие физико-химические параметры (содержание реагентов, ингибиторов, поверхностно-активных веществ, растворенных солей и т.д.), которые при смешении с продукцией других скважин значительно ухудшают способность всей сбрасываемой воды к последующей очистке на очистных сооружениях ЦПС при подготовке ее к закачке в продуктивный пласт для поддержания пластового давления. Для такой смеси вод требуются дополнительное время и затраты на ее очистку (например, при наличии в воде поверхностно-активных веществ, подаваемых в нагнетательные скважины для повышения нефтеотдачи, время отстаивания возрастает с обычных 4-6 часов до суток и более, в этой связи приходится использовать дополнительное емкостное оборудование либо другие дорогостоящие средства очистки, такие как гидроциклоны, флотаторы, фильтры и др.).

Технической задачей предлагаемого изобретения является оптимизация технологического процесса сбора продукции скважин нефтяного месторождения, сохранение физико-химических свойств продукции добывающих скважин на проектном уровне, снижение затрат на очистное оборудование попутной воды, снижение энергетических затрат на перекачку попутной воды и, как результат, экономия материальных затрат на сбор и подготовку продукции скважин.

Техническая задача решается предлагаемым способом сбора продукции скважин нефтяного месторождения, включающим транспортировку продукции скважин по общему коллектору до пункта сбора нефти для дальнейшего обезвоживания и подготовки, контроль обводненности продукции скважин и предварительный сброс попутной воды на участках добычи с высокой обводненностью на ее очистку и последующую закачку в пласт.

Новым является то, что путем отбора проб дополнительно контролируют влияние воды каждого участка на способность смеси попутных вод к очистке, при этом выделяют обособленные участки с выявленными отдельными добывающими скважинами или группами добывающих скважин, подключенных к одной дожимной насосной станции, продукция которых содержит воду с физико-химическими свойствами, отрицательно воздействующими на смесь продукции остальных скважин, и осуществляют на выделенных, обособленных участках замкнутый водооборот по схеме «сепарационная установка - кустовая насосная станция - нагнетательная скважина - пласт - добывающая скважина» до снижения обводненности продукции до 5-10%.

Новым является также то, что на обособленном участке замкнутого водооборота дополнительно осуществляют глубокое обезвоживание продукции добывающих скважин, ниже 5%, тепловыми и/или химическими методами, а очистку воды методами флотации и фильтрования.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа, при этом I, II - участки замкнутого водооборота.

Схема осуществления способа сбора продукции добывающих скважин нефтяного месторождения включает в себя добывающие скважины 1, ДНС 2, 3, 4, 5, трубопроводы 6, 7, 8, 9, общий коллектор 10, ЦПС 11, установки предварительного сброса попутной воды 12, 13, установку глубокой очистки 14, очистные сооружения 15, 16, КНС 17, индивидуальные насосные установки 18, нагнетательные скважины 19, 20.

Способ сбора продукции добывающих скважин нефтяного месторождения выполняют в следующей последовательности.

Продукцию добывающих скважин 1 собирают по сборным трубопроводам и с помощью насосов ДНС 2, 3, 4, 5 по трубопроводам 6, 7, 8, 9 транспортируют в общий коллектор 10 и далее на ЦПС 11, на котором производят подготовку нефти, очистку попутной воды и транспортирование ее в систему поддержания пластового давления для закачки в пласт. На ДНС 2 по причине высокой обводненности продукции скважин (70% и выше), большого объема жидкости и большой удаленности от ЦПС 11 организован предварительный сброс попутной воды с помощью установок предварительного сброса 12. Путем отбора проб контролируют физико-химические свойства попутной воды на устье добывающих скважин 1 и смеси попутных вод добывающих скважин на ДНС 2, 3, 4, 5 и на ЦПС 11. Выявляют в отдельной скважине или группе добывающих скважин, подключенных к одной дожимной насосной станции, стабильные изменения физико-химических свойств продукции (например, повышение плотности попутной воды, изменение солевого состава, превышение содержания химических реагентов, закачиваемых в пласт для повышения нефтеизвлечения и т.д.), отрицательно воздействующие на смесь продукции остальных скважин (ведут к выпадению и накоплению солей в коллекторе 10, увеличению сроков подготовки нефти на ЦПС 11 или требуют применения дополнительных реагентов для подготовки нефти до нормативных требований либо более сложных технологических процессов и аппаратов для очистки больших объемов попутной воды на ЦПС 11 перед направлением ее в систему поддержания пластового давления нефтяного месторождения). На выявленных отдельных добывающих скважинах или группах добывающих скважин, подключенных к одной ДНС 5, продукция которых содержит отклонения физико-химических свойств, отрицательно воздействующих на смесь продукций остальных скважин, организуют обособленные участки замкнутого водооборота по схеме «сепарационная установка - кустовая насосная станция - нагнетательная скважина - пласт - добывающая скважина» в пределах ДНС 5 (участок I) или отдельной добывающей скважины (участок II), на которых организуют сброс попутной воды до снижения обводненности продукции до 5-10% с помощью установок предварительного сброса 12 (например, емкостного типа), размещаемых на площадке ДНС 5, или с помощью сепарационных установок 13, размещаемых в непосредственной близости от отдельной добывающей скважины или группы добывающих скважин (например, «Трубная установка предварительного сброса воды и газа», патент РФ №23458, МПК Е21В 43/00. Опубл. БИ №17 от 20.06.2002 г., «Сепарационная установка», патент РФ №2291292, Е21В 43/38. Опубл. БИ №1 от 10.01.2007 г.). Сбрасываемую попутную воду в обособленных участках замкнутого водооборота закачивают насосами КНС 17 (на участке I) или индивидуальными насосными установками 18 (на участке II) в нагнетательные скважины 19, 20 для поддержания пластового давления в пласте, на который работают добывающие скважины 1 с выявленными отклонениями физико-химических свойств.

При необходимости на обособленном участке замкнутого водооборота дополнительно осуществляют глубокое обезвоживание продукции добывающих скважин, ниже 5%, тепловыми и/или химическими методами (Г.С.Лутошкин. «Сбор и подготовка нефти, газа и воды». - М.: Недра, 1974, с.98-99) на установке 14, а попутную воду очищают очистными установками 15, 16 методами флотации и фильтрования.

Таким образом, предлагаемый способ сбора продукции скважин нефтяного месторождения обеспечивает сохранение физико-химических свойств продукции скважин, а именно попутной воды на проектном уровне, что приводит к снижению затрат на очистное оборудование попутной воды, а также к снижению энергетических затрат на перекачку попутной воды.

Пример конкретного выполнения рассмотрим для случая, когда на коллектор работают две ДНС, представленные на чертеже номерами 2 и 5.

Продукцию скважин собирают по сборным трубопроводам и с помощью насосов ДНС 2 в объеме 2500 м³/сут при обводненности продукции скважин 80% и ДНС 5 в объеме 600 м³/сут при обводненности продукции скважин 40% по трубопроводам 6 и 9 соответственно транспортируют в общий коллектор 10 и далее на ЦПС 11, при этом протяженность трубопроводов от ДНС 2 и ДНС 5 до ЦПС составляет 22 км и 3,5 км соответственно. На ДНС 2 по причине высокой обводненности продукции скважин и значительной удаленности от ЦПС организован предварительный сброс попутной воды с помощью установок предварительного сброса 12 в объеме 1912 м³/сут до обводненности продукции скважин 15% на выходе с ДНС 2. Первоначально на ДНС 5 предварительный сброс попутной воды не организован (согласно прототипу) как экономически нецелесообразный из-за незначительной обводненности продукции скважин и малого расстояния транспортирования до ЦПС. Путем отбора проб контролируют физико-химические свойства попутных вод на устье добывающих скважин, а также смеси попутных вод добывающих скважин на ДНС 2, ДНС 5 и ЦПС 11. В пробах продукции скважин, подключенных к ДНС 5, выявляют стабильные изменения физико-химических свойств попутных вод (например, повышение содержания свыше 50 мг/дм³ поверхностно-активных веществ, закачиваемых в пласт для повышения нефтеизвлечения), которые в смеси с продукцией других скважин, подключенных к ДНС 2, приводят к увеличению времени очистки воды на ЦПС 11 и требуют большего объема емкостнх аппаратов или сложных технологических процессов для очистки больших объемов попутной воды на ЦПС 11 перед направлением ее в систему поддержания пластового давления нефтяного месторождения. На выявленных добывающих скважинах, подключенных к ДНС 5, попутные воды которых содержат отклонения физико-химических свойств, способных отрицательно воздействовать на смесь попутных вод остальных скважин, организуют обособленный участок I замкнутого водооборота по схеме «сепарационная установка - кустовая насосная станция - нагнетательная скважина - пласт - добывающая скважина», на котором производят предварительный сброс попутной воды в объеме 200 м³/сут до обводненности продукции скважин 10% с помощью установки предварительного сброса 12 (емкость-булит объемом 50 м³), размещаемой на площадке ДНС 5. Сбрасываемую попутную воду в обособленном участке I замкнутого водооборота очищают на очистных сооружениях 15 (емкость-булит объемом 50 м³, с использованием процессов флотации и/или фильтрования), закачивают насосами КНС 17 в нагнетательные скважины 19 для поддержания пластового давления в пласте, на который работают добывающие скважины 1 с выявленными отклонениями физико-химических свойств попутной воды.

На обособленном участке I замкнутого водооборота дополнительно осуществляют глубокое обезвоживание продукции добывающих скважин тепловыми и/или химическими методами на установке 14 (нагрев в путевом нагревателе и подача деэмульгатора) с дополнительным сбросом воды в объеме 38 м³/сут до обводненности продукции скважин не более 0,5%, а попутную воду очищают на очистных сооружениях 15 (емкость-булит объемом 50 м³, с использованием процессов флотации и/или фильтрования).

Результаты расчетов объемов транспортируемой по трубопроводам системы сбора продукции скважин и объемов предарительного сброса попутной воды по ДНС приведены в таблице 1.

В таблице 2 представлены сравнительные показатели известных (аналога и прототипа) и предлагаемого способов сбора продукции скважин нефтяного месторождения, откуда видно, что суммарные затраты на очистку воды по всей рассматриваемой системе сбора (ДНС 2, ДНС 5 и ЦПС 11) по предлагаемому способу в 1,8 раз ниже, чем по известному способу, при этом энергетические затраты также снижаются в 2,3 раза.

В результате организации участков замкнутого водооборота на ДНС 5 для очистки попутной воды на ЦПС 11 требуется меньшее количество обрудования благодаря тому, что, во первых, исключается поступление на ЦПС попутной воды с физико-химическими свойствами, ухудшающими процесс очистки попутной воды, и, во-вторых, благодаря уменьшению объема поступающей воды.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа сбора продукции скважин нефтяного месторождения достигается за счет оптимизации технологического процесса сбора продукции скважин нефтяного месторождения путем дополнительного контроля физико-химических свойств попутных вод в продукции скважин и организации участков замкнутого водооборота.

Использование данного изобретения позволяет сократить капитальные и эксплуатационные затраты как на вновь создаваемых системах сбора и подготовки продукции скважин, так и при реконструкции существующих систем.