Содержание к диссертации
Введение
1 Обустройство систем сбора месторождений и транспорт продукции скважин 12
1.1 Особенности обустройства нефтяных месторождений в соответствии со стадиями разработки 12
1.2 Анализ существующих технологий транспорта многофазных жидкостей 18
1.3 Выводы по разделу 1 26
2 Основные принципы определения потребности нефтедобывающего региона в винтовых насосах для совместной перекачки нефти и газа 27
2.1 Особенности месторождений нефтегазодобывающих регионов Российской Федерации 27
2.2 Анализ месторождений Республики Башкортостан по величине остаточных запасов и добыче углеводородного сырья 28
2.3 Выводы по разделу 2 38
3 Влияние совместного транспорта обводненной нефти и газа по промысловым трубопроводам на качество подготовки нефти 39
3.1 Особенности образования газоводонефтяной эмульсии в системах сбора 39
3.2 Эмульгирующая способность многофазных двухвинтовых насосов 40
3.2.1 Влияние применяемых в системе сбора поверхностно-активных веществ на смачиваемость рабочей поверхности и свойства водонефтяной эмульсии 42
3.2.2 Особенности течения в зазорах многофазного винтового насоса газоводонефтяной эмульсии 50
3.2.3 Лабораторные исследования истечения полярных и неполярных жидкостей через капилляр 53
3.2.4 Промысловые исследования влияния работы многофазных винтовых насосов на свойства газоводонефтяной эмульсии 59
3.3 Выводы по разделу 3 72
4 Экологические проблемы малых нефтедобывающих природно-техногенных комплексов. Методические подходы к обустройству мелких и удаленных месторождений с применением многофазных насосных установок 73
4.1 Методические подходы к обустройству мелких и удаленных месторождений на примере Нурского месторождения 78
4.2 Оптимизация совместной работы установки путевого сброса воды трубного исполнения и многофазной винтовой насосной станции 85
4.3 Способ оптимизации работы многофазных винтовых насосов на высокообводненных эмульсиях 89
4.4 Технико-технологические решения оптимизации совместной работы успокоительного коллектора с трубным водоотделителем и режим работы установки путевого сброса воды, обеспечивающий приемлемое качество воды для утилизации ее в системе поддержания пластового давления 93
4.5 Технологические подходы к сбору и транспорту высоковязкой продукции скважин 99
4.6 Выводы по разделу 4 103
Основные выводы 105
Список использованных источников 107
- Анализ существующих технологий транспорта многофазных жидкостей
- Влияние применяемых в системе сбора поверхностно-активных веществ на смачиваемость рабочей поверхности и свойства водонефтяной эмульсии
- Оптимизация совместной работы установки путевого сброса воды трубного исполнения и многофазной винтовой насосной станции
- Технологические подходы к сбору и транспорту высоковязкой продукции скважин
Введение к работе
За последние 10 лет произошло резкое ухудшение состояния сырьевой базы Российской нефтяной промышленности. Оно характеризуется снижением объема активных извлекаемых и ростом доли трудноизвлекаемых запасов. Трудноизвлекаемые запасы в основном представлены тяжелыми и битуминозными вязкими нефтями в малопроницаемых коллекторах и в коллекторах с небольшой нефтенасыщенной толщиной.
При этом наблюдается низкий процент утилизации попутного нефтяного газа. На месторождениях газ сжигается на факелах, загрязняя окружающую среду продуктами сгорания (диоксидом углерода и сажей), поглощая в огромных количествах кислород из атмосферы.
Подписание в Киото, под эгидой Организации Объединенных Наций, промышленно развитыми странами, в том числе и Россией, соглашения об ограничение выбросов в атмосферу «парниковых газов» привело к необходимости России и стран СНГ сокращения вдвое выбросов этих газов в атмосферу с 2004 по 2008 год.
Ежегодно по официальным данным в России выбрасывается в атмо-
сферу или сжигается на факелах до 14 млрд. м газа, что приводит к образованию до 5 т диоксида углерода.
В среднем по России процент утилизации газа составляет 73 %, при этом в республике Башкортостан - 80 %.
Проект федерального закона «О государственном регулировании использования (попутного нефтяного) газа» обязует нефтяные компании увеличить процент утилизации попутного нефтяного газа до 95 %.
Наиболее сложно вопрос утилизации попутного нефтяного газа стоит на мелких и удаленных месторождениях. Мелкие месторождения, продукция которых транспортируется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды при помощи дожимных насосных станций, в данной работе называются удаленными.
На территории республики Башкортостан располагается около 170 нефтяных месторождений. По величине начальных извлекаемых запасов нефти 1 % месторождений относится к уникальным, 2% к крупным, 8% к средним и 89% к мелким (из них 46% с запасами нефти менее 1 млн.т нефти). На настоящий момент распределение месторождений по величине остаточных запасов нефти выглядит следующим образом: 2% средних месторождений и 98% мелких (из них 67% с запасами менее 1 млн.т нефти).
Решение проблем ввода новых мелких месторождений в короткие сроки с минимальными затратами является важным направлением в повышении эффективности разработки месторождений, ранее считавшихся не рентабельными.
Рентабельность добычи нефти на мелких месторождениях в значительной степени зависит от затрат на строительство и эксплуатацию линейных и площадочных сооружений системы сбора и внешних коммуникаций. Экономические показатели технических решений по обустройству подобных месторождений могут быть оптимизированы за счет укрупнения кустовых площадок, совмещения технологических процессов в аппаратах, сокращения протяженности коммуникаций и совместного транспорта нефти и газа многофазными винтовыми насосами по одному трубопроводу. Экологическая и промышленная надежность технических решений по обустройству мелких месторождений определяется степенью концентрации процессов на одной кустовой площадке и достигаемой при этом автономности.
Комплексный подход к освоению мелких месторождений связанный с использованием многофазной технологии и организации системы поддержания пластового давления с самого начала разработки позволит выполнить все требования проектов разработки и обеспечит наиболее высокое извлечение нефти из трудноизвлекаемых запасов.
Комплексные подходы к освоению мелких месторождений основаны на ряде новых разработок.
Разработан способ применения многофазных винтовых насосов на всех стадиях разработки, обеспечивающий бесперебойную работу насосного оборудования, независимо от режима работы системы сбора и структуры движения газожидкостной смеси в трубопроводах.
Использование многофазных винтовых насосов с первых этапов разработки позволяет исключить технологическое оборудование предназначенное для подготовки продукции скважин к транспорту, снизить давление на устьях добываемых скважин и значительно ускорить ввод месторождения в эксплуатацию. Технологическая схема позволяет обеспечить бесперебойную работу многофазного насосного оборудования с постоянным поступлением жидкой фазы на прием насосов.
На поздних стадиях разработки многофазная насосная станция оснащается установкой путевого сброса сточной воды трубного исполнения, что позволяет организовать сброс воды и утилизацию ее в системе поддержания пластового давления, тем самым снизить объемы перекачки и коррозионную нагрузку на трубопроводы.
Работа установки путевого сброса воды в едином комплексе с многофазным насосным оборудованием позволяет устранить пульсации давления на приеме насосов, оптимизировать количество свободного газа на приеме насосов и создать благоприятные условия для повышения качества сбрасываемой воды по содержанию нефтепродуктов.
Разработан способ с использованием установок путевого сброса пластовой воды с отбором газа и направлением его на собственные нужды, выработку электроэнергии (на мини электростанциях) и на бустерные установки как для водогазового воздействия на пласт, так и для транспорта многофазной смеси по одному трубопроводу на нефтесборный пункт.
Для месторождений с высокими требованиями к качеству воды, направляемой в систему поддержания пластового давления, разработана принципиально новая установка доочистки сточной воды с гидрофобным слоем трубного исполнения, позволяющая обеспечить требуемое качество.
Использование многофазной технологии и установок путевого сброса пластовой воды трубного исполнения позволяет значительно снизить металлоемкость технологической схемы, затраты на обустройство системы сбора и первичной подготовки нефти на 35%, организовать сброс сточной воды непосредственно на месторождении до 95 % от потенциала, направить на утилизацию нефтяной газ и улучшить экологическую обстановку в районе добычи нефти.
Поэтому исследования, направленные на разработку научных принципов позволяющих снизить затраты на обустройство мелких месторождений, ускорить ввод их в эксплуатацию, организовать полную утилизацию попутно добываемого нефтяного газа, повысить эффективность системы сбора и подготовки нефти с использованием многофазных винтовых насосов, являются актуальными для нефтяной промышленности Башкортостана, Татарстана и других регионов Урало-Поволжья.
Цель работы:
" Совершенствование систем сбора продукции скважин мелких месторождений с применением совместного транспорта нефти и газа многофазными насосами на протяжении всего срока разработки месторождений.
Основные задачи работы:
Систематизировать схемы сбора и подготовки нефти, газа, воды и определить рациональные границы применения многофазных насосов на месторождениях.
Разработать и исследовать новые технологические решения применения многофазных насосов совместно с установками путевого сброса воды на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.
Провести исследования по оценке влияния работы многофазных винтовых насосов на свойства транспортируемой продукции и дальнейший процесс подготовки нефти.
Разработать принципиально новую систему сбора и подготовки продукции скважин на мелких месторождениях.
Научная новизна:
На примере месторождений Республики Башкортостан разработана методика определения потребности нефтедобывающего региона в многофазных винтовых насосах и их подборе для объектов, по которым исходная информация о свойствах нефти и газа определена по одиночным глубинным пробам.
Предложен способ ввода в эксплуатацию мелких месторождений в условиях постоянно изменяющихся дебитов и газосодержаний скважинной продукции с применением многофазных винтовых насосов одного типоразмера и оптимизации их совместной работы с установками путевого сброса воды.
Впервые экспериментально на действующих промышленных установках показано, что совместный транспорт многофазными винтовыми насосами газированной водонефтяной эмульсии различной обводненности на большие расстояния не ухудшает процесс ее подготовки.
Разработана технология промыслового обустройства мелких и удаленных месторождений, позволяющая ускорить ввод нефтяного месторождения в эксплуатацию.
Основные защищаемые положения:
Новая система сбора и подготовки продукции скважин на мелких месторождениях.
Оптимальный режим работы установок путевого сброса сточной воды, трубного исполнения.
Способ применения многофазных насосов совместно с установками путевого сброса воды на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.
Практическая ценность и реализация результанте в промышленности:
С использованием новых технологических принципов разработана система сбора и подготовки продукции скважин мелких месторождений с применением многофазных винтовых насосов в течение всего периода разработки. Система сбора состоит из автоматизированной дожимной насосной станции (ДНС), установки путевого сброса воды (УПСВ) и групповых замерных установок с прилегающими скважинами и трубопроводами. Она позволяет транспортировать попутный нефтяной газ совместно с нефтью по одному трубопроводу, снизить затраты на обустройство и ускорить ввод новых месторождений в эксплуатацию.
Результаты исследований внедрены при реконструкции системы сбора Арланского нефтяного месторождения Республики Башкортостан.
Патент автора № 2215931 «Способ сбора продукции нефтяных месторождений с помощью многофазных насосов» использован в проекте реконструкции системы сбора и поддержания пластового давления ЦДНГ-2 и ЦДНГ-3 НГДУ «Арланнефть».
Патент автора № 2243167 «Устройство для очистки нефтесодержащих сточных вод» использован в проекте реконструкции системы сбора и поддержания пластового давления ЦДНГ-4 и ЦДНГ-5 НГДУ «Арланнефть».
Материалы исследований использованы в проектах разработки Арланского, Ардатовского, Гордеевского, Нурского, Туймазинского месторождений.
Апробация работы:
Основные положения и результаты работы докладывались на конференциях и семинарах:
Молодые ученые Волго-Уральского региона на рубеже веков, г. Уфа, 2001 г.;
Четвертом конгрессе нефтепромышленников России, г. Уфа, 2003 г.;
Международной специализированной выставке «Нефть. Газ. Технологии -2004», г. Уфа, 2004 г.;
Проблемы механики сплошных сред в системах добычи, сбора, подготовки нефти и газа, г. Уфа, 2004 г.;
Международной специализированной выставке «Нефть и Газ / MIOGE 2005», г. Москва, ВК «Экспоцентр», 2005 г.
Публикации:
По материалам диссертации опубликовано 18 научных работ, в том числе 4 патента на изобретение, 2 патента на полезную модель.
Структура и объем работы:
Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы из 92 наименований, содержит 153 страницы машинописного текста, 35 рисунков, 9 таблиц и 5 приложений.
Анализ существующих технологий транспорта многофазных жидкостей
На сегодняшний день известны несколько типов установок перекачки газожидкостной смеси:
- бустерные
- насосы объемного вытеснения
- центробежные насосы с диспергатором
- винтовые
Удачная конструкция насосно-бустерного агрегата была разработана и изготовлена фирмой ЛТД "Бустер". Агрегат состоит из поршневого модифицированного насоса НБ-130 и специальной бустерной приставки [15,16]. Бустерные насосные установки можно применять как средство совместной перекачки нефти и газа для снижения давления на устье добывающих скважин в условиях переменного во времени дебита и газосодержания [17].
Насос объемного вытеснения был разработан ВНИИСПТнефть и испытан на Туймазинском месторождении. Насосы объемного вытеснения состоят из двух камер, работа которых основана на поочередном заполнении емкостей газожидкостной смесью и ее вытеснении рабочей жидкостью (водой) с помощью центробежных насосов [18].
Центробежные насосы с диспергатором способны перекачивать газожидкостную смесь с содержанием газа до 50 % [19]. Принцип работы основан на смешивании жидкости и газа в диспергирующем устройстве и перекачке ГЖС с помощью центробежного насоса.
Винтовые насосные агрегаты объемного типа позволяют перекачивать ГЖС с помощью перекачивающих винтов, размещенных в корпусе аппарата. Основной принцип работы заключается в формировании камер, заполняемых на входе насоса. При вращении винтовой пары, камеры закрываются, и объем продукции перемещается на выход насоса [20, 21,22].
Бустерные насосы нашли ограниченное применение ввиду своей энергоемкости и ограничению по газосодержанию смеси. Насосы объемного вытеснения промышленностью не выпускаются, известны лишь единичные случаи их применения.
Центробежные насосы с диспергатором при обустройстве месторождений до сих пор примененяются ограниченно.
Винтовые насосные агрегаты находят более широкое распространение как в нашей стране, так и за ее пределами. Работа многофазных винтовых насосов мало зависит от характеристик перекачиваемой среды. По статистике число установленных многофазных винтовых насосов в системах сбора месторождений выросло в сотни раз за период с 1989 по настоящее время [23, 24].
Некоторые зарубежные фирмы приступили к разработке новых процессов нефтедобычи, гарантирующих более высокую технологическую и экономическую эффективность месторождений в сложных условиях и создали новые насосные агрегаты, которые могут перекачивать многофазную продукцию нефтяных скважин.
Английская фирма «Weir Pumps Ltd» провела испытание агрегата с двухвинтовым насосом подачей 800 м /сут при давлении до 1 МПа и содержании газа в смеси от 0 до 100 %. Специалисты фирмы считают, что винтовые насосы наиболее подходят для транспорта многофазной продукции нефтяных скважин [25].
Другая английская фирма «Stothert and Pitt Ріс.» создала двухвинтовой насос для компаний «British Petroleum», «Shell» и «Mobil», обеспечивающий перекачку многофазных смесей (250 - 300 м /ч), содержащих от 100 % жидкости до 90 % газа с давлением - 3,0 - 3,4 МПа [26, 27].
Английские фирмы «ВР Intl. Ltd.», «Stothert and Pitt Pic», «BP Petrol De-velopm.» при поддержке департамента энергетики и промышленности разрабатывают винтовые многофазные насосы с подачей 265 м3/ч при дифференциальном давлении 3,45 МПа [25]. Многофазный винтовой насос предназначен для перекачки продукции скважин с температурой до 127 С, содержа-щей H2S, С02 и до 214 г/м механических примесей. Содержание газа не должно превышать 90 %. В процессе трехэтапных испытаний насоса при частоте вращения винтов до 6000 мин"1 и давлении до 3,1 МПа на двухфазных смесях были установлены, его высокая эффективность и слабое влияние на перепад давления, создаваемого насосом.
Компанией «Нуово пиньоне» и фирмой «Stothert and Pitt» был разработан двухвинтовой насос на основе серийной модели последней. Основные усилия были направлены на то, чтобы удвоить имеющийся перепад давления до 4 МПа. Опытный образец прошел испытания на месторождении Флоренс. Двухвинтовые насосы, способные перекачивать до 80 % газа, были разработаны фирмой «Bornemann» (Германия) [28].
Английская фирма «Multiphase Sustems Ріс.» разработала и изготовила двухвинтовые насосы подачей около 9000 и 13000 м /сут. Они рассчитаны на непрерывную работу не менее 10000 часов. Указанные насосы проходят всесторонние испытания на морских платформах в Малайзии [25].
Кроме того, за рубежом успешно эксплуатируются двухвинтовые насосы, изготовленные фирмами «Houtoin» (Нидерланды), «Leistritz» (Германия), «Worthington» (Канада) [29].
Другая зарубежная фирма «Зильцер» предлагает свои услуги по поставке на российский рынок винтовых осевых насосов, обеспечивающих транспорт газожидкостной смеси на большие расстояния. Винтовой осевой насос предназначен для транспорта газонефтяной смеси с содержанием газа до 95 %. Особенностью этого насоса является спиралевидное колесо и диффузор лопастного типа, который дает возможность потоку выравниваться по оси и предотвращает фазовое разделение нефти и газа в процессе перекачки. По заявлению фирмы, насос компактен, механически прост и высоконадежен, нечувствителен к абразивным твердым частицам и коррозионноагрессивным средам.
В России создано совместное предприятие «Борнемангазмаш», соучредителями которого являются фирма «Bornemann» (Германия) и Воронежский механический завод. Совместному предприятию предоставлены эксклюзив ные права на поставку оборудования, произведенного фирмой «Bornemann», на территорию России [30].
В начале 70-х годов в нашей стране проводили исследования по перекачке газожидкосных смесей, в результате которых в институте ВНИИСПТ-нефть была разработана серия двухвинтовых насосов 2ВВ, способных перекачивать нефть с объемным содержанием свободного газа по условиям входа в насос до 60 %. Это насосные агрегаты с подачей 40, 100, 180 м3/час и давлением до 2,5 МПа. Насос 2ВВ100/25 прошел ведомственные испытания на Казанском месторождении НГДУ «Сергиевскнефть» ПО «Куйбышевнефть». В условиях эксплуатации опытный агрегат прошел длительные испытания, общая наработка составила более 4500 часов при газосодержании смеси 60 %. Были разработаны мероприятия по совершенствованию насоса. После установки двойных уплотнений с затворной жидкостью на давление до 2,5 МПа содержание свободного газа на входе было увеличено до 90%. Технология совместной перекачки нефти и газа с использованием насоса 2ВВ 100/25 была испытана в НГДУ "Октябрьскнефть" [31].
Влияние применяемых в системе сбора поверхностно-активных веществ на смачиваемость рабочей поверхности и свойства водонефтяной эмульсии
Известно влияние смачиваемости стенок трубопровода транспортируемой жидкостью на изменение расходов и перепад давления в трубопроводах [58].
Количественная оценка смачивающей способности одной жидкости в среде другой дается формулой Юнга
Присутствие в жидкости поверхностно-активных веществ оказывает существенное влияние на избирательное смачивание стенок трубопровода. В соответствии с правилом выравнивания полярности на твердой поверхности адсорбируется ПАВ, находящиеся в той жидкости, которая имеет наибольшую разность полярностей с твердой поверхностью. Например, на гидрофобной стенке стальной трубы будут адсорбироваться ПАВ из водной # фазы. В результате адсорбции ПАВ из водной фазы поверхностная энергия на границе твердое тело - вода будет уменьшаться и поверхность станет более гидрофильной. При этом разность поверхностных энергий в числителе уравнения (3.1) может стать положительной величиной. Наоборот, при адсорбции ПАВ из масляной (нефтяной) фазы, поверхность стенки становится более гидрофобной, т.е. в этом случае гидрофильная поверхность после адсорбирования ПАВ окажется гидрофобной и дальнейшее Ш адсорбирование их на поверхности прекратится. Действие ПАВ сведется к понижению поверхностного натяжения на границе раздела нефть - вода.
Снижение поверхностного натяжения на границе раздела нефть - вода и ориентированная адсорбция ПАВ на межфазных границах раздела с образованием адсорбционных слоев определенной структурно-механической прочности имеет большое значение для уменьшения смачивания стенок трубопровода и насоса водой.
Молекулы ПАВ ориентируются таким образом, что полярная их часть обращается к воде, а углеводородные радикалы - в сторону менее полярной фазы (воздух, углеводородная жидкость). Вследствие дифильного строения молекулы ПАВ адсорбируются на границе раздела фаз, образуя тонкую пленку, которая по термодинамическим свойствам отличается от свойства мидельных фаз. В зависимости от типа ПАВ, его концентрации и температуры адсорбции пленка может быть более или менее прочной на разрыв. Адсорбционная пленка препятствует коалесценции глобул.
Способность нефти смачивать твердую поверхность зависит от энергетического состояния поверхности и физико-химических свойств жидкости [61]. В качестве характеристики энергетического состояния поверхности твердого тела может служить, например, диэлектрическая постоянная є являющаяся мерой напряженности межмолекулярных сил. Количественная оценка смачиваемости твердой поверхности выражается величиной краевого угла смачивания Qit2 и значением cos 61,2. Краевой угол образует касательная к контуру капли воды с поверхностью тела, погруженного в углеводородную жидкость (вазелиновое масло).
Результаты измерения краевого угла смачивания для твердых тел приведены на рисунке 3.3. Как видно, стенки стеклянного трубопровода хорошо смачиваются водой (cos 9 0). В обычных условиях поверхность стекла имеет гидроксильные группы (-ОН), которые за счет водородных связей легко притягивают воду. По этой причине капли воды легко растекаются на чистом стекле и образуют на его поверхности водяную пленку. Напротив, если стенка покрыта парафином, она оказывается типично гидрофобной и водой не смачивается (cos 9 0). Взаимное притяжение молекул воды (когезия) оказывается значительно больше, чем адгезия между водой и поверхностью парафина. Поэтому работа растекания капель воды на запарафиненной поверхности отрицательна. Вода, не образуя сплошной пленки, стягивается в капли и в последующем диспергируется в потоке нефти.
Очищенная от парафина стальная поверхность также проявляет свойства гидрофобных тел. Однако, адгезия воды к стальной стенке в 2,8 раза выше, чем к поверхностям, покрытым парафином, т.е. условия для формирования пристенного слоя здесь более благоприятны.
Приведенные на рисунке 3.3 данные характеризуют тенденцию преимущественного смачивания водной фазой более гидрофильных тел.
Принципиальная возможность формирования гидрофильного слоя на стенке стального трубопровода следует из зависимости смачиваемости металла от последовательности смачивания (порядкового гистерезиса смачивания). Порядковый гистерезис смачивания на твердых поверхностях обычно наблюдается при наличии адсорбированных газов, жидкостей и ПАВ. h = cos02.i- cos9j.2, (3.2) где: cos0i.2 - угол, образуемый касательной к периметру капли воды, находящейся на металлической пластине, которая погружена горизонтально в углеводородную среду (нефть); cos02.i - угол, образуемый касательной к периметру капли нефти, находящейся под металлической пластинкой, которая погружена горизонтально в водную среду.
Оптимизация совместной работы установки путевого сброса воды трубного исполнения и многофазной винтовой насосной станции
Анализ работы многофазных насосных установок с технологическим оборудованием на Янгурчинском и Ардатовском нефтяном месторождении позволил разработать метод оптимизации совместной работы [84].
Для разработки оптимальной технологии совместного транспорта жидкости и газа рассмотрим некоторые существующие варианты. Известен способ однотрубного сбора и транспорта газожидкостных смесей, включающий совместную перекачку по трубопроводу газовой и жидкой фаз на пункты се Р парации с последующей сепарацией смеси на газовую и жидкую фазы при определенном давлении (а.с. № 901707, F 17 D 1/00, оп. 30.01.82 г.).
Недостатком является то, что величина давления, выбранная по данному способу, не создает оптимальных условий в сепараторе для расслоения смеси и сброса воды. Кроме того, данный способ направлен на оптимизацию работы трубопровода до входа в сепаратор по величине газосодержания и имеет своей целью снижение энергозатрат, пульсаций и коррозии только в подводящем трубопроводе, но не оптимизирует количество свободного газа на выходе из сепаратора и на приеме многофазного насоса.
Известен способ сбора газожидкостной смеси с помощью многофазных насосов, включающий обработку смеси деэмульгатором и расслоение ее на фазы с последующим транспортированием отдельными потоками в фильтр — смеситель, где происходит перемешивание нефти, газа и остаточной воды до однородной среды, подаваемой на прием многофазного насоса (пат. РФ № 2098714, F 17 D 1/14, оп 10.12.97).
Недостатком способа является то, что для обеспечения совместной работы концевого делителя фаз (КДФ) с насосом при разделении продукции на три фазы требуется сложная система автоматики, неизбежна пульсация и попадание пробок газа на прием насоса, появляется излишняя технологическая операция: отделение газа и направление его отдельным потоком в фильтр на смешение с газоводонефтяной смесью. Кроме того, данный способ не позволяет оптимизировать работу установки путевого сброса пластовой воды и многофазного насоса. Еще одним недостатком является нерациональное использование емкости из-за того, что часть объема КДФ постоянно занята свободным газом. Указанные недостатки затрудняют работу многофазных насосов и усложняют процесс сбора продукции скважин.
Анализ полученной информации и технологических схем позволил выявить все недостатки, которые были учтены при создании новой технологии совместного транспорта ГЖС.
Согласно новой технологии совместного транспорта продукцию скважин, предварительно обработанную деэмульгатором, подают в верхнюю часть трубного водоотделителя на расстоянии от его нижнего конца не менее 0,8 части его длины. Работа ТВО проводится в режиме его максимального заполнения. Сбрасываемая вода утилизируется в системе ППД, а обезвоженная нефтяная эмульсия совместно с газом поступает из высшей точки ТВО единым потоком на прием многофазного насоса, причем давление в аппарате устанавливается равным:
Ввод ГЖС в верхнюю часть аппарата, работающего в режиме максимального заполнения, позволяет увеличить длину водоотстойной части аппарата, а также создать благоприятные условия для очистки воды от нефтепродуктов, образовать однородную нефтегазовую смесь непосредственно в аппарате, устранить пульсации давления на приеме многофазного насоса. Полученные результаты невозможно достичь при рассмотренных способах работы аппаратов.
Поддержание определенного рабочего давления обеспечивает минимальное содержание газа в газожидкостной смеси, что позволяет использовать насосы меньшей производительности.
Технологические подходы к сбору и транспорту высоковязкой продукции скважин
Для особо вязких нефтей разработан и предложен способ сбора и транспорта высоковязкой продукции скважин, обеспечивающий сохранение тепла, что облегчает ее транспорт, при этом откачка производится в постоянном режиме с более низкими энергетическими затратами [88,89].
При разработке предложенного способа учитывался опыт термообработки высоковязкой нефти, основанный на снижении вязкости нефти за счет ее нагрева и насыщения углекислотой, что приводит к большим энергетическим затратам и повышению коррозионной агрессивности продукции.
Периодическая откачка продукции скважин с мелких и удаленных месторождений приводит к остыванию нефти, при этом она теряет свою текучесть и затрудняется транспорт, а при возобновлении перекачки наблюдаются высокие пусковые давления. В зимнее время при температуре минус 30 - минус 40 С эта проблема еще более усугубляется, тем более, что многие трубопроводы имеют незаглубленные в землю участки.
Согласно предложенному способу сбора и транспорта высоковязкой продукции целесообразно использовать технологические емкости, размешенные ниже уровня сезонного промерзания грунта, что обеспечивает сохранение тепла добываемой продукции и исходной вязкости, тем самым облегчается транспорт высоковязкой нефти на ЦПС. Для организации путевого сброса воды необходимо предусмотреть вывод воды и нефти через шурфы колодцы с установленными в них насосами откачки воды и нефти, а технологическую емкость разместить под углом не менее 2 к горизонту.
Рекомендуется в качестве насосов откачки воды и нефти использовать погружные диафрагменные, или погружные винтовые, или глубинные штанговые насосы [90]. Связь технологической емкости с трубопроводами воды и нефти посредством шурфов позволяет использовать надежные и привычные для промыслов погружные диафрагменные, винтовые или глубинные штанговые насосы, которые могут работать круглосуточно и позволяют синхронизировать темпы поступления продукции в сепаратор и ее откачки, в результате чего трубопровод откачки нефти может работать в постоянном режиме при меньших давлениях и с более низкими энергетическими затратами, чем при периодическом режиме.
На рисунке 4.13 приведена принципиальная схема установки для транспорта высоковязкой продукции скважин на месторождении.
Установка і включает технологическую емкость - нефтегазовый отстойник 1, размещенный подземно ниже сезонного уровня промерзания грунта и представляющий собой наклонную горизонтальную емкость с углом наклона 4 к горизонту с трубопроводом ввода продукции скважин 2 и трубопроводами вывода нефти 3, воды 4 и газа 5. Установка снабжена шурфами 6, 7 с насосами откачки нефти 8 и воды 9 и трубопроводами 10 и 11.
Установка работает следующим образом.
Добываемая из скважин высоковязкая нефть вместе с газом и попутной пластовой водой под давлением на устье скважин поступает сначала на групповые замерные установки (на схеме не показаны), а затем в нефтегазовый отстойник 1, где происходит предварительное отделение воды от нефти и газа. Вода откачивается из шурфа по мере необходимости, нефть откачивается насосами круглосуточно, газ направляется на утилизацию.
Рассмотрим возможный способ реализации предложенного способа сбора и транспорта высоковязкой продукции на примере Шафрановского месторождения.
На Шафрановском месторождении добывается жидкости 49,4 м3/сут, в том числе нефти 34,3 т/сут. Вся жидкость поступает на дожимную насосную станцию ДНС «Шафраново» где в течение суток накапливается в сепараторе емкостью 200 м . Месторождения высоковязких нефтей обычно имеют низкие дебиты скважин, а насосы откачки, выпускаемые промышленностью, имеют высокую производительность, поэтому ДНС работает в режиме многочасового накопления продукции в сепараторе и периодической кратковременной откачки продукции в напорный нефтепровод.
Раз в сутки из сепаратора жидкость откачивается поршневым насосом марки НБ -125 в течение 2 часов. В зимний период времени жидкость, поступающая в сепаратор, имеет температуру +5 С. При такой температуре динамическая вязкость нефти равна 3800 мПа с и насос откачивает продукцию на установку подготовки нефти «Раевка» до октября месяца. Затем в связи с понижением температуры окружающей среды в сепараторе жидкость в течение суток охлаждается до -10 С. В связи с этим вязкость нефти будет повышается до 19100 мПа с. Нефть практически теряет текучесть, и месторождение на зимний период полностью останавливается.
В зимний период времени жидкость, поступающая из скважин на предлагаемую установку, для Шафрановской нефти имеет температуру +5 С. В сепараторе жидкость частично расслаивается на нефть и воду. Так как аппарат размещен подземно, то температура жидкости в аппарате сохранится неизменной, т. е. +5 С. Глубинный штанговый насос (с производительностью 51 м3/сут) или погружной винтовой УЭВН5-63-1200 откачки нефти работает с малой производительностью круглосуточно, что позволяет синхронизировать темпы поступления продукции в сепаратор и ее откачку. В результате напорный трубопровод работает в постоянном режиме с вязкостью на входе в трубопровод около 3800 мПа с как в летний, так и в зимний период времени. Вода периодически откачивается диафрагменным насосом УЭДН5-20-600 по мере накопления, газ отводится под собственным давлением 0,07 МПа. В результате обеспечивается круглогодичная работа месторождения.
Таким образом, предлагаемая группа изобретений позволяет сохранить необходимую текучесть высоковязкой нефти при ее добыче из скважины и обеспечить дальнейший транспорт на ЦПС при постоянном режиме откачки и с более низкими энергетическими затратами.
