Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к сбору и подготовке на кусте скважин газоводонефтяной эмульсии и касается транспорта ее на большие расстояния. The invention relates to the oil industry, in particular to the collection and preparation of a well-gas-oil emulsion on a cluster of wells and its transport over long distances.
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. A known method of transporting a gas-oil emulsion [1] comprising treating the initial gas-oil emulsion with a reagent-demulsifier, separating it into gas, water and oil, and subsequent purification from oil of the separated aqueous phase in the final section of the pipeline. This method allows you to clean the produced water to a quality sufficient for use in the reservoir pressure maintenance system (SPPD). However, the residual water content in the separated oil is still high (more than 15%). T.O. Corrosion activity of the oil-water mixture pumped to the central oil and gas collection point (CPS) is maintained, because its co-activity is determined by the content of formation water in it. In addition, the discharged formation water is not enough to maintain reservoir pressure in the reservoir due to the fact that part of it goes with oil to the central processing center. To maintain reservoir pressure, water from surface sources is additionally used.
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.The disadvantage of the method of transporting oil well products is the forced joint transport of oil and residual formation water in the pipelines of the well production system in the field and in interfield pipelines. The disadvantage of this transport is the production of oil wells is that the DPS are removed from the wells and there is a problem of disposal of produced water coming into them with oil. This water cannot be discharged into water bodies due to the negative impact on the environment, therefore it is returned to the field, which increases the metal consumption of the method and reduces its reliability due to the high corrosivity of formation water. It should also be noted as a disadvantage of this method that the production of wells (gas-oil emulsion) when it is transported from the wells to the DSP loses its natural high temperature and stabilizes. The stability of the emulsion increases continuously when it is degassed, dispersed on pumps and valves, etc. Already in the first two hours after production, its stability almost doubles. Existing methods of transport do not allow the transport of well products after preliminary discharge of produced water with a water cut of less than 8% (in practice, 15% and higher). To dehydrate it at a central heating station to a commodity condition, an additional consumption of a demulsifier and heating is required, which increases the material and energy consumption of the method, worsens its environmental performance due to emissions into the atmosphere. The cost of heating the emulsion and its deep dehydration at the central processing center is at least 50% of the capital and operating costs of its preparation. A known method of breaking oil emulsions by flotation, based on the emergence of dispersed particles trapped in air or gas bubbles with the formation of a foamy layer on the water surface [2]
The technical result of the invention is the transportation of oil well products with increased reliability indicators of its implementation while reducing material and energy intensity.
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. This is achieved by a method of transporting oil well products, including the treatment of a gas-oil emulsion with a demulsifier before preliminary discharge of formation water on a wellbore and its subsequent separation into phases, the emulsion treated with a demulsifier before mixing with the formation water is mixed with thermal gas-saturated water from a water well. The introduction of thermal gas-saturated water reduces the rate of stabilization of the gas-oil emulsion and contributes to its intensive destruction. Moreover, the water cut of oil after preliminary discharge of produced water does not exceed 2%. The amount of thermal gas-saturated water sent for mixing is determined empirically and depends on the type of demulsifier and the characteristics (properties) of the oil. The quality of the water separated during discharge allows it to be pumped into the SPD without additional preparation, and the quantity does not involve fresh water from the ground sources in the SPD. In addition, the corrosiveness of the pumped medium sharply decreases, the reliability of oil pipelines increases, and the metal consumption of the method decreases, because there is no return transport of produced water from the central water supply system to the field and operating costs are reduced. This increases the environmental characteristics of the method.
На чертеже приведена схема осуществления способа транспортирования продукции нефтяных скважин на примере Северо-Покачевского месторождения. The drawing shows a diagram of an implementation of a method of transporting oil well products on the example of the North-Pokachevsky field.
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 12oC 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 40oC, 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 20oC, 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.A gas-oil-water emulsion with a water content of up to 50% with a gas content of 100 nm 3 / m 3 and a density of 850 1020 kg / m 3 from production wells 1 is transported through a collection pipeline 2 in an amount of about 200 m 3 / day. at a temperature of 12 o C on the cluster installation of preliminary water discharge (UPSV). Reapon-4 reagent-demulsifier in the amount of 30 g per tonne of oil emulsion is fed into the stream of the initial emulsion. Before UPSV, Cenomanian thermal gas-saturated water is supplied to pipeline 2 in an amount of about 70 m 3 / day. with a temperature of 40 o C, coming from a water well 4 through a pipeline 5. In the pipeline 2, thermal water is mixed with a gas-oil emulsion treated with a demulsifier. In this case, the effect of the demulsifier is intensified, the medium is hydrophilized, and the emulsion begins to collapse intensively. Next (at the UPSW) the mixture is defended, for example, in a three-phase separator, for 0.6 1.0 hours at a pressure of 1.5 MPa and a temperature of 20 o C, dividing the mixture into phases: gas, oil, water. In this case, the residual water in the oil does not exceed 2%, occluded gas is separated up to 30 l / m 3 , and the quality of the separated water (including due to the development of the flotation effect) is sufficient for pumping it 6 directly into the formation through injection wells 7 of the system maintaining reservoir pressure, into which it is supplied via pipeline 8 (oil content in water 20 30 mg / l, solids 10 30 mg / l). Oil and gas separated in a three-phase separator 3 are transported through a common pipeline 9 to a buffer degasser 10. In it, at a pressure of 0.8 1.1 MPa, gas and oil are separated. Then degassed oil pump 11 is fed into the pipeline, and gas through the pipeline 12 is supplied for drying. A similar result can be achieved by applying thermal gas-saturated water directly to a three-phase separator.