Системы сбора продукции скважин на нефтяных месторождениях с термическим воздействием на пласт

Любое термическое воздействие на пласт приводит к изменению структуры и прочности коллекторов. В результате, на поверхность выносится большое количество твёрдых частиц различного фракционного состава. Самые крупные частицы диаметром от 0,01 до 0,1 мм собираются в отстойных аппаратах и трубопроводах, образуя пробки и снижая объём рабочей зоны. Более мелкие частицы существенно повышают стойкость водо – нефтяных эмульсий.

Попутный газ таких месторождений не только содержит, как правило, большое количество агрессивных компонентов (H₂S; SO₂; CO; CO₂; NO₂ и др.), но и способствует сильному пенообразованию (особенно при использовании внутрипластового горения). Сепарация газа из такой смеси в герметичной системе сбора протекает довольно медленно, что способствует образованию газовых пробок в системе сбора и подготовки нефти, а так же существенно затрудняет процесс осаждения механических примесей.

Применение теплового воздействия на пласт, особенно паротеплового, вызывает увеличение обводнённости продукции скважин на более ранней стадии эксплуатации, что, в свою очередь, приводит к преждевременному образованию аномально устойчивых водо – нефтяных эмульсий.

Наконец, целевая продукция подобных месторождений, как правило, обладает высокой вязкостью (более 1000 мПа^.с), что существенно затрудняет её сбор.

Проведённые ВНИИПИНефтью исследования показали, что для получения с подобных месторождений конкурентноспособной товарной нефти не ниже 1 группы (согласно существующей классификации) уже в системе сбора необходимо осуществлять не только предварительное разгазирование, но и отделение механических примесей и возможно большего количества воды от продукции скважин, используя все доступные средства интенсификации отстоя.

Типичное оформление подобных схем приведено на рис.3.

Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает в специальный переключатель (3), направляющий её либо в сборный коллектор (4), либо в сборный коллектор (5). По коллектору (4) продукция попадает в газосепаратор (6/1), где вследствии резкого снижения давления осуществляется глубокая одноступенчатая сепарация смеси. Выделившийся газ по отдельному трубопроводу направляется на ЦПС на УКПГ (21), предварительно поджимаясь в случае необходимости на КС (21/1).

Рис.3. Схема сбора продукции скважин на месторождениях с термическим воздействием на пласт.

Подготовленный газ подаётся на ГСМГ (23) и потоком II направляется потребителю.

Отделившаяся в газосепараторе жидкость самотёком проходит через подогреватель (8), обогреваемый паром (поток V), и с температурой 50 – 60⁰С попадает в сепаратор – отстойник (9/1), где в следствии нагрева происходит выделение добавочного количества газа и образование водой самостоятельной фазы. Для интенсификации процессов в сепараторе – отстойнике на его вход непрерывно дозируется деэмульгатор (поток IV). Выделившийся в аппарате (9/1) газ, сбрасывается в газовую линию от газосепаратора (6/1), при необходимости с помощью эжектора.

Оставшаяся водонефтяная эмульсия и выделившаяся свободная вода накапливаются в буферной ёмкости (10/1) откуда по мере надобности забираются ДНС (11/1) и откачиваются в сырьевые резервуары (12) УКПН (13), расположенной на ЦПС.

В следствии высокой вязкости продукции, затрудняющей дегазацию, выделение газа из смеси может продолжаться и в буферной ёмкости. Накапливающийся газ отсасывается с помощью эжектора (20/1).

Продукция, попавшая в коллектор (5), попадает в замерный трап (7/1) из которого, после определения дебита скважины, газ и жидкая фаза сбрасываются в соответствующие линии системы сбора.

Подготовленная на УКПН нефть откачивается в резервуарный парк (на рис.3 не показано) ГСМН (14) и потоком I направляется потребителю.

Вода, отделённая на УКПН, сбрасывается на УКПВ (15) и после подготовки по водоводам низкого давления направляется на КНС (16), а затем, по водоводам высокого давления (17) в нагнетательные (18) или поглощающие скважины (19).

В отличии от предыдущих схем на УКПВ происходит накопление гораздо большего количества отделённых механических примесей, которые потоком III направляются на захоронение.

В большинстве случаев подобные схемы на сегодняшний день реконструированы. Реконструкция, в основном, сводится к замене буферной ёмкости (10/1) на резервуар гораздо большей ёмкости для резкого увеличения времени отстоя, а, значит, и более полного отделения газа и воды. Вторым направлением реконструкции является непрерывное обновление используемого деэмульгатора.

На месторождении «Б» рекомендации ВНИИПИНефти нашли более полное воплощение, а именно: в системе сбора реализован не только предварительный отбор газа, но и удаление существенной части пластовой воды и механических примесей, чему немало способствует организация циркуляции части отделённой пластовой воды, освобождённой от механических примесей. Более того, в системе предусмотрена даже утилизация тепла отходящих дымовых газов, что придаёт её весьма современные черты.

Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает в специальный переключатель (3), направляющий её либо в сборный коллектор (4), либо в коллектор (5). По коллектору (4) продукция попадает в газосепаратор (6/2) где вследствии резкого снижения давления осуществляется глубокая однократная сепарация исходной смеси.

Выделившийся газ самотёком или с помощью КС (21/2) сбрасывается в газовую линию месторождения «А», чаще всего непосредственно на КС (21/1).

Отделившаяся в газосепараторе жидкость самотёком проходит печь (24) в которую в качестве топлива подаётся либо газ, не содержащий сероводорода, либо топочный мазут (поток VI); а в качестве окислителя используется воздух (поток VII) и с температурой 80 – 85⁰С попадает в сепаратор – отстойник (9/2), где поддерживается температура 60 – 65⁰С. Для интенсификации процессов, происходящих в этом аппарате и утилизации тепла дымовых газов печи (24), часть жидкой фазы перед подачей в сепаратор – отстойник пропускается через теплообменник (29/2), омываемый дымовыми газами печи (24), которые затем дымососом (30/2) потоком VIII направляются в дымовую трубу. В подогретую жидкость (горячую струю) непрерывно дозируют деэмульгатор – поток IV, после чего она сбрасывается (возвращается) в отстойник – сепаратор. Выделившийся в нём газ сбрасывается в газовую линию газосепаратора (6/2), чаще всего прямо на приём КС (21/2).

В самом отстойнике – сепараторе происходит разделение исходной жидкой фазы на остаточную водо – нефтяную эмульсию и свободную воду. Остаточная водо – нефтяная эмульсия накапливается в сборной ёмкости (10/2) и по мере надобности откачивается с помощью ДНС (11/2) на ЦПС в сырьевой парк (12) УКПН (13). Остаточное количество газа, продолжающего выделяться в ёмкости (10/2), также сбрасывается на приём КС (21/2), иногда с помощью эжектора.

Вода, отстоявшаяся в аппарате (9/2), забирается насосом (25/2) и прогоняется через гидроциклон (26/2), на котором происходит отделение значительной части механических примесей, сбрасываемых в аналогичную линию III идущую с УКПВ (15), расположенной на ЦПС. «Осветлённая» пластовая вода с температурой 50 – 60⁰С частично подаётся на вход печи (24), а частично накапливается в буферной ёмкости (27/2), откуда по мере надобности откачивается насосом (28/2) на вход УКПВ (15).

Промывка продукции скважин «осветлённой» горячей водой значительно ускоряет процессы расслоения в сепараторе – отстойнике (9/2). Основной недостаток в обустройстве месторождения «Б» кроется в очень большой загруженности печи (24), которой приходится нагревать не только всю продукцию скважин, но и рециркулирующую воду. Оставляет желать лучшего и однократное глубокое разгазирование в газосепараторе, приводящее к ощутимой потере ценных лёгких фракций.

В схеме, реализованной на месторождении «В», удалось в значительной степени избавиться от этих недостатков. Для этого прежде всего, давление продукции сбрасывается в две ступени сначала в депрессаторе (31) и лишь затем в сепараторе – отстойнике (9/3), газ из которого, как и из буферной ёмкости (10/3), эжектируется газом тз депрессатора с помощью эжекторов (20/3). Необходимый подогрев продукции (до 60 – 65⁰С) осуществляется путём подачи горячей струи, нагретой до 85 – 95⁰С, и представляющей собой осветлённую воду на вход отстойника – сепаратора (9/3). Нагрев части осветлённой воды осуществляется в теплообменнике (29/3), обогреваемом дымовыми газами, образующимися от сгорания части попутного газа в топке под давлением (32). Дымовые газы в случае необходимости перед подачей в дымовую трубу могут подвергаться очистке от агрессивных примесей. В остальном обустройство месторождения «В» аналогично обустройству месторождения «Б».

В результате, на УКПН с месторождения «В» поступает продукция с содержанием механических примесей не более 0,1 % мас., газовым фактором не более 15 м³/т и содержащая воды не более 10 % мас., что обеспечивает надёжную работу данной установки.