Способ динамического предварительного разделения скважинной продукции каскадом гидроциклонов с использованием попутного нефтяного газа Российский патент 2025 года по МПК E21B43/34 B01D17/38 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к способам автоматической предварительной подготовки нефти на промыслах и может быть использовано при эксплуатации месторождений для отделения от скважинной продукции газа, воды и осадка.

Уровень техники

Известен способ предварительной подготовки продукции скважин, в котором водогазонефтяная эмульсия подается тангенциально в цилиндроконический гидроциклон первой ступени разделения, где эмульсия, получившая интенсивное вращение, под действием центробежных сил разделяется на жидкую (нефть + вода) и газовую фазы. Газовую фазу, образующуюся в приосевой области закрученного потока, направляют через трубопровод в линию сбора газа. Жидкую фазу направляют в нижнюю область конической части гидроциклона и через нижний патрубок (трубопровод) подают в узел смешения с деэмульгатором, которая в последующем подается насосным агрегатом в цилиндрический гидроциклон, где в сильно закрученном потоке происходит разделение на воду в периферийной области и нефть в области центра низа цилиндрического гидроциклона. Остаточная газовая фаза из приосевой области верха гидроциклона отводится через трубопровод и соответствующий каплеуловитель в линию сбора газа. При этом нефтяная фракция отводится вверх жидкостной зоны технологической емкости, а водная фракция - вниз емкости (патент RU 2 809 323 C1). Принят за прототип.

Недостатком известного способа является полная потеря напора при внезапном расширении потока на входе в технологическую ёмкость, где дальнейшее разделение продукции происходит статическим (гравитационным) способом, из чего следует необходимость установки дополнительных насосов для дальнейшей транспортировки частично обезвоженной нефти.

Раскрытие сущности изобретения

Задачей изобретения является использование технологии автоматически отделяющей более 50 % воды от нефти с поддержанием давления, необходимого для дальнейшей транспортировки частично обезвоженной нефти напором сепарации; использование попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии и подогрева жидкости, при необходимости, перед входом в гидроциклонные сепараторы; также для электроснабжения кустовой насосной станции, необходимой для закачивания подготовленной воды в скважины системы поддержания пластового давления.

Технический результат изобретения – раннее предварительное отделение воды от продукции скважин с поддержанием напора для дальнейшей транспортировки частично обезвоженной нефти давлением сепарации; сокращение протяженности эксплуатируемых водоводов и, как следствие, снижение рисков возникновения аварий; снижение металлоемкости за счет уменьшения диаметров нефтесборных трубопроводов и замены их на не металлические; снижение энергопотребления на транспортировку жидкости; полное использование попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии, питающей промысловое оборудование и привод насосов системы поддержания пластового давления; отсутствие загрязнения окружающей среды, что в совокупности приводит к снижению себестоимости добываемой нефти.

Технический результат достигается тем, что автоматическую предварительную ступенчатую подготовку скважинной продукции производят непосредственно на месте её добычи каскадом напорных гидроциклонов, связанных системой трубопроводов путём подачи скважинной продукции в гидроциклон начальной ступени сепарации. В гидроциклоне под действием центробежных сил скважинная продукция разделяется на жидкую и газовую фазы, затем газовую фазу по трубопроводу направляют в линию сбора газа, а жидкую фазу направляют в гидроциклон следующей ступени сепарации, где происходит разделение жидкой фазы на воду с остаточной нефтью и осадком и частично обезвоженную нефть, после чего воду с осадком подают по трубопроводу в гидроциклон следующей ступени разделения, где воду отделяют от осадка и подают по трубопроводу в гидроциклон последней ступени разделения, где воду очищают от остаточной нефти и через кустовую насосную станцию закачивают в нагнетательные скважины. Осадок и остаточные нефть и газ поступают на узел смешения, куда поступает частично обезвоженная нефть с предыдущих ступеней разделения и эту предварительно подготовленную нефть отправляют на центральный пункт подготовки нефти. Выделенный на начальной ступени разделения попутный газ очищают и используют для выработки электроэнергии на газопоршневой электростанции, необходимой для работы кустовой насосной станции.

Количество гидроциклонов и ступеней разделения жидкой фазы, как и комплектацию оборудования, на каждом конкретном месте установки определяют исходя из физико-химических характеристик добываемой скважинной продукции. При необходимости, после начальной ступени разделения, перед подачей в следующие ступени разделения в жидкую фазу добавляют деэмульгатор. При необходимости, перед входом в каждый гидроциклон скважинную продукцию подогревают.

Особенность способа заключается в том, что выделение газа, воды и осадка из скважинной продукции осуществлют динамическим способом каскадом напорных гидроциклонов, установленных вблизи от добывающих скважин. При этом, очищенную до нормативных требований, воду закачивают через кустовую насосную станцию в нагнетательные скважины, а выделенный попутный нефтяной газ используют на газопоршневой электростанции, вырабатывающей электроэнергию для работы кустовой насосной станции, отсутствие загрязнения окружающей среды обеспечивают подачей осадка и остаточных газа и нефти в узел смешения для дальнейшей транспортировки с частично обезвоженной нефтью.

Внедрение предлагаемого изобретения предварительной подготовки нефти путем отделения более 50 % воды на небольшом расстоянии от скважин, а также полного использования попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии, совместно с реструктуризацией системы промысловых трубопроводов приведёт к снижению примерно на 30 % себестоимости добываемой нефти.

Краткое описание чертежа

Изобретение поясняется схемой, на которой представлен технологический процесс, где: 1 – трубопровод подачи скважинной продукции; 2 – гидроциклонный сепаратор первой ступени; 3 – трубопровод отвода попутного нефтяного газа из гидроциклона; 4 – газопоршневая электростанция; 5 – трубопровод отвода жидкой фазы из гидроциклона первой ступени; 6 – установка подогрева; 7, 11 – трубопроводы подачи реагента перед входом потока в гидроциклоны; 8 – коммуникации между газопоршневой электростанцией и установкой подогрева; 9 – блок дозирования реагента; 10 – гидроциклонный сепаратор второй ступени; 12, 21 – трубопроводы отвода частично обезвоженной нефти из гидроциклонов; 13 – гидроциклонный сепаратор третьей ступени; 14, 15 – трубопроводы отвода воды с осадком из гидроциклонов; 16 – гидроциклонный сепаратор четвертой ступени; 17 – трубопровод отвода воды из гидроциклона; 18 – гидроциклонный сепаратор пятой ступени; 19 – трубопровод отвода осадка из гидроциклона в узел смешения; 20 – трубопровод отвода остаточной нефти из гидроциклона в узел смешения; 22 – узел смешения; 23 – трубопровод транспортировки частично обезвоженной нефти на последующие объекты сбора и подготовки нефти; 24 – трубопровод отвода подготовленной воды из гидроциклона; 25 – кустовая насосная станция; 26 – трубопровод подачи воды для закачки в скважины; 27 – кабель подающий электроэнергию для привода насосов на кустовой насосной станции; 28 – регулятор для автоматического поддержания всех параметров потока постоянными; 29 – трубопроводы обратной связи, поддерживающие постоянными давление и производительность на входах гидроциклонов; 30 – установка очистки газа; 31 – трубопровод, подающий остаточный газ в узел смешения; 32 – трубопровод подачи очищенного газа в газопоршневую электростанцию; 33 – сигнальные кабели.

На схеме представлен вариант оборудования для осуществления технологического процесса предварительной подготовки нефти, котрый может изменяться в зависимости от характеристик добываемой продукции скважин.

При необходимости дополнительного снижения содержания воды в нефти после ГЦС-2 предусмотрено использование ГЦС-3.

При необходимости предусмотрен узел очистки газа, перед подачей на газопоршневую электростанцию, с отводом остаточного газа в узел смешения.

При необходимости предусмотрен блок дозирования реагента для подачи деэмульгатора в ГЦС-2 и ГЦС-3, на тех месторождениях, где скважинная продукция склонна к образованию обратных эмульсий.

При необходимости предусмотрена установка подогрева с коммуникациями от газопоршневой электростанции для повышения температуры жидкости на входах гидроциклонов.

Осуществление изобретения

Автоматическое разделение скважинной продукции производят каскадом напорных гидроциклонов динамическим способом. По трубопроводу 1 скважинная продукция поступает в гидроциклонный сепаратор первой ступени 2 (ГЦС-1) где, получив интенсивное вращение, разделяется на водонефтяную эмульсию и попутный нефтяной газ, который скапливается в приосевой области закрученного потока и движется вверх, а водонефтяная эмульсия движется спиралеобразно вниз. Газ поступает через верхнюю сливную трубу, затем его транспортируют по трубопроводу 3 в установку очистки газа 30. Жидкую фазу через нижний сливной патрубок направляют в трубопровод 5, предназначенный для отвода жидкой фазы из гидроциклона, при необходимости жидкость подогревают с помощью установки подогрева 6, смешивают с деэмульгатором, поступающим по трубопроводу 7, служащим для подачи реагента из блока дозирования реагента 9.

Гидроциклонный сепаратор второй ступени 10 (ГЦС-2) разделяет эмульсию на воду с осадком (механические примеси + асфальтосмолистые составляющие нефти) и частично обезвоженную нефть, в которую при необходимости добавляют деэмульгатор, поступающий по трубопроводу 11, перед подачей её через трубопровод 12 в гидроциклонный сепаратор третьей ступени 13 (ГЦС - 3) для повторной сепарациии на нефть в воде, уже с меньшим содержанием воды, и воду с остаточной нефтью. Вода с осадком и с остаточной нефтью со второй и третьей ступеней сепарации по трубопроводам 14 и 15 поступает на гидроциклонный сепаратор четвертой ступени 16 (ГЦС-4), где происходит отделение воды с остаточной нефтью от осадка.

Вода с остаточной нефтью из гидроциклонного сепаратора четвертой ступени 16 (ГЦС-4) поступает по трубопроводу 17 на гидроциклонный сепаратор пятой ступени 18 (ГЦС-5), где очищается от остаточной нефти. Остаточная нефть по трубопроводу 20 и осадок по трубопроводу 19 поступают в узел смешения 22 с основным потоком, выходящим по трубопроводу 21 отвода частично обезвоженной нефти из гидроциклона третьей ступени и с остаточным газом, выходящим из установки очистки газа 30 по трубопроводу 31, подающему остаточный газ в узел смешения. Очищенная вода по трубопроводу 24 из гидроциклона пятой ступени, через кустовую насосную станцию 25 поступает в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления по трубопроводу 26. После каскада гидроциклонов частично обезвоженная нефть транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или центральный пункт подготовки нефти (ЦППН) по трубопроводу 23.

Регулятор 28, автоматически поддерживает давление и производительность постоянными на всех гидроциклонах с помощью трубопроводов обратной связи 29 и дросселирующих задвижек (на схеме не указаны) передавая управляющие сигналы через сигнальные кабели 33. Газопоршневая электростанция 4 (ГПЭС), использует попутный нефтяной газ, поступающий с установки очистки газа 30 (УОГ) по трубопроводу 32, для производства электроэнергии необходимой для работы кустовой насосной станции 25 (КНС). Использование автоматической системы управления технологическим процессом, включающей регулятор, датчики давления и температуры, задвижки с электроприводом - позволяет поддерживать все параметры потока постоянными. Поток со сниженным содержанием воды после ГЦС поступает на УС, где к нему подмешиваются осадок и остаточные газ и нефть, что обеспечивает отсутствие загрязнения окружающей среды.

Поддержание необходимого напора в потоке скважинной продукции и дальнейшая транспортировка частично обезвоженной нефти без установки дополнительных насосов достигается за счёт использования давления сепарации, создаваемого каскадом напорных гидроциклонов, установленных вблизи от добывающих кустовых площадок и отдельно находящихся скважин. (Каталог FMC - https://disk.yandex.ru/i/m_xO_0lCpHRQ4g).

Таким образом, применение технологии динамического разделения продукции скважин позволяет транспортировать частично обезвоженную нефть без необходимости создания дополнительного напора. Раннее предварительное обезвоживание добытой водогазонефтяной эмульсии непосредственно вблизи от места её добычи сокращает протяженность эксплуатируемых водоводов, а также снижает энергопотребление на транспортировку жидкости.

Частичное обезвоживание добытой водогазонефтяной эмульсии непосредственно вблизи от места её добычи, при которой отделённая, на месте добычи, от нефти вода используется для закачивания в скважины с целью поддержания пластового давления, значительного сокращает объем продукции скважин, необходимой для её дальнейшей транспортировки. Это позволяет использовать трубопроводы с меньшим диаметром или трубы из других материалов устойчивых к коррозии и снижает риск возникновения порывов, количество которых увеличивается при высоком давлении и большом объёме потока, а также снижает риск загрязнения окружающей среды.

Предлагаемый способ позволяет, за счет применения газопоршневой электростанции, обеспечить полное использование попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии и подогрева жидкости перед гидроциклонными установками, а также для электроснабжения кустовой насосной станции, необходимой для закачивания подготовленной воды в скважины системы ППД. (ГЭПС https://npo-ges.ru/catalog/gazoporshnevya-elektrostanciya-ges-100).

Полное использование ПНГ исключает необходимость сжигания попутных нефтяных газов, практикуемых в настоящее время, что способствует ресурсосбережению и защите окружающей среды от загрязнений.

Изобретение относится к предварительной подготовки нефти на промыслах и может быть использовано при эксплуатации месторождений для отделения от скважинной продукции газа, воды и осадка. Технический результат заключается в предварительном отделении воды вблизи от добывающих скважин с поддержанием необходимого напора для дальнейшей транспортировки частично обезвоженной нефти, снижении грузооборота, сокращении протяженности эксплуатируемых водоводов, снижении энергопотребления на транспортировку жидкости, а также снижении риска загрязнения окружающей среды. Заявлен способ автоматической предварительной ступенчатой подготовки скважинной продукции непосредственно на месте её добычи каскадом напорных гидроциклонов, связанных системой трубопроводов. Способ заключается в подаче скважинной продукции в гидроциклон начальной ступени, где скважинную продукцию разделяют под действием центробежных сил на жидкую и газовую фазы, откуда газовую фазу направляют по трубопроводу в линию сбора газа, а жидкую фазу по трубопроводу направляют в гидроциклон следующей ступени, где происходит разделение жидкой фазы на воду с осадком и остаточной нефтью и частично обезвоженную нефть, откуда воду с осадком и остаточной нефтью направляют по трубопроводу в гидроциклон следующей ступени разделения, где разделяют на воду с остаточной нефтью и осадок, откуда воду с остаточной нефтью по трубопроводу направляют в гидроциклон последней ступени разделения, где воду очищают от остаточной нефти и подают через кустовую насосную станцию в нагнетательные скважины, а осадок и остаточные нефть и газ по трубопроводам поступают на узел смешения, куда поступает частично обезвоженная нефть с предыдущих ступеней разделения, откуда эту предварительно подготовленную нефть отправляют на центральный пункт подготовки нефти. При этом выделенный на начальной ступени разделения попутный газ используют для выработки электроэнергии на газопоршневой электростанции, энергия которой обеспечивает работу кустовой насосной станции, необходимой для закачивания воды в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ автоматической предварительной ступенчатой подготовки скважинной продукции непосредственно на месте её добычи каскадом напорных гидроциклонов, связанных системой трубопроводов, путём подачи скважинной продукции в гидроциклон начальной ступени, где скважинную продукцию разделяют под действием центробежных сил на жидкую и газовую фазы, откуда газовую фазу направляют по трубопроводу в линию сбора газа, а жидкую фазу по трубопроводу направляют в гидроциклон следующей ступени, где происходит разделение жидкой фазы на воду с осадком и остаточной нефтью и частично обезвоженную нефть, откуда воду с осадком и остаточной нефтью направляют по трубопроводу в гидроциклон следующей ступени разделения, где разделяют на воду с остаточной нефтью и осадок, откуда воду с остаточной нефтью по трубопроводу направляют в гидроциклон последней ступени разделения, где воду очищают от остаточной нефти и подают через кустовую насосную станцию в нагнетательные скважины, а осадок и остаточные нефть и газ по трубопроводам поступают на узел смешения, куда поступает частично обезвоженная нефть с предыдущих ступеней разделения, откуда эту предварительно подготовленную нефть отправляют на центральный пункт подготовки нефти, при этом выделенный на начальной ступени разделения попутный газ используют для выработки электроэнергии на газопоршневой электростанции, энергия которой обеспечивает работу кустовой насосной станции, необходимой для закачивания воды в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при необходимости после начальной ступени разделения перед подачей в следующие ступени разделения в жидкую фазу добавляют деэмульгатор.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при необходимости перед входом в каждый гидроциклон скважинную продукцию подогревают.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выделенный газ перед подачей в газопоршневую электростанцию очищают.