Способ газлифтной эксплуатации скважин

Способ газлифтной эксплуатации скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к добыче нефти и газа и может быть использовано при эксплуатации нефтегазовых залежей. Цель изобретения - повышение эффективности эксплуатации скважин при одновременном снижении эксплуатационных затрат. Способ газлифтной эксплуатации сквавян включает разделение добывающих сквшшин по величинам устьевого давления не «м группы низкого 1 и высокого 2 давя Изобретение относится к добыче неф и газа и может быть использовано при эксплуатации нефтегазовых и нефтегазо-конденсатных залежей, особенно в тех случаях, когда эти различного типа залежи имеются на одном месторождении. Цель изобретения - повышение эффективности эксплуатации скважин при одновременном снижении эксплуатационных затрат. На чертеже показана технологическая схема промыслового обустройства скважин. нагнетание сжатого рабочего агента в скважины 1 и 2, отбор продукции из каждой группы скважин 1 и 2 по отдельным трубопроводам системы 3 и 4 нефтегазосбора с подачей ее на многоступенчатую сепарационную установку с последующим направлением продукции скважин 1 и 2 в линии 7 и 8 к потребителю. Сжатый рабочий газ нагнетают одновременно в обе группы скважин 1 и 2 посредством компрессорной станции 9, причем давление сжатого рабочего газа в группе скважин 2 с высоким устьевым давлением поддерживают большим, чем давление газа в первой ступени 5 многоступенчатой сепарационной установки и давление газа в линии 7 к потребителю. Продукция скважин 1 низкого давления поступает через вторую ступень 6 сепарации газа на прием компрессорной станции 9, нефть с водой насосом 11 откачивается на установку подготовки нефти. Продукция скважин 2 с высоким устьевым давлением поступает через первую ступень 5 сепарации и установку 10 осушки газа к потребителю без дополнительного компримирования газа. 1 ил. Способ газлифтной эксплуатации скважин включает разделение добывающих скважин по величинам устьевого давления на две группы низкого 1 и высокого 2 давлений , нагнетание сжатого рабочего агента в скважины 1 и 2, отбор продукции нефтегазосбора из каждой группы скважин 1 и 2 по отдельным трубопроводным системам 3 и 4 с подачей ее на многоступенчатую сепарационную установку ступенями 5 и 6 с последующим направлением продукции скважин 1 и 2 в линии 7 и 8 потребителю. Сжатый fe X С V ОС

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (и)з Е 21 В 43/00

ГОСУДАРСТВЕ ННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ.

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4639342/03 (22) 17.01.89 (46) 23.01.92, Бюл, ЬЬ 3 (71) Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) С.А,Альтшулер. Н.H.Åëèí и В.Г.Ярмизин (53) 622,275.5 (088.8) (56) Бухаленко Е.И, и Абдуллаев Ю.Г, Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. — М. Недра, 1985, с. 109.

Авторское свидетельство СССР

hk 1649086, кл. E 21 В 43/00, 1988. (54) СПОСОБ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к добыче нефти и газа и может быть использовано при эксплуатации нефтегазовых залежей. Цель изобретения — повышение эффективности эксплуатации скважин при одновремеяном снижении эксплуатационных затрат. Способ газлифтной эксплуатации сквамвн включает разделение добывающих скверн по величинам устьевого давления на д6в группы низкого 1 и высокого 2 давленей, Изобретение относится к добыче нейм и газа и может быть использовано при эесплуатации нефтегазовых и нефтегазо-кенденсатных залежей, особенно в тех случаях, когда эти различного типа залежи имеются на одном месторождении.

Цель изобретения — повышение эффективности эксплуатации скважин при одновременном снижении эксплуатационных затрат.

На чертеже показана технологическая схема промыслового обустройства скважин.

„, Ы„„1707189 А1 нагнетание сжатого рабочего агента в скважины 1 и 2, отбор продукции иэ каждой группы скважин 1 и 2 по отдельным трубопроводам системы 3 и 4 нефтегазосбора с подачей ее на многоступенчатую сепарационную установку с последующим направлением продукции скважин 1 и 2 в линии 7 и 8 к потребителю. Сжатый рабочий газ нагнетают одновременно в обе группы скважин 1 и 2 посредством компрессорной станции 9, причем давление сжатого рабочего газа в группе скважин 2 с высоким устьевым давлением поддерживают большим, чем давление газа в первой ступени 5 многоступенчатой сепарационной установки и давление газа в линии 7 к потребителю.

Продукция скважин 1 низкого давления поступает через вторую ступень 6 сепарации газа на прием компрессорной станции 9, нефть с водой насосом 11 откачивается на установку подготовки нефти. Продукция скважин 2 с высоким устьевым давлением поступает через первую ступень 5 cenapsции и установку 10 осушки газа к потребителю без дополнительного компримирования газа. 1 ил.

Способ газлифтной эксплуатации скважин включает разделение добывающих скважин по величинам устьевого давления на две группы низкого 1 и высокого 2 давлений. нагнетание сжатого рабочего агента в скважины 1 и 2, отбор продукции нефтегазосбора из каждой группы скважин 1 и 2 по отдельным трубопроводным системам 3 и 4 с подачей ее на многоступенчатую сепарационную установку ступенями 5 и 6 с последующим направлением продукции скважин

1 и 2 в линии 7 и 8 потребителю. Сжатый

1707189

50

55 рабочий гаэ нагнетают одновременно в обе группы скважин 1 и 2 посредством компрессорной станции 9, причем давление сжатого рабочего газа в группе скважин 2 с высоким устьевым давлением поддержи- 5 ввют большим, чем давление газа в первой ступени 5 многоступенчатой сепарационной установки и давления газа в линии 7 к потребителю.

В технологической схеме предусмотрена установка 10 осушки нефтяного газа, насос 11 откачки обводненной нефти и регулирующий клапан 12. Компрессорная станция 9 соединена со скважинами посредством линии 13.

Способ осуществляется следующим образом.

Продукция скважин 2 с высоким устьевым давлением направляется в высоконапорную трубопроводную систему сбора 3 и далее в сепаратор первой ступени 5, откуда газ после осушки на установке 10 подается по линии 7 магистрального газопровода к потребителю, а жидкость — в сепаратор второй стуг!ени сепарации 6. Продукция скважин 1 с низким устьевым давлением направляется в низконапорную трубопроводную систему сбора и далее в сепаратор

6 второй ступени сепарации, откуда жидкость перекачивается насосом 11 на установку подготовки нефти (УПН), а гаэ подается на гаэлифтную компрессорную станцию 9, где проходит подготовку, компримируется и подается по гаэопроводным линиям 13 высокого давления на добывающие скважины 1 и 2, При недостатке газа низкого давления предусматривается возможность подачи газа после первой ступени 5 сепарации на компрессионную станцию 9 через регулирующий клапан 12 Давление в первой ступени 5 сепарации выбирается в зависимости от давления газа в линии 7 потребителя и

его удаленности. Рекомендуемый диапазон давлений 2,0-6,0 МПа, Давление второй ступени 6 сепарации зависит от требуемого явления на приеме компрессорной стани 9 и составляет для существующего оборудования не менее 0,6 МПа.

Пример. Проектируется обустройство многопластового нефтегазового месторождения, удаленного от газоперерабатывающего завода на расстояние 170 км.

Месторождение состоит иэ 410 добывающих скважин, которые разделены на две группы по величинам устьевых давлений.

В первую группу входят скважины в количестве 190 шт. с устьевым давлением

4,5-5,0 Mfla, суммарным дебитом жидкости

14000 м /сут, средней обводненностью

407ь, газосодержанием нефти 180 м /м, вторая группа состоит из 220 скважин, эксплуатируемых с устьевым давлением

1,2 МПа суммарный дебитом жидкости

12000 м /сут, обводненно тьюэ 607ь. гаэосодержанием нефти 90 м /м . Основной способ эксплуатации скважин на месторождении — компрессорный газлифт с удельным расходом газлифтного газа в среднем 110 и

50 м /с жидкости, соответственно no и II з группам скважин. Подготовка и компримирование газлифтного газа осуществляется на газлифтной компрессорной станции.

Сбор нефтегазовой смеси осуществляется по двум параллельным системам сбора. одна из которых, обслуживающая I группу скважин, имеет среднее давление 4.5 MIla u общую протяженность 75 км, а вторая, обслуживающая II группу скважин — 1,0 МПа и протяженность 80 км. Продукция скважин с систем сбора поступает соответственно на и !! ступени сепарации с давлением сепарации 4.0 и 0,7 МПа. Рассчитан также способ газлифтной эксплуатации скважин рассматриваемого месторождения, имеющий единое давление на устье добывающих скважин 1,2 Mila, общую систему сбора продукции скважин. суммарную протяженность 104 км. давление первой ступени сепарации на пункте сбора 0,7 МПа, суммарный дебит жидкости 26000 м /сут, среднюю обводненность 50, среднее гаэосодержание 147 м /м .

Транспортирование газа осуществляется посредством компрессорной станции транспорта газа с давлением на выходе а газопровод 3,6 МПа. В рассматриваемом варианте гаэ транспортируется после первой ступени сепарации и осушки от влаги под давлением 3,6 МПа в бескомпрессорном режиме, гаэ второй ступени сепарации используется для газлифта и собственных нужд, жидкость откачивается на пункт сбора и подготовки нефти.

Использование предлагаемого способа гаэлифтной эксплуатации скважин дает значительный экономический эффект, Формула изобретения

Способ гаэлифтной эксплуатации скважин, включающий разделение добывающих скважин по величинам устьевого давления на две f ðóïïû низкого и высоко о давлений, нагнетание сжатого рабочего агента в скважины, отбор продукции из каждой группы скважин по отдельным трубопроводным системам нефтегаэосбора с подачей ее на многоступенчатую сепарационную установку с последующим направлением продукции скважины в линии к потребителю, о т1707189

Составитель В. Борискина

Редактор И. Ванюшкина Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор Н. Ревская

Заказ 247 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 101 л ич а ющийс ятем,что, с цельюповышения эффективности эксплуатации скважин при одновременном снижении эксплуатационных затрат, сжатый рабочий газ нагнетают одновременно в обе группы скважин 5 посредством компрессорной станции, причем давление продукции на устье скважин в группе скважин с высоким устьевым давлением поддерживают большим, чем давление в первой ступени многоступенчатой сепарационной установки и давления газа в линии к потребителю.