СПОСОБ СБОРА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2004 года по МПК F17D1/00 

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

Известен способ сбора продукции нефтяного месторождения, включающий подачу добываемой газожидкостной смеси на групповые замерные установки, а затем - на дожимную насосную станцию, оборудованную сепараторами и отстойниками, где происходит предварительное отделение воды и мехпримесей от нефти с последующим направлением ее на центральный пункт сбора. Сточную воду, отделенную от нефти, направляют в систему поддержания пластового давления (ППД) для закачки в нагнетательные скважины (РД 39-01-0148311-605-86, стр.13, п. 2.1.3.4). Недостатком известного способа является коррозионная активность сточной воды, закачиваемой в нагнетательные скважины, а также загрязнение атмосферного воздуха, связанное с отстаиванием загрязненной нефтью воды в открытых резервуарах, существенно влияющее на экологическое состояние окружающей среды.

Известен способ сбора продукции нефтяного месторождения, включающий подачу добываемой газожидкостной смеси на групповые замерные установки, а затем - на дожимную насосную станцию с предварительным отделением воды от нефти в трубном водоотделителе (ТВО). Вода из ТВО подается на кустовую насосную станцию системы ППД и далее - в нагнетательные скважины. Нефть с газом из ТВО поступает на прием насосов дожимной насосной станции и далее по трубопроводу - на центральный пункт сбора для сепарации нефти от газа и ее глубокого обезвоживания (Пат. РФ 2159892, оп. 27.11.2000 г., МПК 7 F 17 D 1/00).

Согласно ОСТ 39-225-88 допустимое содержание нефти и мехпримесей в закачиваемой в нагнетательные скважины воде с целью поддержания пластового давления может изменяться по нефти с 5 до 50 мг/л, по мехпримесям с 3 до 50 мг/л в зависимости от проницаемости и трещиноватости коллектора. Однако, как показывает практика, в отдельные моменты, в воде, сбрасываемой с ТВО на кустовую насосную станцию, концентрация нефти может достигать 100-350 мг/л. При таких неблагоприятных условиях известный способ не справляется с соответствующей подготовкой воды для закачки в систему ППД. При этом даже при незначительном превышении допустимого содержания нефти или мехпримесей в воде на призабойную зону пласта нагнетательной скважины оказывается серьезное негативное влияние - проницаемость ее резко падает. Это приводит к снижению приемистости (уменьшается количество закачиваемой в пласт воды), растут гидравлические потери и энергозатраты, меняется компенсационный баланс "закачка-отбор", сокращается межремонтный период. Возможно снижение добычи продукции добывающих скважин на участке закачки.

Таким образом, возникла проблема создания надежного в эксплуатации, мало ресурсо- и энергозатратного способа сбора продукции нефтяного месторождения с подготовкой воды, обеспечивающей необходимое качество закачиваемой в нагнетательные скважины воды в случае резкого повышения в ней количества загрязнений, "проскакивающих" из ТВО.

Технический результат - уменьшение количества нефти и мехпримесей в сточной воде, направляемой в систему ППД.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе сбора продукции нефтяного месторождения, включающем подачу ее через групповые замерные установки в ТВО с разделением на нефтегазовую смесь и сточную воду с последующим транспортированием нефтегазовой смеси на дожимную насосную станцию и центральный пункт сбора нефти, а сточной воды - на кустовую насосную станцию и далее - в нагнетательные скважины, согласно изобретению всю сточную воду или ее часть после ТВО подвергают доочистке в вихревом сепараторе, корпус которого состоит из входной и выходной камер, разделенных диафрагмой с возможностью вывода доочищенной воды, загрязненной воды и мехпримесей, причем загрязненную воду отбирают в количестве 0,5-10,0% от общего объема поступившей в вихревой сепаратор сточной воды и возвращают на вход ТВО или сбрасывают в дренажную систему.

Целесообразно загрязненную воду из вихревого сепаратора отбирать с радиуса г от оси вихревого сепаратора, равного

где k - безразмерный коэффициент, учитывающий геометрические характеристики сепаратора (определяется опытным путем - обычно 3-15);
r_вх - радиус входного патрубка, мм;
R - радиус входной камеры, мм.

Доочистка всей сточной воды после ТВО или ее части в вихревом сепараторе позволяет с небольшими затратами отделить нефть и мехпримеси от воды и добиться необходимого ее качества для закачки в нагнетательные скважины.

Отбор 0,5-10,0% загрязненной воды и возврат ее в ТВО необходим для предотвращения загрязнения окружающей среды нефтью и мехпримесями, а также возврата нефти в систему сбора и подготовки.

Расчетный радиус г определяет ту область вихревого сепаратора, из которой выводится загрязненная нефтью вода. Мехпримеси удаляются с периферии.

Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с прототипом характеризуется наличием нового действия - доочистки сточных вод, направляемых в систему ППД, а также условием осуществления этого действия - использованием вихревого сепаратора, следовательно, соответствует критерию изобретения "новизна".

Поиск по отличительным признакам выявил а.с. 1555341 (оп. 07.04.90 г., бюл. 13, МПК 5 C 10 G 7/00), в котором описан способ получения фракций из нефти в вихревой камере, состоящей из входного и выходного корпусов, разделенных диафрагмой с отбором целевых продуктов из точек, расположенных на различном расстоянии от центра создаваемого в камере центробежного поля при снижающемся к центру поля давлении. Упомянутый способ предназначен для разделения предварительно нагретой очищенной нефти на фракции при температуре ниже температуры насыщения при данном давлении. Главным условием разделения является образование паров разделяемых компонентов смеси с одновременным понижением в ней давления при перемещении жидкости с большего радиуса на меньший во входной камере. Пары затем подвергают конденсации.

Предлагаемый способ направлен на разделение жидких составляющих смеси - нефти и воды без предварительного подогрева. Кроме того, предусмотрен вывод мехпримесей. Таким образом, в предлагаемом способе достигается новый технический результат - разделение сточной воды на жидкие составляющие с выводом их через канал и мехпримеси при температурах от 10 до 40^oС, что соответствует критерию "изобретательский уровень".

На чертеже показана схема установки, на которой реализуется предлагаемый способ.

Установка содержит добывающие скважины 1, групповые замерные установки 2, трубный водоотделитель (ТВО) 3, дожимную насосную станцию 4, вихревой сепаратор 5 и кустовую насосную станцию 6. Вихревой сепаратор 5 состоит из входной 7 и выходной 8 камер, разделенных диафрагмой 9. Патрубки 10, 11, 12 и 13 предусмотрены для ввода сточной воды, вывода (отбора) загрязненной воды, вывода доочищенной воды и вывода мехпримесей соответственно.

Способ осуществляют следующим образом. Добываемую из скважин 1 продукцию подают на групповую замерную установку 2 и далее транспортируют на дожимную насосную станцию 4 через установленный на ее приеме ТВО 3, где происходит предварительное отделение воды от нефти и газа. Газонефтяную смесь из ТВО 3 подают на прием насосов дожимной насосной станции 4 и далее откачивают на центральный пункт сбора и подготовки нефти. Предварительно очищенную воду из водяного патрубка ТВО 3 по тангенциальному патрубку 10 подают во входную камеру 7 вихревого сепаратора 5, где она закручивается и приобретает интенсивное вращательное движение с возрастанием тангенциальной скорости потока и центробежных, и центростремительных сил. В начальный момент во входной камере 7 тангенциальная скорость рабочей среды увеличивается, а давление снижается. При движении жидкости к отверстию в диафрагме 9 и при прохождении через него радиус закрутки потока еще продолжает уменьшаться, скорость увеличивается, а давление уменьшается до давления насыщения растворенного в воде газа. Происходят интенсивное выделение газовых пузырьков и их формирование в газовый шнур в центре вращающегося потока. Далее на границе газ-вода образуется слой нефти. Загрязненную нефтью воду из вихревого сепаратора 5 отводят через патрубок 11 и возвращают на вход ТВО 3. При этом с увеличением радиуса вращения в выходной камере 8 падает скорость закрученного потока и повышается давление. Механические примеси отбрасываются в выходном корпусе на периферию, их со следами воды удаляют через патрубок 13. Основной объем воды уже практически без нефти и мехпримесей отводят по тангенциальному патрубку 12 из сепаратора. При этом, если не производится отбор нефтяного слоя или механических включений, они увлекаются водой в выходном корпусе и совместно отводятся по тангенциальному патрубку 12. Очищенную воду подают на кустовую насосную станцию 6 в систему ППД и транспортируют в нагнетательные скважины для закачивания в продуктивные пласты. Загрязненную нефтью воду возвращают на вход в ТВО 3, мехпримеси утилизируют. Предусмотрена линия отвода воды из ТВО 3 в систему ППД без очистки в вихревом сепараторе.

Необходимую пропускную способность вихревого сепаратора 5 для обеспечения производительности, соответствующей производительности ТВО 3 по сточной воде, достигают путем "блокирования" нескольких вихревых сепараторов - подключения их параллельно, т.е.

Q=n•q,
где Q - требуемая производительность, м³/час,
n - количество вихревых сепараторов в блоке,
q - производительность одного вихревого сепаратора, м³/час.

Для достижения требуемых параметров по качеству сточной воды, направляемой в систему ППД, применяют ступенчатую (последовательную) доочистку с помощью вихревых сепараторов 5.

Пример 1. Производительность ТВО по жидкости 251 м³/час. Концентрация нефти в сточной воде при t_ж=29^oС после ТВО равна 10,3 мг/л, что соответствует требованиям ОСТ 39-225-88. Мехпримеси отсутствуют. Воду из выходного патрубка ТВО в количестве 238 м³/час направляют через кустовую насосную станцию в нагнетательные скважины без доочистки в вихревом сепараторе.

Пример 2. Производительность ТВО по жидкости 268 м³/час. Концентрация нефти в сточной воде t_ж=23^oС после ТВО равна 91,0 мг/л, что не соответствует требованиям вышеуказанного ОСТа. Мехпримеси отсутствуют. Воду из выходного патрубка ТВО в количестве 250 м³/час направляют через кустовую насосную станцию в нагнетательные скважины. Часть сточной воды после ТВО в объеме 4 м³/час направляют в вихревой сепаратор с внутренним радиусом 50 мм. Радиус отверстия в диафрагме, разделяющей входную и выходную камеры, равен 10 мм. Содержание нефти в воде после сепаратора:
- отобранной с расчетного радиуса r=7 мм (для направления на вход в ТВО) составляет 525,0 мг/л (количество загрязненной воды - 9% от расхода через сепаратор);
- отобранной с периферии (доочищенная сточная вода для направления в нагнетательные скважины) составляет 48,0 мг/л, что соответствует требованиям к качеству воды.

Потери напора на вихревом сепараторе составили от 0,15 до 0,20 МПа.

Пример 3. Производительность ТВО по жидкости 259 м³/час. Концентрация нефти в сточной воде t_ж=14^oС после ТВО равна 350,0 мг/л, что не соответствует требованиям вышеуказанного ОСТа. "Следы" мехпримесей. Воду из выходного патрубка в количестве 243 м³/час направляют через кустовую насосную станцию в нагнетательные скважины. Часть сточной воды после ТВО в объеме 41 м³/час направляют в вихревой сепаратор с внутренним радиусом 125 мм. Радиус отверстия в диафрагме, разделяющей входную и выходную камеры, равен 35 мм. Содержание нефти в воде после сепаратора:
- отобранной не с расчетного радиуса r=35 мм составляет 370,0 мг/л (количество загрязненной воды - 5% от расхода через сепаратор);
- отобранной с периферии составляет 349,0 мг/л; наблюдаются "следы" мехпримесей.

Вся сточная вода после сепаратора не соответствует требованиям вышеуказанного ОСТа.

Потери напора составили от 0,07 до 0,12 МПа.

Пример 4. Производительность ТВО по жидкости 230 м³/час. Концентрация нефти в сточной воде t_ж=14^oС после ТВО равна 79,0 мг/л, что не соответствует требованиям вышеуказанного ОСТа. "Следы" мехпримесей. Воду из выходного патрубка ТВО в количестве 216 м³/час направляют через кустовую насосную станцию в нагнетательные скважины. Часть сточной воды после ТВО в объеме 44 м³/час направляют в вихревой сепаратор с внутренним радиусом 125 мм. Радиус отверстия в диафрагме, разделяющей входную и выходную камеры, равен 35 мм. Содержание нефти в воде после сепаратора:
- отобранной с расчетного радиуса r=27 мм (для направления на вход в ТВО) составляет 1115,0 мг/л (количество загрязненной воды - 3% от расхода через сепаратор);
- отобранной с периферии (доочищенная сточная вода для направления в нагнетательные скважины) составляет 50,0 мг/л, что соответствует требованиям; мехпримеси отсутствуют;
- с периферии (через патрубок 13) также отбирают "следы" мехпримесей.

Потери напора составили от 0,01 до 0,08 МПа.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет получить доочищенную сточную воду необходимого качества для закачки ее в систему ППД, что в конечном итоге способствует бесперебойной работе нагнетательных скважин, увеличению межремонтного периода и обеспечивает стабильную добычу нефти, не требует дополнительных энергозатрат на работу вихревого сепаратора.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для сбора нефти, газа и воды на нефтяном месторождении. Техническим результатом изобретения является уменьшение количества нефти и мехпримесей в сточной воде, направляемой в систему ППД-поддержания пластового давления. Продукцию нефтяных месторождений направляют в трубный водоотделитель, где происходит разделение на нефтегазовую смесь, направляемую на центральный пункт сбора, и сточную воду, которую подают на доочистку в вихревой сепаратор, обеспечивающий разделение сточной воды на доочищенную (с содержанием нефти не более 50 мг/л), загрязненную, возвращаемую в трубный водоотделитель, и мехпримеси. 1 з.п.ф-лы, 1 ил.

1. Способ сбора продукции нефтяных месторождений, включающий подачу ее через групповые замерные установки в трубный водоотделитель с разделением на нефтегазовую смесь и сточную воду с последующим транспортированием нефтегазовой смеси на дожимную насосную станцию и центральный пункт сбора нефти, а сточной воды - на кустовую насосную станцию и далее - в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что всю сточную воду или ее часть после трубного водоотделителя подвергают доочистке в вихревом сепараторе, состоящем из входной и выходной камер, разделенных диафрагмой с возможностью вывода доочищенной воды, загрязненной воды и мехпримесей, причем загрязненную воду отбирают в количестве 0,5-10,0% и возвращают на вход трубного водоотделителя или сбрасывают в дренажную систему.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что загрязненную воду из вихревого сепаратора отбирают с радиуса от оси вихревого сепаратора, равного

где k - безразмерный коэффициент, определяемый опытным путем;

r_вх - радиус входного патрубка;

R - радиус входной камеры.