способ сброса попутно-добываемой воды на кустах нефтедобывающих скважин

Формула изобретения

Способ сброса попутно-добываемой воды на кустах нефтедобывающих скважин, включающий ввод газоводонефтяной смеси, содержащей твердые взвешенные частицы, в успокоительный трубопровод и далее в наклонный трубный водоотделитель, отвод воды из его нижнего участка, отвод газа и нефти из верхнего участка водоотделителя и очистку отделившейся воды вводом ее в гидрофобный нефтяной слой водоочистителя с регулируемой границей раздела фаз нефть-вода, отвод очищенной воды из водоочистителя в шурф с электроцентробежным насосом и последующую закачку воды в нагнетательную скважину, расположенную на одном кусте с нефтедобывающими скважинами, отличающийся тем, что ввод очищаемой воды в водоочиститель производится в водную фазу ниже гидрофобного слоя, причем перед вводом очищаемая вода смешивается с частью сепарированного в водоотделителе газа с обеспечением объемного содержания диспергированного газа в воде в пределах 0,3 0,4 дол.ед.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи обводненной нефти, сброса попутной воды и ее закачки в нагнетательные скважины непосредственно на кустах добывающих скважин.

Известно, что для предварительного сброса воды в системах сбора нефти применяется трубная наклонная установка с отводом отделившихся газовых и нефтяной фаз из ее верхней части, а воду - из нижней /1/. При этом сбрасываемая вода подается в систему поддержания пластового давления (ППД) для закачки в нагнетательные скважины. Установка обладает недостатком, состоящим в необходимости очищать сбрасываемую воду от остатков нефти и твердых взвешенных частиц (ТВЧ), загрязняющих и кольматирующих призабойную зону нагнетательных скважин.

Для очистки сбрасываемой воды от нефти и ТВЧ применяются дополнительные отстойники с жидкостным гидрофобным слоем /2/. Очищаемая вода через распределители подается в жидкостный гидрофобный слой отстойного аппарата. По мере прохождения воды через этот слой остатки нефти и ТВЧ остаются в слое, а очищенная вода в виде капель на границе раздела сливается с основным объемом воды в отстойнике. В качестве гидрофобного слоя используется добываемая нефть разрабатываемого месторождения. Для поддержания толщины гидрофобного слоя отстойник снабжен регулятором уровня раздела фаз.

Кроме того, известна комплексная кустовая установка обезвоживания нефти, очистки и утилизации попутно-добываемой пластовой воды, согласно которой гидрофобный слой для очистки воды от нефти и ТВЧ располагается в шурфе-колодце, в который спущен электроцентробежный насос для закачки очищенной воды в нагнетательные скважины, расположенные на кустах эксплуатационных скважин /3/.

Общим недостатком использования гидрофобного слоя для очистки сбрасываемой пластовой воды является распад вводимой в слой нефти струи воды на глобулы, в которых заключены частицы ТВЧ и капли нефти. Седиментация таких глобул воды в гидрофобном слое происходит без контакта ТВЧ и капель нефти с жидкостью гидрофобного слоя. При переходе через границу раздела гидрофобного слоя и воды глобулы оседающей воды сливаются с основным объемом воды, а частицы нефти и ТВЧ оказываются снова в воде, не задержавшись в гидрофобном слое. Таким образом, какая-то часть сбрасываемой воды, поступившая в отстойник, окажется не очищенной от ТВЧ и нефти.

Наиболее близкими по технической сущности являются способ и устройство для предварительного сброса воды в системах сбора продукции нефтедобывающих скважин /4/. Способ включает более полное обезгаживание газожидкостной смеси и полное разделение жидкостной смеси в успокоительном трубопроводе, а в наклонном водоотделителе поддерживают положение границы раздела фаз нефть - вода ниже точки ввода успокоительного трубопровода в наклонную трубу. Иными словами, газоводонефтяная смесь вводится по существу в гидрофобный слой. Такой способ обладает рядом недостатков. Прежде всего, в успокоительном трубопроводе невозможно добиться полного разделения жидкостной смеси из-за его малого объема. Разделение водонефтяной смеси в основном происходит в наклонном трубопроводе (водоотделителе), объем которого на порядок превышает объем успокоительного трубопровода. Кроме того, ввод газоводонефтяной смеси в слой нефти (гидрофобный слой) не позволяет эффективно расслаиваться в нем компонентам смеси, в том числе и осаждаться ТВЧ из-за более высокой вязкости нефти в сравнении с водой.

Технической задачей заявляемого способа является повышение эффективности и степени очистки сбрасываемой воды от ТВЧ и нефти.

Эта задача решается тем, что в известном способе, включающем ввод газоводонефтяной смеси, содержащей твердые взвешенные частицы, в успокоительный трубопровод и далее в наклонный трубный водоотделитель, отвод воды из его нижнего участка, отвод газа и нефти из верхнего участка водоотделителя и очистку отделившейся воды вводом ее в гидрофобный нефтяной слой водоочистителя с регулируемой границей раздела фаз нефть - вода, отвод очищенной воды из водоочистителя в шурф с электроцентробежным насосом и последующую закачку воды в нагнетательную скважину, расположенную на одном кусте с нефтедобывающими скважинами, согласно изобретению ввод очищаемой воды в водоочиститель производится в водную фазу ниже гидрофобного слоя, причем перед вводом очищаемая вода смешивается с частью сепарированного в водоотделителе газа с обеспечением объемного содержания диспергированного газа в воде в пределах 0,3 0,4 дол.ед.

На рис.1 показана схема реализации способа.

Схема включает куст нефтедобывающих скважин 1, соединенных выкидными линиями с автоматизированной групповой замерной установкой 2. Выходной коллектор 3 соединен с успокоительным трубопроводом 4 и далее с наклонно расположенным водоотделителем 5. К верхней части водоотделителя 5 подведен сборный коллектор 6 с задвижкой 7, а верхняя точка водоотделителя линией 8 с задвижной 9 соединена также со сборным коллектором 6. Нижняя часть водоотделителя 5 через задвижки 10 и линию 11 соединена со смесителем 12, который через линию 13 и задвижку 14 соединен с газовой линией 8 до задвижки 9. Выход смесителя 12 через линию 15 соединен с распределителем водогазовой смеси 16, расположенным внутри водоочистителя 17. Верхняя часть водоочистителя 17 через задвижку 18 и линию 19 соединена со сборным коллектором 6. На линии 11 сброса воды установлен регулятор расхода 20.

Нижняя часть водоочистителя 17 через задвижку 21 и линию 22 соединена с шурфом 23, в который спущен электроцентробежный насос 24, который через линию 25 связан с нагнетательной скважиной 26, расположенной на кусте скважин 1. На линии 22, ведущей к шурфу 23, установлен регулятор расхода 27. Исполнительные механизмы регуляторов расхода 20 и 27 связаны с датчиками межфазных уровней в аппаратах 5 и 17 (на рис. не показаны).

В нижней точке водоочистителя расположена дренажная задвижка 28. В водоочистителе 17 располагается нефтяной гидрофобный слой 29. Для контроля за расходами газа и воды установлены расходомеры 30 и 31.

Способ осуществляется следующим образом.

Продукция нефтедобывающих скважин 1, представляющая собой газонефтеводную смесь с примесями ТВЧ, поступает для измерения в автоматизированную групповую замерную установку 2. Далее продукция по линии 3 поступает в успокоительный трубопровод 4, где происходит снижение скорости потока и частичное расслоение смеси на компоненты: нефть, газ и воду. Из успокоительного трубопровода 4 смесь поступает в наклонный водоотделитель 5, где она практически полностью расслаивается на компоненты. Нефтяная фаза из верхней части водоотделителя поступает в сборный коллектор 6 системы промыслового сбора, а газовая фаза по линии 8 через задвижку 9 также отводится в сборный коллектор 6.

Вода, отделившаяся в водоотделителе 5, вместе с оставшимися твердыми взвешенными частицами (ТВЧ) и каплями нефти через задвижку 10 и линию 11 поступает в смеситель 12, где она смешивается с частью отделившегося газа, отобранной из линии 8 через линию 13 и задвижку 14. Диспергированная водогазовая смесь из смесителя 12 по линии 15 поступает в распределитель 16 и далее внутрь водоочистителя 17 под гидрофобный слой 29, образуемый с помощью регулятора расхода воды 27, расположенной на линии сброса воды 22.

Соотношение объемов газа, отбираемого на смеситель 12 и отводимого сразу в коллектор 6, регулируется задвижками 14 и 9 и контролируется расходомерами 30 и 31.

Массообмен в смесителе приведет к тому, что твердые частицы и нефтяные капли большей частью сконцентрируются на поверхности раздела фаз вода - газ, т.е. на поверхности образуемых газовых капель. При выходе из распределителя 16 пузырьки газа организуют флотацию взвешенных частиц.

В дальнейшем водогазовая смесь в виде диспергированного в воде газа с захваченными частицами ТВЧ и нефти на границе раздела фаз, т.е. на поверхности газовых пузырьков, выйдя из распределителя 16 в слое воды, сразу поступит в гидрофобный слой 29 водоочистителя 17. Всплыв через этот слой, газовые пузыри разорвутся ввиду того, что выше гидрофобного слоя 29 располагается газовая фаза. Граница раздела фаз газ - нефть гидрофобного слоя будет располагаться на уровне выхода водогазовой смеси из водоочистителя 17 через задвижку 18 и линию 19.

Разрыв газовых пузырей при переходе границы нефть - газ будет сопровождаться освобождением ТВЧ от пузырей и их накоплением в верхней части гидрофобного слоя 29. Нефтяные капли по мере прохождения через гидрофобный слой остаются в нем и сливаются с нефтью. Накапливающаяся нефть гидрофобного слоя будет постоянно отводиться из водоочистителя 17 по линии 19 вместе с накапливающимся газом. Регулятор расхода воды 27 позволяет поддерживать толщину гидрофобного слоя и затопление распределителя 16.

На рис.2 показана зависимость остаточного содержания ТВЧ и нефти в воде для закачки в скважину 26 от объемного содержания газа в воде, поступающей в смеситель 12. Зависимость получена экспериментально на модельной установке сброса воды для нефти с плотностью 880 кг/м³ и вязкостью 0,03 Пас и воды с плотностью 1000 кг/м³. В экспериментах использовался попутный нефтяной газ, отобранный под давлением из газовой линии установки предварительного сброса воды.

Из этого рисунка видно, что наименьшее содержание ТВЧ и нефти достигается при соотношении фаз в пределах 0,3 0,4. Соотношение объемов газа и воды, т.о. устанавливается в этом диапазоне регулированием задвижек 14 и 9.

Установка на линии 11 регулятора расхода 20 не позволяет накапливаться нефтяному слою в водоотделителе 5 в целях предупреждения попадания нефти в водоочиститель 17.

Водная фаза в водоочистителе 17 ниже гидрофобного слоя 29 также будет продолжать очищаться от ТВЧ и нефти. Накапливающаяся в нижней части аппарата грязь периодически удаляется через дренажную задвижку 28.

Технико-экономическим преимуществом предложенного способа является использование дополнительного флотационного эффекта в процессе очистки сбрасываемой воды от взвесей твердых частиц и нефти, достигаемого за счет полезной работы сепарированного из нефти попутного нефтяного газа. Это позволяет существенно улучшить качество сбрасываемой воды по содержанию ТВЧ и нефти.

Источники информации

1. Хатмуллин Ф.Х., Давлетшин З.Ш., Зайнашев Р.А. Установка трубная наклонная для сброса воды. Нефтяное хозяйство, № 4, 1992, с.24-25.

2. Патент РФ № 2094081. Отстойник с жидкостным гидрофобным слоем для очистки нефтесодержащей пластовой воды. Заявл. 19.04.1995. Опубл. 27.10.1997.

3. Евразийский патент № 016740 В1, В01D 17/00 (2006.01). Комплексная кустовая установка обезвоживания нефти и утилизации попутно-добываемой пластовой воды. Заявл. 25.06.2009. Опубл. 30.07.2009 (Евразийская патентная организация).

4. Патент РФ № 2135886. Способ и устройство для предварительного сброса воды в системах сбора продукции нефтедобывающих скважин. Заявл. 11.11.1997. Опубл. 27.08.1999.