Результат интеллектуальной деятельности: СИСТЕМА ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

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

Известна система сбора и транспортирования продукции скважин нефтяного месторождения, включающая скважины, дожимную насосную станцию (ДНС) с емкостью (сепаратором), насос, трубопроводы (Г.С.Лутошкин «Сбор и подготовка нефти, газа и воды». - М.: Недра, 1974, - С.20-21).

Система позволяет осуществлять сбор продукции скважин и ее транспортирование на центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС).

Недостатком этой системы является то, что поступление продукции скважин может меняться во времени, изменяя интенсивность заполнения емкости, в то время как установленный на ДНС насос работает с постоянной производительностью, в результате чего режим работы насоса носит циклический характер в зависимости от интенсивности заполнения емкости продукцией скважин, что влечет за собой неравномерную нагрузку на трубопроводы и электрические сети ДНС.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемым результатам к предлагаемой является система транспортирования продукции скважин, описанная в статье «Дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды нового типа» (Швачко Ю.И. Дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды нового типа. // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №2, - С.23.), включающая ДНС с емкостью, насос с регулируемым электроприводом (РЭП), трубопроводы.

Данная система позволяет транспортировать продукцию скважин на ЦПС, при этом режим работы насоса может меняться в зависимости от расхода поступающей продукции скважин и интенсивности заполнения емкости, обеспечивая рациональное энергопотребление и работу трубопровода в безостановочном режиме.

Недостатком системы является дороговизна РЭП, стоимость которого прямо пропорциональна мощности электродвигателя насоса.

Технической задачей предлагаемого изобретения является оптимизация технологического процесса транспортирования продукции скважин нефтяного месторождения в условиях изменяющейся продуктивности скважин, снижение энергетических затрат на перекачку жидкости путем применения насосов оптимизированной производительности, в том числе оснащенных РЭП, и, как результат, экономия материальных затрат на транспортирование продукции скважин.

Техническая задача решается предлагаемой системой транспортирования продукции скважин нефтяного месторождения, включающей скважины, дожимную насосную станцию с емкостью, имеющей водяную, нефтяную, газовую зоны, и насосом с регулируемым электроприводом, соединенным входом с емкостью.

Новым является то, что система дополнительно снабжена насосом с нерегулируемым электроприводом, установленным параллельно насосу с регулируемым электроприводом, причем его производительность соответствует величине минимально необходимой откачки продукции скважин, при этом производительность насоса с регулируемым электроприводом соответствует разности между максимально- и минимально необходимой откачкой продукции скважин, причем вход насоса с регулируемым электроприводом соединен с водяной или нефтяной зоной емкости.

На Фиг.1 изображена схема предлагаемой системы транспортирования продукции скважин нефтяного месторождения.

На Фиг.2 изображена схема предлагаемой системы транспортирования высокообводненной (например, более 90%) продукции скважин нефтяного месторождения.

На Фиг.3 изображена динамика изменения расхода поступления жидкости на ДНС и, соответственно, ее откачки по времени.

Система транспортирования продукции скважин нефтяного месторождения содержит емкость 1, насос 2, насос 3 с РЭП 4, трубопровод 5, соединяющий скважины с емкостью 1 (подводящий трубопровод), трубопровод 6, соединяющий выходы насосов 2 и 3 с ЦПС, и дополнительный трубопровод 7, соединяющий вход насоса 3 с нефтяной зоной емкости 1.

Система работает следующим образом.

Продукция скважин поступает по трубопроводу 5 (Фиг.1) на ДНС в емкость 1 и далее насосами 2 и 3, подключенными параллельно к водяной зоне емкости 1, по трубопроводу 6 транспортируется на ЦПС. При необходимости, в случае высокой обводненности продукции скважин (например, более 90%, при этом происходит расслоение продукции скважин в емкости 1 на водяной, нефтяной слои и газовую шапку), соединяют вход насоса 3 с РЭП 4 дополнительным трубопроводом 7 с нефтяной зоной емкости 1 (Фиг.2), а вход насоса 2 соединяют с водяной зоной емкости 1 с целью снижения образования водонефтяной эмульсии в насосах 2 и 3. Расход поступающей продукции скважин меняется во времени в зависимости от количества подключенных скважин (например, часть скважин может быть остановлена для проведения ремонтных работ, подключены новые пробуренные скважины и т.д.), изменения дебита работающих скважин в зависимости от режима работы нагнетательных скважин (при водяном и водогазовом вытеснении нефти), степени загрязнения призабойной зоны продуктивного пласта и т.д. (Фиг.3). Расход поступающей на ДНС продукции скважин контролируют в трубопроводе 5 (Фиг.1 и 2) с помощью расходомера и/или по изменению уровня жидкости в емкости 1. В динамике изменения расхода поступления жидкости на ДНС и, соответственно, ее откачки (Фиг.3) условно выделяют постоянную величину расхода (Q₁), равную величине минимального расхода поступления продукции скважин на ДНС, и переменную величину (Q₂), равную разности между величинами максимального и минимального расхода продукции скважин, поступающей на ДНС. Насос 2 (Фиг.1 и 2) подбирают таким образом, чтобы его производительность была близка к величине Q₁ (Фиг.3), а насос 3 (Фиг.1 и 2) подбирают исходя из максимального значения расхода Q₂ (Фиг.3). Поскольку величина расхода Q₂ продукции скважин, перекачиваемого насосом 3 (Фиг.1 и 2), меньше суммарной величины расхода Q (Фиг.3) продукции скважин, перекачиваемой насосами 2 и 3 (Фиг.1 и 2) (то есть Q₂<Q (Фиг.3), поскольку Q=Q₁+Q₂), следовательно, насос 3 (Фиг.1 и 2) развивает меньшую мощностью, чем потребовалось бы (согласно прототипу) для перекачки одним насосом суммарного расхода Q (Фиг.3). При этом регулируемым электроприводом 4 (Фиг.1 и 2) оснащают только насос 3 для регулирования меньшей мощности, чем для более мощного насоса согласно прототипу, насос 2 работает с постоянным расходом перекачки продукции скважин.

Таким образом, предлагаемая система транспортирования продукции скважин нефтяного месторождения обеспечивает работу насосов ДНС в оптимальном режиме, снижая при этом затраты на РЭП насосов и энергетические затраты на перекачку продукции скважин нефтяного месторождения.

Пример конкретного выполнения

Продукция скважин поступает по трубопроводу 5 (Фиг.1 и 2) с расходом до 50 м³/сут на ДНС в емкость 1 и далее насосами 2 (ЦНС-38-132) и 3 (ЦНС-13-105), подключенными параллельно к емкости 1, по трубопроводу 6 транспортируется на ЦПС. При этом регулируемым электроприводом 4 оснащают только насос 3 (ЦНС-13-105), насос 2 (ЦНС-38-132) работает с постоянным расходом перекачки продукции скважин. Согласно прототипу для этих целей потребовался бы один насос ЦНС-60-132 с РЭП.

В таблице представлены сравнительные показатели известных (аналога и прототипа) и предлагаемой систем транспортирования продукции скважин нефтяного месторождения, откуда видно, что суммарные затраты на оборудование транспортирования продукции скважин по предлагаемой схеме в 1,6 раза ниже, чем по схеме прототипа, при этом энергетические затраты также снижаются в 1,1 раза.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой системы транспортирования продукции скважин нефтяного месторождения достигается за счет оптимизации технологического процесса транспортирования продукции скважин нефтяного месторождения путем использования насосов оптимизированной производительности, оснащая при этом регулируемым электроприводом только часть насосов меньшей мощности.

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