Система сбора продукции скважин нефтяного месторождения

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к сбору нефти, газа и воды на нефтяном месторождении.

Сущность полезной модели заключается в том, что выход дожимной насосной станции без установки предварительного сброса попутной воды разобщен с трубопроводом-коллектором и соединен с входом дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса попутной воды с использованием существующего трубопровода, предварительно изолированного от трубопровода-коллектора, при этом выход дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды соединен с трубопроводом-коллектором дополнительным трубопроводом оптимизированного диаметра.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой системы сбора продукции скважин нефтяного месторождения достигается за счет оптимизации технологической схемы сбора продукции скважин нефтяного месторождения и сохранения режима работы насосов дожимных насосных станций в области высоких значений КПД.

Использование данного предложения позволяет при небольших дополнительных капитальных затратах с помощью существующей системы сбора продукции скважин сократить длину водоводов за счет реализации воды в районе ее добычи, снизить энергозатраты на перекачку попутной воды и повысить надежность трубопроводной системы за счет соединения дожимной насосной станции, оснащенной установкой предварительного сброса, трубопроводом оптимизированного диаметра незначительной протяженности с трубопроводом-коллектором, а также избежать затрат на сооружение новых установок предварительного сброса попутной воды за счет дозагрузки существующих установок предварительного сброса попутной воды и, как результат, экономить материальные затраты на сбор и подготовку продукции скважин.

1 илл.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к сбору нефти, газа и воды на нефтяном месторождении.

Известна система сбора продукции скважин нефтяного месторождения, включающий сбор продукции добывающих скважин и транспортирование ее насосами дожимных насосных станций (ДНС) на центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС), на котором производят сброс воды, ее очистку и последующую закачку насосами кустовых насосных станций (КНС) в продуктивный пласт для поддержания пластового давления (Г.С.Лутошкин «Сбор и подготовка нефти, газа и воды».- М.: Недра, 1974, С.13).

Недостатком этой системы является то, что требуются значительные насосные мощности на ДНС и КНС, а также большая протяженность сборных нефтепроводов и разводящих водоводов для перекачки на значительные расстояния продукции добывающих скважин, содержащей значительное количество воды в смеси с добытой нефтью, которую после сброса на ЦПС и очистки возвращают обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемым результатам к предлагаемой является «Система сбора продукции нефтяного месторождения» (патент РФ №2159892 F17D 1/00. Опубл. БИ №33 от 27.11.2000 г.), включающий предварительный сброс воды на ДНС и транспортирование предварительно обезвоженной нефти через систему сборных нефтепроводов на ЦПС, при этом сброшенную на установках предварительного сброса (УПС) воду транспортируют с ДНС на близлежащую КНС для закачки в продуктивный пласт.

Данная система позволяет осуществить рациональное использование насосных и трубопроводных мощностей на месторождениях с высокой степенью обводненности продукции скважин (70% и выше) за счет группирования части ДНС и КНС в блоки по принципу экономической целесообразности.

Недостатком системы является то, что при группировании КНС и ДНС в блоки по принципу территориальной близости (на одной площадке) при обводненность продукции скважин 70% и выше экономически нецелесообразно устанавливать на территории ДНС

установки предварительного сброса попутной воды при обводненности высокой, но ниже 70%.

Технической задачей предлагаемой полезной модели является оптимизация технологической схемы сбора продукции скважин нефтяного месторождения, позволяющей снизить энергетические затраты на перекачку попутной воды, и, как результат, экономить материальные затраты на сбор и подготовку продукции скважин.

Техническая задача решается предлагаемой системой сбора продукции скважин, включающей скважины, дожимные насосные станции, в том числе с установками предварительного сброса попутной воды, трубопровод-коллектор, соединяющий трубопроводы от дожимных насосных станций с центральным пунктом сбора нефти.

Новым является то, что выход дожимной насосной станции без установки предварительного сброса попутной воды разобщен с трубопроводом-коллектором и соединен с входом дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса попутной воды с использованием существующего трубопровода, предварительно изолированного от трубопровода-коллектора, при этом выход дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды соединен с трубопроводом-коллектором дополнительным трубопроводом оптимизированного диаметра.

На чертеже изображена принципиальная схема системы сбора продукции скважин нефтяного месторождения.

Система сбора продукции скважин нефтяного месторождения содержит скважины 1, ДНС 2, 3, трубопроводы 4, 5, предварительно разобщенные с трубопроводом-коллектором 6, ЦПС 7, при этом ДНС 3 оснащена УПС 8, вход которой соединен трубопроводом-обвязкой 9 с трубопроводом 5, а выход ДНС 3 соединен с трубопроводом-коллектором 6 дополнительным трубопроводом 10 оптимизированного диаметра. Трубопровод 11 соединяет ДНС 3 с КНС 12, к которой подключены нагнетательные скважины 13.

Система сбора продукции скважин нефтяного месторождения работает следующим образом.

Продукцию добывающих скважин 1 собирают по сборным трубопроводам и с помощью насосов ДНС 2, 3 по трубопроводам 4, 5, соответственно транспортируют в общий трубопровод-коллектор 6 и далее на ЦПС 7, на котором производят подготовку нефти, очистку попутной воды и транспортирование ее в систему поддержания пластового давления для закачки в пласт. На ДНС 3 по причине высокой обводненности продукции скважин (70% и выше), большого объема жидкости и большой удаленности от ЦПС 7 организован предварительный сброс попутной воды с помощью УПС 8, которую

после очистки транспортируют по трубопроводу 11 на близлежащую КНС 12 для закачки через нагнетательные скважины 13 в продуктивный пласт для поддержания пластового давления. Путем отбора проб контролируют физико-химические свойства продукции на устье добывающих скважин 1, смеси продукции добывающих скважин на ДНС 2, 3 и на ЦПС 7. При стабильном увеличении обводненности продукции скважин, подключенных, к ДНС 2, на которой предварительный сброс попутной воды не организован (согласно прототипу) как экономически нецелесообразный из-за незначительной обводненности продукции скважин (менее 70%), производят группирование ДНС 2 с ближайшей ДНС 3, оснащенной У ПС 8, при этом трубопроводы 4 и 5 разобщают с трубопроводом-коллектором 6, трубопровод 5 дополнительно разобщают с выходом ДНС 3, оснащенной У ПС 8, и соединяют коротким трубопроводом-обвязкой 9 с входом установки У ПС 8 на территории ДНС 3, а выход ДНС 3, оснащенной У ПС 8, соединяют с трубопроводом-коллектором 6 дополнительным трубопроводом 10, равнопротяженным с трубопроводом 5 и оптимизированного диаметра. Затем транспортируют продукцию скважин, подключенных к ДНС 2, по трубопроводам 4, 5 и трубопроводу-обвязке 9 на вход У ПС 8, расположенной на ДНС 3, производят предварительный сброс попутной воды из смеси продукции скважин, подключенных к ДНС 2 и 3, и далее по дополнительному трубопроводу 10 оптимизированного диаметра транспортируют продукцию скважин по трубопроводу-коллектору 6 на ЦПС 7. Оптимизированный диаметр дополнительного трубопровода 10 рассчитывают исходя из суммарного объема перекачиваемой продукции скважин, подключенных к ДНС 2, 3, с учетом предварительного сброса попутной воды на У ПС 8, расположенной на ДНС 3, что позволяет снизить давление на выходе ДНС 3 и сохранить режим работы насоса ДНС 3 в рабочей зоне. Попутную воду из смеси продукций скважин, подключенных к ДНС 2, 3, после предварительного сброса на У ПС 8 и очистки транспортируют по трубопроводу 11 на близлежащую КНС 12 для закачки через нагнетательные скважины 13 в продуктивный пласт для поддержания пластового давления.

Таким образом, предлагаемая система сбора продукции скважин нефтяного месторождения обеспечивает оптимизацию технологической схемы сбора продукции скважин нефтяного месторождения и снижение энергетических затрат на перекачку попутной воды.

Пример конкретного выполнения.

Продукция скважин 1 поступает на ДНС 2 в объеме 600 м ³/сут при обводненности продукции скважин 15% и ДНС 3 в объеме 2500 м³/сут при обводненности продукции скважин 80%. На ДНС 3 по причине высокой обводненности продукции скважин и

значительной удаленности от ЦПС 7 организован предварительный сброс попутной воды с помощью УПС 8 в объеме 1912 м³/сут до обводненности продукции скважин 15% на выходе с ДНС 3. Далее продукцию скважин 1 насосами ДНС 2 и 3 транспортируют по трубопроводам 4 и 5 соответственно в трубопровод-коллектор 6 и далее на ЦПС 7, при этом суммарная протяженность трубопроводов от ДНС 2 и ДНС 3 до трубопровода-коллектора 6 составляет 5 км и 1 км соответственно, длина трубопровода-коллектора 6 до ЦПС 7 составляет 20 км. Сброшенную попутную воду после очистки транспортируют по трубопроводу 11 с ДНС 3 на близлежащую КНС 12 для закачки через нагнетательные скважины 13 в продуктивный пласт для поддержания пластового давления. Первоначально на ДНС 2 предварительный сброс попутной воды не организован (согласно прототипу) как экономически нецелесообразный из-за незначительной обводненности продукции скважин. Путем отбора проб контролируют физико-химические свойства продукции на устье скважин 1, а также смеси продукции скважин на ДНС 2, ДНС 3 и ЦПС 7. В пробах продукции скважин 1, подключенных к ДНС 2, выявляют стабильное повышение обводненности до уровня 70%, что влечет за собой увеличение объема транспортирования, сброса и очистки попутной воды на ЦПС 7 дополнительно на 330 м³/сут перед направлением ее в систему поддержания пластового давления нефтяного месторождения. Согласно прототипу, ДНС 2 необходимо оснастить установкой предварительного сброса воды (например, емкость объемом 200 м³ на дополнительно отводимой территории), при этом объем предварительного сброса воды составил бы 388 м^з/cyт при снижении обводненности продукции скважин до 15%. Согласно предлагаемой системе сбора продукции скважин нефтяного месторождения производят группирование ДНС 2 с ближайшей ДНС 3, оснащенной УПС 8, при этом трубопроводы 4 и 5 разобщают с трубопроводом-коллектором 6, трубопровод 5 дополнительно разобщают с выходом ДНС 3, оснащенной УПС 8, и соединяют коротким трубопроводом-обвязкой 9 с входом установки УПС 8 на территории ДНС 3, а выход ДНС 3, оснащенной УПС 8, соединяют с трубопроводом-коллектором 6 дополнительным трубопроводом 10, равнопротяженным с трубопроводом 5 и оптимизированного диаметра для транспортирования суммарной продукции скважин, подключенных к ДНС 2 и ДНС 3. Затем транспортируют продукцию скважин, подключенных к ДНС 2, в объеме 600 м³/сут с обводненностью 70% по трубопроводам 4, 5 и трубопроводу-обвязке 9 на вход УПС 8, расположенную на ДНС 3, производят предварительный сброс попутной воды из смеси продукции скважин, подключенных к ДНС 2 и 3, в объеме 2300 м³/cут до обводненности подукции скважин 15%, и далее по дополнительному трубопроводу 10

оптимизированного диаметра транспортируют продукцию скважин в трубопровод-коллектор 6 в объеме 800 м³ /сут и далее поставляют на ЦПС 7.

В таблице представлены сравнительные показатели известной (прототипа) и предлагаемой систем сбора продукции скважин нефтяного месторождения, откуда видно, что при небольших затратах на сооружение дополнительного трубопровода суммарные затраты на очистку воды в рассматриваемой системе сбора (ДНС 2 и 3) по предлагаемой системе на 2000 тыс.руб. (в 2,5 раза) ниже, чем по известной системе, при повышении годовых энергетических затрат на 28,1 тыс.руб. (на 66%).

В результате оптимизации системы сбора продукции скважин нефтяного месторождения производят дозагрузку существующей установки предварительного сброса попутной воды или увеличивают ее пропускную способность на территории существующей дожимной насосной станции, снижают объем попутной воды, перекачиваемой по трубопроводам системы сбора продукции скважин нефтяного месторождения и сохраняют режим работы насоса ДНС, оснащенной УПС, в рабочей зоне, снижая при этом затраты на перекачку попутной воды по трубопроводам системы сбора продукции скважин нефтяного месторождения.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой системы сбора продукции скважин нефтяного месторождения достигается за счет оптимизации технологической схемы сбора продукции скважин нефтяного месторождения и сохранения режима работы насосов дожимных насосных станций в области высоких значений КПД путем внутренней переобвязки существующего оборудования дожимных насосных станций, оснащенных установками предварительного сброса попутной воды, и сооружения дополнительных трубопроводов оптимизированного диаметра незначительной протяженности, сохраняя мощность существующих установок предварительного сброса попутно воды на проектном уровне.

Использование данного предложения позволяет при небольших дополнительных капитальных затратах с помощью существующей системы сбора продукции скважин сократить длину водоводов за счет реализации воды в районе ее добычи, снизить энергозатраты на перекачку попутной воды и повысить надежность трубопроводной системы за счет соединения дожимной насосной станции, оснащенной установкой предварительного сброса, трубопроводом оптимизированного диаметра незначительной протяженности с трубопроводом-коллектором, а также избежать затрат на сооружение новых установок предварительного сброса попутной воды за счет дозагрузки существующих установок предварительного сброса попутной воды и, как результат, экономить материальные затраты на сбор и подготовку продукции скважин.

Система сбора продукции скважин нефтяного месторождения, включающая скважины, дожимные насосные станции, в том числе с установками предварительного сброса попутной воды, трубопровод-коллектор, соединяющий трубопроводы от дожимных насосных станций с центральным пунктом сбора нефти, отличающаяся тем, что выход дожимной насосной станции без установки предварительного сброса попутной воды разобщен с трубопроводом-коллектором и соединен с входом дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса попутной воды с использованием существующего трубопровода, предварительно изолированного от трубопровода-коллектора, при этом выход дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды соединен с трубопроводом-коллектором дополнительным трубопроводом оптимизированного диаметра.