способ подготовки и транспорта продукции на нефтегазоконденсатных месторождениях с высоким газовым фактором и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ подготовки и транспорта продукции на нефтегазоконденсатных месторождениях с высоким газовым фактором, содержащий совместный транспорт продукции скважины, сепарацию газа от нефти и воды в сепараторе высокого давления, измерение параметров газа высокого давления и измерение параметров жидкой фазы продукции скважины, отделение воды от нефти на месторождении, раздельное транспортирование газа высокого давления, нефти и воды до ДНС, установки подготовки или потребителю, отличающийся тем, что после сепарации газа высокого давления из продукции скважины работу скважины регулируют раздельным штуцированием жидкой продукции скважины и одновременно штуцированием газа высокого давления после сепарации газа.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что измерение параметров жидкой фазы продукции скважин и измерение параметров газа высокого давления осуществляют раздельно после сепарации газа высокого давления из продукции скважины.

3. Устройство для подготовки и транспорта продукции на нефтегазоконденсатных месторождениях с высоким газовым фактором, включающее фонтанную арматуру, штуцера-регуляторы работы скважины, трубопроводы совместного и раздельного транспорта продукции скважины, нефти, воды и газа, сепаратора высокого давления, замерные установки, отличающееся тем, что оно снабжено дополнительным штуцером-регулятором работы скважины, установленным на газопроводе высокого давления после сепаратора высокого давления и соединенным трубопроводом с замерной установкой газа, а штуцер-регулятор работы жидкой продукции скважины установлен на трубопроводе жидкой продукции скважины после сепаратора высокого давления и подключен к замерной установке жидкой продукции скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к сбору предварительной подготовке и транспорту нефти и газа на месторождении.

Известен способ сбора, подготовки и транспорта нефти и газа на месторождениях Западной Сибири, включающий регулирование работы скважины штуцированием продукции скважины на устье, совместный транспорт нефти, воды и газа по одному трубопроводу до групповой замерной установки (ГЗУ), измерение дебита каждой скважины в автоматическом режиме, транспорт нефти, воды и газа до сепарационной установки высокого давления на месторождении, сепарация газа от нефти, предварительный сброс воды и транспортирование нефти, воды, газа раздельно по трубопроводам на дожимные насосные станции (ДНС) или к потребителю.

Однако при таком способе сбора, подготовки и транспорта добываемой продукции из скважины при регулировании работы скважины штуцированием продукции на устье скважины с высоким газовым фактором 1000 м³/т и более происходит значительное понижение температуры продукции и, как следствие, обмерзание устьевого и замерного оборудования, в ряде случаев замерзание выкидных линий, фонтанной арматуры, гидратообразование в системе нефтесборов и ДНС.

Известен способ сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, включающий регулирование работы скважины штуцированием продукции скважины на устье, совместный транспорт продукции до ГЗУ, измерение дебита каждой скважины в автоматическом режиме, транспорт продукции до сепарационной установки высокого давления на месторождении, сепарация газа от нефти, отделение воды от нефти непосредственно на месторождении, смешение обезвоженной нефти с отсепарированным газом и совместный транспорт нефти и газа на ДНС, сборного пункта или к потребителю.

Однако и при этом способе регулирование работы скважин осуществляют на устье, что приводит к понижению температуры продукции на устье, обмерзанию устьевого и замерного оборудования, в ряде случаев и замерзания выкидных линий в системе нефтесборов и ДНС.

Понижается коэффициент наполнения нефтепроводов, что ведет к образованию пробкового режима потока нефти и газа, и, как следствие, к гидравлическим ударам в процессе транспортировки газожидкостной смеси. Это может привести к разрушению нефтепроводов и ДНС.

Ухудшается процесс подготовки нефти в связи с интенсивным эмульгированием при транспортировке газожидкостной смеси в пробковом режиме потока с большим газовым фактором.

Известно устройство сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, включающее фонтанную арматуру с регулирующим штуцером на выкидных линиях, трубопровод совместного транспорта, ГЗУ, трубопровод совместного транспорта до ДНС или сборного пункта для подготовки продукции, включающий сепаратор высокого давления на месторождении, трубопроводы раздельного транспорта нефти и газа до потребителя.

Однако устройство не обеспечивает бесперебойной добычи нефти и газа, влечет за собой увеличение металлоемкости и к удорожанию обустройства месторождений.

Известно устройство сбора, подготовки и транспорта добываемой продукции скважин на месторождениях, включающее фонтанную арматуру с регулирующим штуцером на выкидных линиях, трубопровод совместного транспорта до ГЗУ, АГЗУ, трубопровод совместного транспорта нефти с водой, газом до ДНС и сборного пункта, пункт подготовки продукции скважин с сепаратором высокого давления, соединенных трубопроводом с потребителями.

Однако устройство не обеспечивает бесперебойной работы скважин с высоким газовым фактором, не исключает обмерзания устьевого и замерного оборудования, замерзания, гидратообразования в системе трубопроводов нефтесбора и ДНС.

Система не исключает гидравлических ударов и возможности разрушения нефтепроводов и ДНС.

Расход реагентов и тепла на подготовку продукции скважин повышенный.

Это ведет к удорожанию строительства и обустройства месторождений.

Целью изобретения является повышение эффективности работы системы скважины - нефтегазосбор для нефтеконденсатных месторождений с высоким газовым фактором путем более полного сохранения и использования естественной пластовой энергии.

Это достигается тем, что способ сбора, подготовки и транспорта нефти, содержащий совместный транспорт продукции до сепарационной установки высокого давления, сепарацию газа от нефти и воды, отделение воды от нефти непосредственно на месторождении и раздельное транспортирование газа высокого давления, нефти и воды до ДНС, установки подготовки или потребителю, усовершенствован тем, что после сепарации газа высокого давления из продукции скважины работу скважины регулируют раздельным штуцированием жидкости и газа высокого давления.

Способ усовершенствован и тем, что регулирует работу скважины штуцированием газа высокого давления, при его неполном отборе из продукции скважины, и минимальном содержании тяжелых фракций, выпадающих при его транспорте.

Способ усовершенствован и тем, что измерение параметров жидкой фазы продукции скважины и измерение параметров газа высокого давления осуществляют раздельно после сепарации газа высокого давления из продукции скважины. Кроме того, регулирование работы скважины раздельным штуцированием жидкости осуществляют до снижения температуры жидкости до температуры, превышающей температуру кристаллизации парафина, а регулирование работы скважины раздельным штуцированием газа высокого давления осуществляют до снижения температуры газа до температуры, превышающей температуру гидратообразования.

Для этого устройство сбора, подготовки и транспорта продукции на месторождениях, содержащее фонтанную арматуру, штуцер-регулятор работы скважины, трубопроводы совместного и раздельного транспорта продукции скважины, нефти воды и газа, сепаратор высокого давления, замерные установки, снабжено дополнительным штуцером-регулятором работы скважины, установленным на газопроводе высокого давления и соединенным трубопроводом с замерной установкой газа, а штуцер-регулятор работы жидкой продукции скважины установлен на трубопроводе жидкой продукции скважины после сепаратора высокого давления и подключен к замерной установке жидкой продукции скважины.

Сопоставительный анализ позволяет сделать вывод, что способ и устройство отличаются от прототипов наличием существенных отличительных признаков, соответствующих критерию "Новизна".

Сравнение заявляемых способа и устройства не только с прототипами, но и с другими техническими решениями в данной области техники выявило в них признаки, позволяющие сделать вывод в соответствии критерию "существенные отличия".

На чертеже приведена схема устройства.

Температура парафинообразования и гидратообразования определяется как функция состава жидкости, газа и давления экспериментальным или расчетным путем.

Способ осуществляется следующим образом.

Подают продукцию скважины от устья по одному трубопроводу до установки сепарации высокого давления. Сепарируют газ от нефти и воды, т. е. от жидкости продукции скважины. Сепарируют газ из нефти при его неполном отборе из продукции скважины и минимальном содержании тяжелых фракций, выпадающих при его транспорте. Регулируют работу скважины раздельным штуцированием жидкости продукции скважины после сепарации высокого давления и одновременным штуцированием газа высокого давления после сепарации газа высокого давления. Измеряют параметры жидкости продукции скважины после сепарации газа высокого давления. Измеряют параметры отсепарированного газа высокого давления. Отделяют воду от нефти. Транспортируют раздельно газ высокого давления до ДНС, установки подготовки газа или потребителю.

Транспортируют раздельно нефть до ДНС, нефтесборного пункта или потребителю.

Транспортируют воду на подготовку и потребление на нужды промысла.

Устройство состоит из фонтанной и запорной арматуры 1 на устье скважины, связанной индивидуальным трубопроводом 2 с установкой 3 сепарации газа высокого давления от жидкости продукции скважины.

Жидкая продукция скважины подается по трубопроводу 4 со штуцером 5 на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 6, которая трубопроводом 7 соединена с аппаратом 8 предварительного сброса воды. Аппарат 8 соединен нефтепроводом 9 с дожимной насосной станцией (ДНС) 10 и далее к потребителю, а водопроводом 11 - к установке подготовки воды и далее к потребителю. От установки 3 сепарации газа высокого давления смонтирован газопровод 12 газа высокого давления, на котором установлен дополнительный штуцер 13, соединенный трубопроводом с диафрагмой с АГЗУ 14.

Из АГЗУ 14 газопровод 15 проложен к установке подготовки газа 16 и далее к потребителю.

В газопровод 15 включен блок химреагентов 17 с регулятором подачи химреагентов 18. ДНС 10 и установки подготовки газа 16 соединены между собой газопроводом 19 и конденсатопроводом 20.

При работе скважин не будет обмерзания устьевого, замерного оборудования и системы нефтегазосбора при низких температурах, что исключает простой скважин.

Улучшаются условия сепарации продукции, исключается гидратообразование, что позволяет сэкономить значительное количество химреагента.

Обустройство по предложению позволяет снизить металлоемкость в 1,1-1,2 раза, уменьшить капитальные затраты.

На Бахиловском, Северо-Хохряковском, Верхне-Колик-Еганском, Западно-Варьеганском и некоторых горизонтах Северо-Варьеганского, Тагринского и Варьеганского месторождений газовый фактор на ряде скважин достигает 500-1000 м³/м³ и более. В летнее время из-за большого газосодержания не работает до 30 скважин. Положение усугубляется в условиях низких температур, которые в данном регионе достигают (-40-50)^оС. Были случаи перемерзания нефтегазосборных коллекторов с кустов скважин из-за образования гидратных пробок. Отогрев трубопроводов и запуск скважин в работу связан с большими трудозатратами. Снижается уровень добычи нефти и газа. По скважинам с большим газовым фактором нет точного замера дебита добываемой нефти и газа из-за отсутствия эффективных средств замера. Ввиду актуальности разрешаемой проблемы на Бахиловском месторождении для проведения опытных работ произведена обвязка куста скважин.

В случае успешных испытаний экспериментальной схемы сбора производственное объединение "Варьеганнефтегаз" планирует внедрение ее на ряде месторождений для площадей с высоким газосодержанием добываемой нефти. (56) Маринин Н. С. и др. Обзорная информация "Сбор, подготовка и транспорт газонасыщенных нефтей на месторождениях Западной Сибири", серия "Нефтепромысловое дело" М. : ВНИИОЭНГ, вып. 6, 1983.