Способ сброса попутно-добываемых воды и газа по отдельности на кустах скважин нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям промысловой подготовки продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в отделении максимально возможного объема попутно-добываемой воды и газа по отдельности от нефтегазожидкостной смеси с высоким газовым фактором, с минимальным остаточным содержанием нефтепродуктов в попутно-добываемой воде. Способ сброса попутно-добываемых воды и газа по отдельности на кустах скважин нефтяного месторождения включает процесс отделения попутно-добываемых воды и газа от нефтегазожидкостной смеси, являющейся продукцией нефтяных скважин, в установке, имеющей в своем составе герметичную полость в виде вертикальной трубы с малым поперечным сечением относительно его длины, с расположенными внутри вертикальными трубопроводами: подачи нефтегазожидкостной смеси, отбора попутно-добываемой воды, отбора нефтегазожидкостной смеси, которые герметично входят в установку, с газопроводом для отбора попутно-добываемого газа, который соединяется с внутренней полостью установки. Процесс осуществляется посредством подачи нефтегазожидкостной смеси сверху-вниз по отдельному входному трубопроводу в среднюю часть установки, с последующим разворотом нефтегазожидкостной смеси в противоположном направлении по окончанию входного трубопровода посредством устройства, в результате чего нефтегазожидкостная смесь выходит из устройства, попадает во внутреннюю полость установки и устремляется вверх. Попутно-добываемый газ, находящийся в ней в свободном состоянии, отделяется от нефтегазожидкостной смеси и скапливается в верхней части установки, образуя при этом пространство, заполненное газом, с четкой границей раздела «газ-жидкость» - уровень жидкости. Ниже уровня жидкости скапливается слой нефти, а ниже слоя нефти располагается попутно-добываемая вода, отбор попутно-добываемой воды осуществляется снизу-вверх с нижней части установки, которая заполнена попутно-добываемой водой, по отдельному водоводу, окончание которого оборудовано устройством. Отбор остатков нефтегазожидкостной смеси из установки осуществляется со средней ее части снизу вверх по отдельному выходному трубопроводу, выход которого из установки выполнен в верхней ее части, отбор попутно-добываемого газа осуществляется из внутренней полости установки в верхней ее части, заполненной свободным газом, через верхнюю часть установки по отдельному газопроводу. 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Предлагаемое к рассмотрению изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям промысловой подготовки продукции нефтяных скважин.

Сегодня значительная часть нефтяных месторождений находится на завершающей стадии разработки, которая характеризуется высоким процентом обводненности продукции скважин, большим объемом добываемой жидкости.

Процесс добычи, подготовки продукции скважин на нефтяном месторождении выглядит следующим образом. После подъема на поверхность, продукция скважин - нефтегазожидкостная смесь, по системе сбора месторождения транспортируется на центральные пункты сбора (ЦПС), где производиться ее разделение на нефть, воду и газ, с последующей их подготовкой до требуемого качества. Далее попутно-добываемая вода транспортируется обратно на месторождение, на кустовые насосные станции (КНС), где производится ее закачка в систему поддержания пластового давления (ППД), нагнетательные скважины - т.е. попутно-добываемая вода после подъема на поверхность земли транспортируется «по кругу»: сначала от нефтяных скважин до ЦПС, затем от ЦПС до КНС. Транспортировка нефтегазожидкостной смеси до ЦПС производиться за счет энергии скважин - энергия нефтяного пласта или энергия насосного оборудования для добычи, спущенного в эти скважины. Транспортировка попутно-добываемой от ЦПС до КНС и от КНС до нагнетательных скважин осуществляется соответствующим насосным оборудованием. Кроме того, при высоком содержании газа в продукции скважин увеличиваются потери давления при транспортировке нефтегазожидкостной смеси, то есть в начале системы сбора требуется создание повышенных давлений для обеспечения стабильной транспортировки продукции скважин до пунктов сбора ЦПС. Для осуществления вышеуказанного процесса затрачиваются значительные эксплуатационные расходы на транспортировку жидкости и газа от месторождения на ЦПС и обратно. Для решения данной проблемы на нефтяных месторождениях необходимо организовать сброс попутно -добываемой воды и газа непосредственно на кустах нефтяных скважин.

В настоящий момент для организации сброса попутно-добываемой воды и газа на кустах скважин применяются следующие способы:

1. На основе трубного водоотделителя (ТВО), который представляет собой установленную на стойках под углом к поверхности земли трубу большого диаметра (как правило более 1 метра) и значительной в сравнении с ее диаметром длины, заглушенной с обоих сторон, вход нефтегазожидкостной смеси и ее отбор осуществляется в верхней части установки, сброс попутно-добываемой воды в нижней части установки (Голубев М.В., Миннигалимов Р.З., Усова Л.Н., Сафонов В.Е. Основы проектирования установок предварительного сброса воды при добыче обводненных нефтей, журнал Нефтегазовое дело, 2007, http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Golubev/Golubev_3.pdf: Борис А.А., Лягов А. В., Определение режима течения потока газожидкостной смеси в трубопроводах на установках путевого сброса воды Арланской группы месторождений «АНК «Башнефть», ФГБОУ ВПО «УГНТУ», г. Уфа, журнал «Нефтегазовое дело», №2, 2012, http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Boris/Boris_1.pdf)

Недостатки: способ не работает с при высоком газовом факторе, ограничение по обводненности входящей жидкости, ограничение по максимальному рабочему давлению.

2. На основе площадной установки предварительного сброса (УПС), включающий в своем составе емкостного оборудования (сепараторы, отстойники), устройства предварительного отбора газа (УПОГ) - как правило, подготовка и отделение попутно-добываемой воды происходит ступенчато от одного аппарата к другому (Ишмурзин А.А., Храмов Р.А. Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды. - Уфа: ФГБОУ ВПО «УГНТУ», 2003, http://www.studmed.ru/ishmurzin-aa-hramov-ra-processy-i-oborudovanie-sistemy-sbrosa-i-podgotovki-nefti-gaza-i-vody_88aefe7abbc.html; И.И. Дунюшкин, Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений, Учебное пособие. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и Газа им. И М. Губкина, 2006, https://www.twirpx.com/file/1582152/).

Недостатки: ограничение по максимальному рабочему давлению, высокая металлоемкость установки, необходимость обеспечения принудительного обогрева емкостей установки, установка занимает большую площадь - требуется значительное расширение кустовой площадки.

3. На основе скважинной установки предварительного сброса воды (скважинный УПСВ) в качестве которой применяется скважина стандартного размера (применяют скважину бывшую в эксплуатации), заглушенная в нижней части и не имеющая соединения с какими-либо пластами, оборудованная устьевой арматурой, колонной насосно - компрессорных труб (НКТ), где поступление и отбор нефтегазожидкостной смеси осуществляется на устье скважины, а сброс попутно-добываемой воды осуществляется через колонну НКТ с нижней части скважины (Ф.Ф. Хасанов, Г.Ш. Исланова, Ю.В. Зейгман, Скважинные установки предварительного сброса попутно - добываемых вод, ФГБОУ ВПО «УГНТУ», том 4 №1 2006, журнал Нефтегазовое Дело, http://ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2006/1/9l-94.pdf; Шаякберов В.Ф., Исмагилов P.P., Латыпов И.А. Новые технологии модернизации обустройства старых нефтяных месторождений, Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» №1, 2010, https://www.rosneft.ru/upload/sitel/document_publication/177157/v01_2010.pdf).

Недостатки: недостаточный диаметр эксплуатационной колонны скважины для качественного динамического отстоя жидкости, невозможность помещения в скважину более одного трубопровода достаточного для производительности диаметру по каждому направлению движения жидкости, ограничения по объему входящей жидкости (производительности).

Известно изобретение №2296609 «Сепарационная установка»

Сепарационная установка, включающая трубный расширитель, успокоительный трубопровод, установку предварительного отбора газа, наклонную колонну, разделенную горизонтальным трубопроводом ввода газожидкостной смеси на нефтеотстойную и водоотстойную секции, отличающаяся тем, что трубопровод ввода газожидкостной смеси удлинен патрубком с щелевыми прорезями по верхней и нижней образующей, направленным вверх или вниз вдоль оси наклонной колонны, в нефтеотстойной секции наклонной колонны размещена перфорированная решетка и коалесцирующая насадка, а после трубного расширителя в успокоительном трубопроводе установлена массообменная насадка.

Недостатки:

- необходимо постоянное круглосуточное нахождение персонала на установке,

- необходима теплоизоляция емкостного оборудования при работе в зимний период,

- большая металлоемкость,

- установка занимает большую площадь, необходимо расширять площадь куста скважин,

- сложно осуществлять регулирование процесса,

- не работает при высоком газовом факторе,

- значительное снижение температуры нефтегазожидкостной смеси при прохождении через установку.

Известно изобретение №2460568 «Установка отделения и очистки попутно-добываемой с нефтью воды (варианты)»

Формула изобретения.

1. Установка отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды, включающая скважины с трубопроводом, отстойник, разделенный перегородкой, сообщенный с системой поддержания пластового давления (ППД) через трубопровод очищенной воды, и насос откачки воды, нефтесборный коллектор, контрольный датчик, соединенный функционально с регулирующим клапаном, отличающаяся тем, что перегородка в отстойнике выполнена «глухой», разделяющей его на секцию отделения воды от нефти, сообщенную с трубопроводом, и секцию отстаивания воды, сообщенную с системой ППД, при этом нефтесборный коллектор сообщен с обеими секциями с возможностью отбора нефти из их верхних точек, секция отделения воды от нефти и секция отстаивания воды сообщены трубопроводом загрязненной воды через регулирующий клапан и коалесцирующий фильтр для укрупнения капель нефти, а контрольный датчик выполнен в виде межфазного уровнемера, расположенного в секции отделения воды от нефти.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что перед отстойником на трубопроводе установлен коалесцер для разрушения эмульсии.

3. Установка по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что скважины оборудованы блоками подачи реагентов.

4. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что после отстойника на трубопроводе очищенной воды установлен прибор автоматического контроля качества воды.

5. Установка по п. 4, отличающаяся тем, что регулирующий клапан функционально связан с прибором автоматического контроля качества воды.

6. Установка по п. 4, отличающаяся тем, что насос откачки оборудован частотным регулятором электродвигателя, функционально связанным с прибором автоматического контроля качества воды.

7. Установка отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды, включающая скважины с трубопроводом, отстойник, разделенный перегородкой, сообщенный с системой ППД через трубопровод очищенной воды и насос откачки воды, нефтесборный и газосборный коллекторы, контрольный датчик, соединенный функционально с регулирующим клапаном, отличающаяся тем, что перегородка в отстойнике выполнена «глухой», разделяющей его на секцию отделения воды от нефти, сообщенную с трубопроводом, и секцию отстаивания воды, сообщенную с системой ППД, при этом нефтесборный коллектор сообщен с обеими секциями с возможностью отбора нефти из их верхних точек, секция отделения воды от нефти и секция отстаивания воды сообщены трубопроводом загрязненной воды через регулирующий клапан и коалесцирующий фильтр для укрупнения капель нефти, а контрольный датчик выполнен в виде межфазного уровнемера, расположенного в секции отделения воды от нефти, при этом на трубопроводе установлено устройство для предварительного отбора попутного нефтяного газа, оснащенное газосборным коллектором, который соединен с нефтесборным коллектором.

8. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что перед отстойником на трубопроводе установлен коалесцер для разрушения эмульсии.

9. Установка по п. 7 или 8, отличающаяся тем, что скважины оборудованы блоками подачи реагентов.

10. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что после отстойника на трубопроводе очищенной воды установлен прибор автоматического контроля качества воды.

11. Установка по п. 10, отличающаяся тем, что регулирующий клапан функционально связан с прибором автоматического контроля качества воды.

12. Установка по п. 10, отличающаяся тем, что насос откачки оборудован частотным регулятором электродвигателя, функционально связанным с прибором автоматического контроля качества воды.

Недостатки:

- постоянное круглосуточное нахождение персонала на установке,

- конструктивная сложность, использование большого количества аппаратов, сепараторов и высоконапорных насосов,

- необходима теплоизоляция при работе в зимний период,

- высокая металлоемкость установки,

- установка занимает большую площадь, необходимо расширять площадь куста скважин.

Известно изобретение №2336114 «Трубная сепарационная установка».

Формула изобретения.

1. Трубная сепарационная установка, содержащая колонну с трубопроводами подвода водонефтегазовой смеси и отвода нефти, воды и нефтяного газа, при этом колонна выполнена составной из соединенных между собой вершинами секций, каждая из которых содержит прямолинейный участок трубы и наклонена к горизонтальной поверхности, трубопровод отвода воды соединен с секциями патрубками отвода воды, секции соединены между собой напрямую или посредством рабочей камеры, нижний конец каждой секции заглушен, при этом диаметры секций выполнены равными или неравными, углы наклона секций выполнены равными или неравными, оси секций расположены в одной или в разных плоскостях, перпендикулярных горизонтальной поверхности, а каждая секция выполнена из одной прямолинейной трубы или из нескольких прямолинейных труб, имеющих разные углы наклона к горизонтальной поверхности, отличающаяся тем, что трубопровод подвода водонефтегазовой смеси соединен с первой секцией, трубопровод отвода нефти с устройством для откачки нефти, например многофазным насосом, соединен со второй секцией, трубопровод отвода нефтяного газа подсоединен к верхней части первой секции, между первой и второй секциями выполнена перегородка, первая и вторая секции соединены между собой соединительным патрубком.

2. Трубная сепарационная установка по п. 1, отличающаяся тем, что трубопровод отвода нефтяного газа оснащен регулирующим устройством, например, клапаном.

3. Трубная сепарационная установка по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что в перегородке выполнено соединительное устройство, например, задвижка.

Недостатки:

- установка не работает при высоком газовом факторе,

- установка занимает большую площадь, необходимо расширять площадь куста скважин.

- сложность регулирования процесса отделения,

- при отсутствии принудительной откачки ограничения по объему сбрасываемой воды.

- снижение качества отделяемой воды при невысокой обводненности продукции скважин,

- установка не предназначена для сброса свободного попутно-добываемого газа.

Известно изобретение №2473373 «Концевой делитель фаз».

Формула изобретения.

Концевой делитель фаз, включающий отсек ввода, отстойный отсек, отсек отвода нефти и отсек отвода воды; между отсеком ввода и отстойным отсеком размещен перегораживающий проем, выполненный по всему сечению аппарата из уголков, образующих зигзаги на пути потока газожидкостной смеси без сквозного просвета; отстойный отсек снабжен поперечными перегородками, выполненными от днища; в днище выполнены патрубки отвода механических примесей; между отстойным отсеком и отсеком отвода нефти размещена перегородка, установленная на высоте от днища и кровли; между отсеком отвода нефти и отсеком отвода воды размещена перегородка, установленная на высоте от днища, в кровле равномерно по всей длине выполнены люки для сбора выделяющегося газа; люки соединены с трубопроводом газосбора, аппарат оснащен датчиком уровня раздела фаз «газ-жидкость», датчиком уровня раздела фаз «нефть-вода», клапаном-регулятором уровня раздела фаз «нефть-вода», клапаном-регулятором уровня раздела фаз «газ-жидкость», патрубком для отвода уловленной нефти, патрубком выхода сточной воды.

Недостатки:

- высокая металлоемкость установки,

- сложность конструкции,

- необходимость утепления установки в зимний период,

- значительное снижение температуры нефтегазожидкостной смеси при прохождении через установку.

Известно изобретение №2567309 «Сепаратор - депульсатор». Формула изобретения.

1. Сепаратор-депульсатор, содержащий основной вертикальный вихревой циклон с тангенциальным подводом газожидкостной смеси, шнековым завихрителем, центральным трубопроводом для отвода газа и с расположенной под циклоном емкостью для сбора жидкости, нижняя часть которой сообщается с трубопроводом для отвода жидкости, отличающийся тем, что сепаратор-депульсатор содержит дополнительный вертикальный вихревой циклон, корпус которого размещен с зазором внутри центрального трубопровода для отвода газа основного циклона, в верхней части которого выполнены отверстия, сообщающиеся с входной камерой дополнительного вихревого циклона, а под ней установлены завихритель и центральный трубопровод для выхода газа, причем емкость для сбора жидкости дополнительного циклона размещена в емкости для сбора жидкости основного циклона и сообщается с ней.

2. Сепаратор-депульсатор по п. 1, отличающийся тем, что входная часть трубопроводов для отвода газа содержит два конуса, между которыми выполнены радиальные отверстия.

3. Сепаратор-депульсатор по п. 1, отличающийся тем, что соединение входной камеры дополнительного циклона с верхней частью центрального трубопровода отвода газа основного циклона выполнено в виде тангенциальных отверстий.

4. Сепаратор-депульсатор по п. 1, отличающийся тем, что вход трубопровода для отвода газа из дополнительного циклона расположен по уровню выше входа отвода газа основного циклона на величину, зависящую от перепада давлений в емкостях для сбора жидкости основного и дополнительного циклонов.

Недостатки:

- неустойчивость работы, так как требуется поддерживать скорость нефтегазожидкостной смеси на входе в установку,

- высокая металлоемкость и сложность установки при большой производительности,

- необходимость утепления установки в зимний период,

- снижение температуры нефтегазожидкостной смеси при прохождении через установку.

Известна полезная модель №138431 «Установка для предварительного сброса пластовой воды».

Формула изобретения.

1. Установка для предварительного сброса пластовой воды, включающая устройство предварительного разделения продукции скважины на фазы с линиями их отвода, установленное в непосредственной близости от добывающей и поглощающей скважин, отличающаяся тем, что устройство предварительного разделения продукции скважины установлено в непосредственной близости от групповой замерной установки (АГЗУ), в качестве устройства предварительного разделения продукции скважины выбрано устройство высокого давления, выполненное с возможностью отделения пластовой воды от нефтегазовой фазы; устройство высокого давления снабжено трубопроводом для ввода продукции скважины от АГЗУ или непосредственно от поглощающей скважины, трубопроводом для отвода воды из устройства высокого давления непосредственно в поглощающую скважину, трубопроводом для отвода нефтегазовой фазы в коллектор АГЗУ для дальнейшей транспортировки продукции, клапаном для регулирования объема сбрасываемой воды, соединенным с устройством высокого давления с помощью трубопровода для отвода воды в поглощающую скважину, сигнализатором уровня раздела сред, электроконтактным манометром для передачи сигнала на исполнительный механизм клапана.

2. Установка для предварительного сброса пластовой воды по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве устройства высокого давления использован вертикальный или горизонтальный газосепаратор.

3. Установка для предварительного сброса пластовой воды по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве устройства высокого давления использован масляный пылеуловитель.

Недостатки:

- неустойчивость работы, так как требуется поддерживать скорость нефтегазожидкостной смеси на входе в установку,

- конструктивная сложность, использование большого количества аппаратов, сепараторов и высоконапорных насосов,

- недостаточная производительность,

- необходимость утепления установки в зимний период,

- снижение температуры нефтегазожидкостной смеси при прохождении через установку.

Известно изобретение №2563505 «Сепарационная установка».

Сепарационная установка содержит колонну с трубопроводами подвода газожидкостной смеси и отвода нефти, воды и газа, при этом колонна выполнена составной из соединенных между собой двух и более секций, каждая из которых содержит прямолинейный участок трубы, трубопроводы подвода газожидкостной смеси и отвода нефти и воды соединены с секциями патрубками подвода газожидкостной смеси и отвода нефти и воды, а выводы патрубков отвода нефти и воды соединены, соответственно, с нефтеотстойными и водоотстойными участками секций. Нижний конец каждой секции заглушен. При этом диаметры секций выполнены равными или неравными, углы наклона секций выполнены равными или неравными. Секции выполнены в виде шурфов. Оси секций расположены перпендикулярно или наклонно к горизонтальной поверхности, длины секций равные или неравные, гидравлические сопротивления патрубков подвода газожидкостной смеси равные или неравные. Патрубки отвода воды расположены внутри секций. Патрубки отвода нефти подсоединены к боковым стенкам секций. Патрубки отвода воды выполнены с возможностью изменения длины. Расстояние между осями секций равное или неравное, оси секций расположены в одной или разных вертикальных плоскостях. Стенки секций контактируют или не контактируют между собой, верхний конец каждой секции заглушен.

Недостатки:

- постоянное круглосуточное нахождение персонала на установке,

- конструктивная сложность, использование большого количества аппаратов, сепараторов, шурфов,

- высокая металлоемкость установки,

- необходимость утепления установки в зимний период,

- снижение температуры нефтегазожидкостной смеси при прохождении через установку.

Известна полезная модель №91883 «Скважинная установка сброса воды».

Формула полезной модели.

1. Скважинная установка сброса воды, содержащая скважину, заглушенную пакетом, в скважине расположены трубная вставка и патрубок, нижний конец патрубка расположен на уровне или глубже нижнего конца трубной вставки, трубопровод подвода продукции скважин подсоединен к устью скважины или трубной вставке, трубопровод отвода воды из патрубка, трубопровод отвода нефти, подсоединенный к скважине или трубной вставке, отличающаяся тем, что если трубопровод подвода продукции скважин подсоединен к трубной вставке, то трубопровод отвода газа подсоединен к верхней точке трубной вставки; если трубопровод подвода продукции скважин подсоединен к скважине, то трубопровод отвода газа подсоединен к верхней точке скважины, установка содержит дополнительно узел предварительного отбора газа, установленный на трубопроводе подвода продукции скважин, причем узел предварительного отбора газа соединен газовым патрубком с трубопроводом отвода газа.

2. Скважинная установка сброса воды по п. 1, отличающаяся тем, что узел предварительного отбора газа выполнен в виде прямого отрезка трубы с горизонтальной осью, диаметр отрезка не меньше диаметра трубопровода подвода продукции скважин, торцы прямого отрезка трубы соединены с трубопроводом подвода продукции скважин, газовый патрубок подсоединен к верхней поверхности прямого отрезка трубы.

3. Скважинная установка сброса воды по п. 1, отличающаяся тем, что выход патрубка расположен внутри вертикальной колонны, заглушенной с торцов, трубопровод отвода воды подсоединен к боковой поверхности колонны ниже выходного отверстия патрубка.

4. Скважинная установка сброса воды по п. З, отличающаяся тем, что к верхней точке колонны подсоединена свеча рассеивания.

5. Скважинная установка сброса воды по п. З, отличающаяся тем, что выход патрубка расположен внутри цилиндрического экрана, открытого с торцов, причем входное отверстие в трубопровод отвода воды расположено выше нижнего конца.

Недостатки:

- невозможность помещения в скважину более одного трубопровода диаметром достаточного по производительности по каждому направлению движения жидкости,

- недостаточный внутренний объем эксплуатационной колонны скважины для качественного динамического отстоя жидкости, - недостаточная производительность установки,

- сложность регулирования работы установки при высоком газовом факторе.

Известно изобретение №2516171 «Скважинная сепарационная установка».

Скважинная сепарационная установка содержит установленную в скважине сепарационную камеру с трубопроводом подвода водонефтяной смеси, трубопроводы отвода воды и нефти с входными отверстиями. Сепарационная камера выполнена в виде внутренней полости герметичной скважины. При этом трубопровод подвода водонефтяной смеси спущен в сепарационную камеру на глубину, определяемую расстояниями от его нижнего конца до входных отверстий трубопроводов отвода воды и нефти, позволяющих отводить из сепарационной камеры в постоянном режиме воду и нефть в объемах, которые соответствуют обводненности водонефтяной смеси с учетом скорости всплытия нефти в воде.

Недостатки:

- недостаточный внутренний объем эксплуатационной колонны скважины для качественного динамического отстоя жидкости,

- невозможность помещения в скважину более одного трубопровода диаметром достаточного по производительности по каждому направлению движения жидкости,

- недостаточная производительность установки,

- сложность регулирования работы установки при высоком газовом факторе,

- установка не предназначена для сброса свободного попутно -добываемого газа.

Известно изобретение №2548459 «Способ кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды».

Способ включает замер приемистости нагнетательной скважины, подачу продукции одной или более добывающих скважин в скважину для предварительного сброса воды, замер плотностей количества сырой нефти и газа, а также обводненности сырой нефти, плотностей нефти и воды, поступающих в скважину для предварительного сброса воды, деление в ней продукции на частично обезвоженную нефть, газ и воду, направление частично обезвоженной нефти и газа в сборный коллектор, подачу сброшенной воды в нагнетательную скважину. Определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта, в который производится закачка из нагнетательной скважины, при совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, например, электроцентробежным насосом-«перевертышем». Это устройство выполняется с возможностью изменения подачи, например, частотно-регулируемым приводом для электроцентробежного насоса-«перевертыша». Его устанавливают на минимальную подачу, определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта. При неудовлетворительном качестве сброшенной воды она направляется в сборный коллектор, при удовлетворительном ее направляют в нагнетательную скважину, замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды, затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды. Это увеличение производится до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта.

Недостатки:

- недостаточный внутренний объем эксплуатационной колонны скважины для качественного динамического отстоя жидкости,

- 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.

Известно изобретение №2588234 «Способ кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды». Формула изобретения.

1. Способ кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды, включающий замер приемистости нагнетательной скважины, подачу продукции одной или более добывающих скважин в скважину или шурф для предварительного сброса воды, замер количества сырой нефти и газа, а также обводненности сырой нефти, плотностей нефти и воды, поступающих в скважину или шурф для предварительного сброса воды, деление в ней скважинной продукции на частично обезвоженную нефть, газ и воду, направление частично обезвоженной нефти и газа в сборный коллектор, подачу сброшенной воды в нагнетательную скважину, определение совместимости сброшенной воды с водой пласта, в который производят закачку из нагнетательной скважины, при совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, выполненным с возможностью изменения подачи и установленным на минимальную подачу, определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта, при неудовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в сборный коллектор, при удовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в нагнетательную скважину, замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды, затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды, причем это увеличение производят до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта, отличающийся тем, что когда из скважины или шурфа для предварительного сброса воды частично обезвоженная сырая нефть с газом поступает в сборный коллектор, то на входе в скважину или шурф для предварительного сброса воды повышают давление поступающей в него скважинной продукции по меньшей мере на величину потерь давления при сепарации, и/или повышают количество сбрасываемой воды на скважине или шурфе для предварительного сброса воды, и/или пропускают через скважину или шурф для предварительного сброса воды всю скважинную продукцию, проходящую по сборному коллектору, причем повышение давления обеспечивают таким образом, что всю частично обезвоженную нефть с газом направляют в сборный коллектор, при этом исключают возможность попадания нефти в трубопровод отвода воды.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что максимальную производительность по сбросу воды скважины или шурфа для предварительного сброса воды определяют путем слива сброшенной воды в пустой или частично заполненный резервуар, например, сухую нагнетательную скважину при одновременном отборе проб.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что деэмульгатор подают в выходящую из скважины или шурфа для предварительного сброса воды частично обезвоженную нефть с газом.

Недостатки:

- недостаточный внутренний объем эксплуатационной колонны скважины для качественного динамического отстоя жидкости,

- 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.

Технической задачей заявляемого изобретения является создание на кусте скважин такого способа сброса попутно-добываемой воды и газа по отдельности, а именно отделение попутно-добываемой воды и газа от нефтегазожидкостной смеси, которое будет основано на известном физическом явлении без приложения любых видов дополнительной энергии извне непосредственно для осуществления процесса отделения.

По изобретению должен быть получен положительный результат, заключающийся в отделении максимально возможного объема попутно -добываемой воды и газа по отдельности от нефтегазожидкостной смеси с высоким газовым фактором, с минимальным остаточным содержанием нефтепродуктов в попутно-добываемой воде.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ сброса попутно-добываемой воды осуществляется путем отделения попутно-добываемой воды в установке, располагаемой на кусту нефтяных скважин и содержащей: герметичную внутреннюю полость в виде корпуса из вертикальной трубы заглушенной снизу, сверху устьевую арматуру, запорную арматуру, регулятор давления, входные и выходные трубопроводы, которые герметично проходят сверху через устьевую арматуру внутрь установки и располагаются вертикально: входной трубопровод, выходной трубопровод, водовод, газопровод. При этом для осуществления обслуживания и управления установкой, ее корпус может погружаться в землю практически на всю ее глубину.

Реализация способа представлена на фигуре 1, где: 1 - корпус установки, 2 - входной трубопровод, 3 - выходной трубопровод, 4 - водовод, 5 - газопровод, 6 - устьевая арматура, 7 - запорная арматура, 8 - устройство изменения направления потока, 9 - устройство для отбора попутно-добываемой воды, 10 - регулятор давления, 11 - уровень жидкости, 12 - газ в свободном состоянии, 13 - попутно-добываемая вода, 14 - нефть, 15 - направление выхода попутно-добываемой воды из установки, 16 - направление выхода нефтегазожидкостной смеси из установки, 17 - направление выхода газа из установки, 18 - направление входа нефтегазожидкостной смеси в установку, 19 - направление выхода нефтегазожидкостной смеси из устройства изменения направления потока, 20 - направление входа попутно-добываемой воды в устройство для отбора попутно-добываемой воды, 21 - направление входа (вход) нефтегазожидкостной смеси в выходной трубопровод, 22 - уровнемер.

На фигуре 2 показан поперечный разрез установки А-А, на котором изображены входной трубопровод 2 в комплекте с устройством изменения направления потока 8, выходной трубопровод 3, водовод 4 в комплекте с устройством для отбора попутно-добываемой воды 9, при этом показано их местоположение относительно корпуса установки 1.

Реализация способа осуществляется следующим образом.

Подача нефтегазожидкостной смеси на установку осуществляется по направлению 14 по входному трубопроводу 2 в среднюю часть установки, где через устройство изменения направления потока 8, по направлению 19 разворачивается на обратное и устремляется вверх по межтрубному пространству к формируемому объемом газа уровню жидкости 11. После выхода из устройства 8 в установке нефтегазожидкостная смесь делиться на две фазы: жидкость и свободный газ 12, газ 12 скапливается в верхней части установки, образуя при этом пространство, заполненное газом с четкой границей раздела «газ - жидкость» - уровень жидкости, при этом нефть 14, имея меньшую плотность, скапливается под уровнем жидкости 11, а попутно-добываемая вода 13 заполняет нижнюю часть установки. Устройство 8 выполненное в виде заглушенной снизу трубы большего диаметра чем трубопровод 2, крепится к трубопроводу 2, имеет с ним одну общую ось, при этом образуя зазор между торцевой частью окончания трубопровода 2 и внутренней поверхностью устройства 8 для прохода нефтегазожидкостной смеси. Длина устройства 8 подбирается таким образом, чтобы обеспечить стабильное изменение направление потока нефтегазожидкостной смеси. Газ 12, скапливается в верхней части установки и сбрасывается через регулятор давления газа 10 по газопроводу 3 за пределы установки - направление 17. Изменение уровня жидкости 11 в установке осуществляется посредством регулирования давления газа с помощью регулятора давления 10, который осуществляет сброс газа при достижении заданного давления газа в установке. При этом имеется возможность изменять давление газа вручную или дистанционно. Уровень жидкости в установке контролируется посредством уровнемера 22, который установлен в верхней части установки в плоскости перпендикулярной вертикальной ее оси и соединен с внутренним пространством установки. При этом уровнемер 22 герметично крепится к устьевой арматуре 6. С нижней части установки через устройство для отбора попутно-добываемой воды 9, через водовод 4 попутно-добываемая вода 13 подается наверх (направление 15), за пределы установки в систему поддержания пластового давления. Устройство для отбора попутно -добываемой воды 9 предназначено для предотвращения попадания в водовод 4 механических примесей со дна установки. Устройство выполнено в виде заглушенной снизу трубы большего диаметра чем водовод 4, имеет с ним одну ось и крепится к окончанию водовода 4 на некотором расстоянии от дна установки, при этом образуя зазор между окончанием водовода и внутренней поверхностью устройства 9. В процессе отбора попутно-добываемая вода движется в направлении 20 и попадает сначала в межтрубное пространство устройства 9 - пространство между внутренним диаметром устройства 9 и наружным диаметром водовода 4, затем в зазор между окончанием водовода 4 и заглушкой устройства 9 и далее вовнутрь водовода 4. При этом длина устройства 9 и расстояние устройства от дна установки подбираются таким образом, чтобы механические примеси со дна установки не увлекались потоком попутно-добываемой воды при ее отборе. Далее со средней части установки через вход 21 по выходному трубопроводу 3 остаток нефтегазожидкостной смеси поднимается вверх и отправляется из установки по направлению 16 в систему сбора. Выход и вход на установке всех трубопроводов для подачи и отбора нефтегазожидкостной смеси, отбора попутно-добываемой воды, отбора попутно-добываемого газа расположены в верхней части установки в плоскости перпендикулярной вертикальной оси установки.

Подъем нефтегазожидкостной смеси и попутно-добываемой воды по соответствующим трубопроводам происходит за счет энергии которая складывается из: энергии давления нефтегазожидкостной смеси на входе в установку, энергии веса нефтегазожидкостной смеси во входном трубопроводе 2, энергии давления газа в верхней части установки, которая изменяется посредством регулятора давления 10, путем изменения количества отобранного газа из установки, энергии веса жидкости во внутренней полости установки над местами отбора попутно-добываемой воды, нефтегазожидкостной смеси.

За счет значительной длины установки и благодаря тому, что установка располагается в вертикальном положении осуществляется: отделение свободного газа от жидкости, в верхнюю часть установки с последующим его регулируемым выведением, отбор попутно-добываемой воды с нижней части установки и отбор оставшейся нефтегазожидкостной смеси со средней части установки. Для управления установкой, а также для ее выключения от системы сбора установка оборудуется запорной арматурой 7. Устьевая арматура 6 служит для герметизации установки сверху и обеспечение герметичного входа входных и выходных трубопроводов путем их подвешивания к ней.

Минимальное остаточное содержание нефтепродуктов в отобранной по водоводу попутно-добываемой воде достигается путем обеспечения значительного расстояния по вертикали от выхода нефтегазожидкостной смеси из входного трубопровода до входа попутно-добываемой воды в водовод, а также за счет изменения потока нефтегазожидкостной смеси по окончании входного трубопровода на противоположное.

Размеры входящих и выходящих трубопроводов, основного тела установки определяются в зависимости от:

- объемов и долевого состава поступающей жидкости,

- необходимого времени динамического отстоя жидкости для получения требуемого качества попутно-добываемой воды,

- газового фактора продукции скважин - количество свободного газа на входе в установку.

При этом для повышения управляемости установкой при значительном изменении объемов и долевого состава поступающей жидкости на установку количество трубопроводов в установке по каждому направлению движения жидкости, газа: входной трубопровод, выходной трубопровод, водовод, газопровод по отдельности может быть более одного.

В представленном на рассмотрение изобретении, на наш взгляд, имеются следующие элементы новизны и существенного отличия от ранее известных способов сброса попутно-добываемой воды:

1. Установка работает при высоком газовом факторе.

2. Управление процессом сброса попутно-добываемой воды осуществляется посредством изменения уровня жидкости в установке с помощью регулятора давления газа и контролируется уровнемером.

3. Установка занимает минимальную площадь на поверхности земли, что позволяет разместить ее практически на любом кусту скважин.

4. Для обеспечения эффективного отделения свободного газа от жидкости, а также предотвращения попадания нефтепродуктов в место отбора попутно-добываемой воды в установке осуществляется изменение направления потока входящей нефтегазожидкостной смеси на 180 градусов в конце входного трубопровода, а также расположение на значительном расстоянии места входа попутно-добываемой воды в водовод от места выхода нефтегазожидкостной смеси из входного трубопровода.

5. Для предотвращения попадания механических примесей при отборе попутно-добываемой воды используется устройство, позволяющее отбирать воду сверху вниз.

6. В случае погружения установки в землю не требуется обеспечения дополнительного обогрева корпуса установки, так как для обогрева используется тепло земли.

7. Тело установки имеет достаточный диаметр, что позволяет увеличить количество трубопроводов по направлениям движения жидкости, газа - сделать количество трубопроводов по каждому направлению движения жидкости, газа по отдельности более одного.

8. Для осуществления ремонтных работ достаточно разобрать устьевую арматуру и извлечь трубопроводы из установки.

9. Для реализации процесса отделения воды и газа в установке не расходуется электроэнергия.

1. Способ сброса попутно-добываемых воды и газа по отдельности на кустах скважин нефтяного месторождения, включающий процесс отделения попутно-добываемых воды и газа от нефтегазожидкостной смеси, являющейся продукцией нефтяных скважин, в установке, имеющей в своем составе герметичную полость в виде вертикальной трубы с малым поперечным сечением относительно его длины, с расположенными внутри вертикальными трубопроводами: подачи нефтегазожидкостной смеси, отбора попутно-добываемой воды, отбора нефтегазожидкостной смеси, которые герметично входят в установку, с газопроводом для отбора попутно-добываемого газа, который соединяется с внутренней полостью установки, отличающийся тем, что процесс осуществляется посредством подачи нефтегазожидкостной смеси сверху-вниз по отдельному входному трубопроводу в среднюю часть установки, с последующим разворотом нефтегазожидкостной смеси в противоположном направлении по окончанию входного трубопровода посредством устройства, в результате чего нефтегазожидкостная смесь выходит из устройства, попадает во внутреннюю полость установки и устремляется вверх, при этом попутно-добываемый газ, находящийся в ней в свободном состоянии, отделяется от нефтегазожидкостной смеси и скапливается в верхней части установки, образуя при этом пространство, заполненное газом, с четкой границей раздела «газ-жидкость» - уровень жидкости, при этом ниже уровня жидкости скапливается слой нефти, а ниже слоя нефти располагается попутно-добываемая вода, отбор попутно-добываемой воды осуществляется снизу-вверх с нижней части установки, которая заполнена попутно-добываемой водой, по отдельному водоводу, окончание которого оборудовано устройством, отбор остатков нефтегазожидкостной смеси из установки осуществляется со средней ее части снизу вверх по отдельному выходному трубопроводу, выход которого из установки выполнен в верхней ее части, отбор попутно-добываемого газа осуществляется из внутренней полости установки в верхней ее части, заполненной свободным газом, через верхнюю часть установки по отдельному газопроводу.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что подъем снизу-вверх нефтегазожидкостной смеси и попутно-добываемой воды в установке производится за счет: энергии свободного газа, который после поступления вместе с нефтегазожидкостной смесью в установку скапливается в верхней ее части, путем изменения регулятором давления количества отобранного газа из установки, за счет энергии веса жидкости во внутренней полости установки над местом отбора попутно-добываемой воды, над местом отбора нефтегазожидкостной смеси, за счет энергии веса нефтегазожидкостной смеси во входном трубопроводе и за счет энергии давления нефтегазожидкостной смеси на входе в установку – в начале входного трубопровода.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что изменение уровня жидкости в установке осуществляется посредством изменения регулятором давления количества отобранного газа из установки.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выход и вход на установке всех трубопроводов для подачи и отбора нефтегазожидкостной смеси, отбора попутно-добываемой воды, отбора попутно-добываемого газа расположены в верхней части установки в плоскости, перпендикулярной вертикальной оси установки.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что количество трубопроводов по каждому направлению движения жидкости, газа: входной трубопровод, выходной трубопровод, водовод, газопровод по отдельности может быть более одного.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для контроля уровня жидкости в установке в плоскости, перпендикулярной вертикальной оси установки, расположенной в верхней ее части, установлен уровнемер.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что окончание входного трубопровода оборудовано устройством в виде трубы, заглушенной снизу, большего внутреннего диаметра, чем наружный диаметр окончания входного трубопровода, имеющей одну ось с ним, посредством которого осуществляется пропуск нефтегазожидкостной смеси через зазор между окончанием входного трубопровода и внутренней заглушенной поверхностью устройства, а также через зазор между наружным диаметром окончания входного трубопровода и внутренним диаметром устройства.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что окончание водовода оборудовано устройством, выполненным из трубы, заглушенной снизу, большего внутреннего диаметра, чем наружный диаметр окончания водовода, через которое попутно-добываемая вода проходит через зазор между внутренним диаметром устройства и наружным диаметром окончания водовода, далее через зазор между окончанием водовода и внутренней заглушенной поверхностью устройства и устремляется по водоводу вверх, выход водовода из установки осуществляется через верхнюю ее часть.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что входные и выходные трубопроводы после выхода из верхней части установки оборудованы запорной арматурой.