СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДВОДНОГО ГАЗОВОГО И ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ПОДВОДНЫЙ ЭЖЕКТИРУЮЩИЙ МОДУЛЬ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2023 года по МПК E21B43/36 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам и устройствам интенсификации падающей добычи флюида из подводных газовых и газоконденсатных месторождений.

Способ эксплуатации подводного газового и газоконденсатного месторождения и подводный эжектирующий модуль для его осуществления предназначены для повышения степени извлечения газа из подводных газовых и газоконденсатных месторождений.

Известен и используется способ эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в периоде падающей добычи (при давлении флюида на берегу ниже 9 МПа) с помощью дожимной компрессорной станции (далее - ДКС), отраженный в Стандартах организации СТО Газпром 2-3.3-164-2014 и СТО Газпром НТП 1.8-001-2004. В этом случае флюид, который движется с подводного месторождения под действием перепада давления, собирается в выходном элементе системы подводной добычи - манифольде, далее через трубные вставки и подводный трубопровод поступает в береговой технологический комплекс (далее - БТК), в котором сжимается с помощью ДКС до давления 6-10 МПа и направляется в магистральный газопровод. При этом подводный трубопровод может состоять из одной или нескольких параллельных труб.

Недостатком такого способа является резкое падение дебита (объема газа, стабильно поступающего из источника в единицу времени) и невозможность эксплуатации месторождения при давлении флюида на входе в БТК ниже 2-5 МПа. Уровень минимального входного давления зависит от протяженности подводного трубопровода.

Также известен способ, в котором применяется подводная дожимная компрессорная станция (далее - ПДКС), отраженная в патенте US 20090200035 А1 (опубл. 13.08.2009). ПДКС представляет собой подводный компрессор с одной или несколькими ступенями компримирования флюида, расположенный в непосредственной близости от манифольда. В этом случае флюид собирается в манифольде, через трубные вставки и первый участок подводного трубопровода поступает в ПДКС, где происходит повышение давления флюида повышается на величину до 3 МПа, далее через второй участок подводного трубопровода направляется в БТК, в котором сжимается с помощью ДКС до давления 6-10 МПа и направляется в магистральный газопровод. При этом участок трубопровода может состоять из одной или нескольких параллельных труб.

Недостатками такого способа являются техническая сложность конструкции и как следствие, низкая надежность оборудования, а также большие габариты, высокие масса и металлоемкость.

Наиболее близким аналогом, принятым за прототип, является способ применения эжекторов для интенсификации добычи газового флюида в подводных месторождениях (патент US 20180133621 А1, опубл. 17.05.2018). В этом способе флюид из подводной скважины или скважин с низким устьевым давлением направляется в эжектор, который приводится в действие за счет энергии добычного флюида, поступающего из подводной скважины или скважин с высоким устьевым давлением. При этом в эжекторе происходит повышение давление входящего потока флюида с низким давлением, за счет понижения давления входящего потока флюида с высоким давлением, а суммарный выходящий поток имеет давление в диапазоне между низким и высоким. Таким образом, происходит увеличение дебита из скважин с низкими устьевыми давлениями.

Недостатками этого способа являются техническая сложность в реализации его на уже эксплуатируемой системе подводной добычи и невозможность применения в случае, если перепад между источником высокого и низкого давлений составляет менее 20 процентов.

В основе предлагаемого изобретения лежит задача увеличения суммарного дебита месторождения в период падающей добычи и повышение коэффициента извлечения газа без необходимости ввода в действие ПДКС в месторождения с двух- или более трубными газопроводами.

Решение этой задачи достигается путем усовершенствования способа эксплуатации месторождения с применением береговой дожимной компрессорной станции за счет применения подводного эжектирующего модуля и изменения схемы движения флюида в подводном трубопроводе.

Подводный эжектирующий модуль представляет собой конструкцию с эжекторами, устанавливаемую в непосредственной близости от манифольда, включающую одну или несколько ступеней компримирования флюида.

В предложенном способе эксплуатации подводного газового и газоконденсатного месторождения одну из труб газопровода подключают к источнику высокого давления на берегу, например, к штатной дожимной компрессорной станции (ДКС). Газ высокого давления направляют с берега под воду по одной из труб или трубам, где он поступает в эжектор или эжекторы в качестве эжектирующей среды. Эжектируемой средой, поступающей в подводный эжектор или эжекторы, является газовый флюид с месторождения. При этом происходит компримирование газового флюида в эжекторе или эжекторах. Далее общий поток эжектирующей и эжектируемой среды направляют в другую трубу или трубы и подают на берег для сжатия в ДКС. Таким образом, подводное компримирование газового флюида в эжекторе или эжекторах осуществляют за счет энергии части добываемого газа, рециркулируемой с берега под воду. Эжекторы располагаются в составе подводного эжектирующего модуля.

Для увеличения степени повышения давления в подводном эжектирующем модуле можно применять несколько последовательных ступеней компримирования. В таком случае эжекторы устанавливаются последовательно по ходу движения эжектируемой среды.

Предлагаемые способ эксплуатации подводного газового и газоконденсатного месторождения и подводный эжектирующий модуль для его осуществления иллюстрируются изображениями, где:

- на фиг. 1 представлена схема осуществления способа эксплуатации подводного газового и газоконденсатного месторождения с помощью ДКС и подводного эжектирующего модуля;

- на фиг. 2 показан общий вид подводного эжектирующего модуля на опорной раме;

- на фиг 3. представлена конструкция подводного эжектирующего модуля.

Решение озвученной задачи с помощью предлагаемого способа достигается тем, что в способе эксплуатации подводного газового и газоконденсатного месторождения для увеличения суммарного дебита месторождения в период падающей добычи и повышения коэффициента извлечения флюид собирают в манифольде 1 и через трубную вставку 2 подают в подводный эжектирующий модуль 3, где давление флюида повышается на величину до 3 МПа. Далее через трубную вставку 2 и одну или несколько основных труб 4 подводного трубопровода флюид направляют в БТК 5, в котором сжимают с помощью ДКС 6 до давления 6-10 Мпа. Далее одну часть газа направляют в магистральный газопровод, другую часть газа направляют в подводный эжектирующий модуль 3 через одну или несколько напорных труб 7 подводного трубопровода.

Падение дебита в периоде падающей добычи приводит к тому, что в ДКС 6 освобождаются компрессорные мощности, которые используют для создания потока газа, направляемого от БТК 5 к подводному эжектирующему модулю 3. Поток газа высокого давления, поступающий (рециркулируемый) в подводный эжектирующий модуль 3 из БТК 5, приводит в действие эжектор 8, который компримируют поток флюида, поступающий из манифольда 1.

Таким образом, в предложенном способе эксплуатации подводного месторождения компримируют флюид с помощью подводного эжектирующего модуля, тем самым увеличивают расход флюида через подводную трубопроводную сеть и поддерживают депрессию скважин на заданном уровне за счет изменения устьевого давления.

Решение озвученной задачи с помощью предлагаемого устройства достигается тем, что в подводном эжектирующем модуле (фиг. 2) на опорной раме 9 с защитными конструкциями 10, оборудованными областями доступа к запорной арматуре 11, установлены система соединений 12 (фиг. 3) с присоединенными элементами трубной обвязки: напорной линией 13 и основной линией 14 транспортировки флюида, эжекторы 8, запорная арматура линии эжектора 15 (фиг. 1, 3), запорная арматура байпасной линии 16 (фиг. 1, 3). Рециркулируемый с БТК газ высокого давления поступает через систему соединений в напорную линию 13, которая соединена с напорным патрубком эжектора. Флюид, поступающий с манифольда, проходит через систему соединений в основную линию 14 транспортировки флюида, откуда может быть направлен к всасывающему патрубку эжектора, либо в байпасную линию.

Направление флюида к эжектору, либо в байпасную линию происходит за счет открытия и закрытия запорных арматур 15 и 16.

Пример способа эксплуатации подводного месторождения, включающий схему ввода в действие подводного эжектирующего устройства, выглядит следующим образом. На типовом подводном месторождении выходным подводным газосборным элементом является сборный манифольд, который подключают к двухтрубному трубопроводу через систему соединений посредством двух трубных вставок. При падении давления флюида на входе в БТК ниже 2-5 МПа на дно в непосредственной близости от сборного манифольда устанавливают подводный эжектирующий модуль на грунт или на подготовленное донное основание. Далее, не прекращая добычи, отключают одну из основных труб 4 трубопровода, извлекают, например, с помощью телеуправляемого необитаемого подводного аппарата, соединительную трубную вставку 2 и соединяют трубопровод с подводным эжектирующим модулем новой трубной вставкой 2 и подводный эжектирующий модуль 3 с манифольдом 1 новой трубной вставкой 2 (фиг. 1). Далее переводят поток флюида на основную трубу 4 трубопровода, уже подключенную через подводный эжектирующий модуль и подключают подводный эжектирующий модуль к напорной трубе 7 трубопровода с помощью новой трубной вставки 2. При этом основные трубы 4 трубопровода будут работать в режиме добычи, а напорные трубы 7 трубопровода - в режиме рециркуляции. После чего в напорную трубу 7 направляют газ, отбираемый после ДКС, что приводит к росту давления газа и возможности запуска эжекторов 8. После достижения давления газа 6-10 МПа в трубе рециркуляции запускают эжекторы 8 с помощью открытия запорной арматуры 15 и закрытия запорной арматуры 16. Работу подводного эжектирующего модуля контролируют с БТК. Регулирование работы эжектирующего модуля происходит с БТК за счет изменения давления рециркулируемого газа.

Таким образом, способ эксплуатации подводного газового и газоконденсатного месторождения и подводный эжектирующий модуль для его осуществления позволяют увеличить суммарный дебит месторождения в период падающей добычи без необходимости ввода в действие ПДКС за счет подключения эжектирующего модуля между выходным элементом подводной газосборной сети и многотрубным газопроводом и приведения в действие за счет энергии газа высокого давления, отбираемого за береговой дожимной компрессорной станцией и подаваемого к эжекторам по одной из труб многотрубного газопровода.

Группа изобретений относится к способу эксплуатации подводного газового и газоконденсатного месторождения и подводному эжектирующему модулю для его осуществления. Способ эксплуатации подводного газового и газоконденсатного месторождения заключается в подключении одной из труб газопровода к источнику высокого давления на берегу. По одной из труб или трубам газ высокого давления с берега направляется под воду, где он поступает в эжектор или в качестве эжектирующей среды и происходит компримирование газового флюида в эжекторе. Эжектируемой средой, поступающей в подводный эжектор, является газовый флюид с месторождения. Далее общий поток эжектирующей и эжектируемой сред поступает в другую трубу или трубы и направляется на берег для сжатия в ДКС. Осуществляется подводное компримирование газового флюида в эжекторе или эжекторах за счет энергии рециркулирумой с берега под воду части добываемого газа. Эжекторы располагаются в составе подводного эжектирующего модуля. Технический результат заключается в увеличении суммарного дебита месторождения с двух- или более трубными газопроводами в периоде падающей добычи. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ эксплуатации подводного месторождения, включающий подключение выходного элемента подводной газосборной сети к береговой дожимной компрессорной станции с помощью многотрубного газопровода в виде двух и более труб, отличающийся тем, что между выходным элементом подводной газосборной сети и многотрубным газопроводом подключают подводный эжектирующий модуль, после чего эжекторы подводного модуля приводят в действие за счет энергии газа, отбираемого за последней ступенью компримирования береговой дожимной компрессорной станции и подаваемого к эжекторам через одну или несколько напорных труб подводного трубопровода, при этом эжекторы всасывающим патрубком принимают поток газа, поступающий с выходного элемента подводной газосборной сети, компримируют его и направляют в основной подводный трубопровод через одну или несколько труб для доставки на береговой технологический комплекс.

2. Подводный эжектирующий модуль, устанавливаемый на донное основание или на грунт, состоящий из опорной рамы с защитными конструкциями, эжекторов, напорной и основной линиями транспортировки флюида и эжекторов, отличающийся тем, что на входе напорной, а также на входе и выходе основной линии установлена система соединений, соединяющая их при помощи трубных вставок с одной или несколькими основными и напорными трубами подводного трубопровода и выходным элементом подводной газосборной сети, причем напорная линия, эжекторы и основная линия имеют в своем составе запорную арматуру с областями доступа к ней в опорной раме.

3. Подводный эжектирующий модуль по п. 2, отличающийся тем, что потоки флюида могут направляться как в эжекторы, так и по байпасной схеме при помощи запорной арматуры.

4. Подводный эжектирующий модуль по п. 2, отличающийся тем, что содержит одну или несколько ступеней компримирования флюида.