способ транспортирования продукции нефтяных скважин

Формула изобретения

Способ транспортирования продукции нефтяных скважин, включающий обработку ее деэмульгатором перед предварительным сбросом пластовой воды с использованием флотации для разделения эмульсии на фазы, отличающийся тем, что разделение эмульсии на фазы ведут смешением обработанной деэмульгатором продукции нефтяных скважин перед предварительным сбросом пластовой воды с термальной газонасыщенной водой из водозаборной скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к сбору и подготовке на кусте скважин газоводонефтяной эмульсии и касается транспорта ее на большие расстояния.

Известен способ транспортирования газоводонефтяной эмульсии [1] включающий обработку исходной газоводонефтяной эмульсии реагентом-деэмульгатором, разделение ее на газ, воду и нефть, и последующую очистку от нефти выделившейся водной фазы в конечном участке трубопровода. Этот способ позволяет очистить пластовую воду до качества, достаточного для использования ее в системе поддержания пластового давления (СППД). Однако остаточное содержание воды в отделившейся нефти сохраняется по-прежнему высоким (более 15%). Т.о. сохраняется коррозионная активность нефтеводяной смеси, перекачиваемой на центральный пункт сбора нефти и газа (ЦПС), т.к. коppозионная активность ее определяется содержанием в ней пластовой воды. Кроме того, сброшенной пластовой воды не хватает для поддержания пластового давления в залежи в связи с тем, что часть ее уходит с нефтью на ЦПС. Для поддержания пластового давления дополнительно используют воду из поверхностных источников.

Недостатком способа транспортирования продукции нефтяных скважин является вынужденный совместный транспорт нефти и остаточной пластовой воды в трубопроводах системы сбора продукции скважин на месторождении и в межпромысловых трубопроводах. Недостатком такого транспорта продукция нефтяных скважин является также то, что ЦПС удалены от скважин и возникает проблема утилизации пластовой воды, поступающей на них с нефтью. Эту воду нельзя сбрасывать в водоемы из-за отрицательного воздействия на окружающую среду, поэтому ее возвращают на месторождение, что увеличивает металлоемкость способа и снижает его надежность ввиду высокой коррозионной активности пластовой воды. Необходимо также отметить как недостаток этого способа, что продукция скважин (газоводонефтяная эмульсия) при транспорте ее от скважин до ЦПС теряет естественную высокую температуру и стабилизируется. Стабильность эмульсии непрерывно возрастает при ее разгазировании, диспергировании на насосах и задвижках и т.д. Уже в первые два часа после добычи ее стабильность возрастает почти в два раза. Существующие способы транспорта не позволяют осуществлять транспорт продукции скважин после предварительного сброса пластовой воды с обводненностью меньше 8% (на практике 15% и выше). Для обезвоживания ее на ЦПС до товарной кондиции требуется дополнительный расход деэмульгатора и нагрев, что повышает материало- и энергоемкость способа, ухудшает его экологические показатели за счет выбросов в атмосферу. Затраты на нагрев эмульсии и ее глубокое обезвоживание на ЦПС составляют не менее 50% от капитальных и эксплуатационных расходов на ее подготовку. Известен способ разрушения нефтяных эмульсий методом флотации, основанным на всплытии дисперсных частиц, захваченных пузырьками воздуха или газа с образованием на поверхности воды пенообразного слоя [2]

Техническим результатом изобретения является транспортирование продукции нефтяных скважин с повышенными показателями надежности его осуществления при снижении материалои энергоемкости.

Достигается это способом транспортирования продукции нефтяных скважин, включающим обработку газоводонефтяной эмульсии деэмульгатором перед предварительным сбросом пластовой воды на кусте скважин и последующее разделение ее на фазы, обработанную деэмульгатором эмульсию перед предварительным сбросом пластовой воды смешивают с термальной газонасыщенной водой из водозаборной скважины. Введение термальной газонасыщенной воды снижает скорость стабилизации газоводонефтяной эмульсии и способствует интенсивному ее разрушению. При этом обводненность нефти после предварительного сброса пластовой воды не превышает 2% Количество термальной газонасыщенной воды, направляемой на смешение, определяется опытным путем и зависит от вида деэмульгатора и характеристик (свойств) нефти. Качество отделяемой при сбросе воды позволяет закачивать ее в СППД без дополнительной подготовки, а количество не привлекать в СППД пресную воду из наземных источников. Кроме того, резко снижается коррозионная активность перекачиваемой среды, повышается надежность нефтепроводов, снижается металлоемкость способа, т.к. отсутствует обратный транспорт пластовой воды с ЦПС на месторождение и снижаются эксплуатационные расходы. При этом повышаются экологические характеристики способа.

На чертеже приведена схема осуществления способа транспортирования продукции нефтяных скважин на примере Северо-Покачевского месторождения.

Газоводонефтяную эмульсию обводненностью до 50% с содержанием газа 100 нм³/м³, плотностью 850 1020 кГ/м³ из эксплуатационных скважин 1 транспортируют по сборному трубопроводу 2 в количестве около 200 м³/сут. при температуре 12^oC на кустовую установку предварительного сброса воды (УПСВ). В поток исходной эмульсии подают реагент-деэмульгатор типа Реапон-4 в количестве 30 г на тонну нефтяной эмульсии. Перед УПСВ в трубопровод 2 подают сеноманскую термальную газонасыщенную воду в количестве около 70 м³/сут. с температурой 40^oC, поступающую с водозаборной скважины 4 по трубопроводу 5. В трубопроводе 2 термальная вода смешивается с газоводонефтяной эмульсией, обработанной деэмульгатором. При этом действие деэмульгатора интенсифицируется, происходит гидрофилизация среды и эмульсия начинает интенсивно разрушаться. Далее (на УПСВ) смесь отстаивают, например в трехфазном сепараторе, в течение 0,6 1,0 ч при давлении 1,5 МПа и температуре 20^oC, разделяя смесь на фазы: газ, нефть, вода. При этом остаточная вода в нефти не превышает 2% отделяется окклюдированный газ до 30 л/м³, а качество отделившейся воды (в т.ч. за счет развития флотационного эффекта) достаточно для закачки ее насосами 6 непосредственно в пласт через нагнетательные скважины 7 системы поддержания пластового давления, в которые ее подают по трубопроводу 8 (содержание нефти в воде 20 30 мг/л, мехпримесей 10 30 мг/л). Отделившиеся в трехфазном сепараторе 3 нефть и газ по общему трубопроводу 9 транспортируют в буфер-дегазатор 10. В нем при давлении 0,8 1,1 МПа происходит сепарация газа от нефти. Затем дегазированная нефть насосом 11 подается в трубопровод, а газ по трубопроводу 12 поступает на осушку. Аналогичного результата можно достичь при подаче термальной газонасыщенной воды непосредственно в трехфазный сепаратор.