Способ сбора нефти и газа Советский патент 1991 года по МПК E21B43/00 

требителем, линия 9 для связи с коллектором 2 и дожимной коллектор 10. Скважины оборудованы насосно-компрессорными трубами 11.

Способ реализуется следующим образом.

Продукция скважин 7 с более высоким устьевым давлением направляется в коллектор 1 и далее в сепаратор первой ступени 4. В скважинах 6 с менее высоким устьевым давлением установлено газосепа- рирующее устройство 3, через которое нефть поступает в насосно-компрессорные трубы 11,а отделившийся газ - в затрубное пространство 12. Далее нефть попадает в коллектор 2 и затем в сепаратор второй ступени 5. За счет разной высоты столбов нефти в насосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве в последнем создается избыточное давление газа, под действием которого газ поступает в коллектор 1 и затем в сепаратор первой ступени 4. Пройдя сепаратор 4, газ под высоким давлением направляется к потребителю по магистральному газопроводу 8, а нефть с первой ступени сепарации смешивается с низконапорным потоком и поступает на сепаратор второй ступени 5. Выделившийся в сепараторе 5 остаточный газ или используется на собственные нужды промысла, или после компремирования подается в магистральный газопровод 8.

Давление в высоконапорном коллекторе определяется технологическими и технико-экономическими расчетами и зависит от условий работы и параметров состояния продуктивного пласта, техники и технологии газлифтной добычи на месторождении, дальности транспорта нефтяного газа и условиями его обработки у потребителя. Проведенная оценка выявила рекомендованные области давлений для высоконапорного коллектора 1,6-7,5 МПа, для низконапорного 0,6-1,6 МПа, Однако для частных случаев использования газа высоконапорного коллектора для газлифта, давление в нем может достигать 12,0 МПа.

П р и м е р 1. Проектируется система сбора нефти и газа месторождения, удаленного от газоперерабатывающего завода (ГПЗ) на расстояние 106 км. Один из участков этого месторождения насчитывает 60 скважин, в том числе 22 с устьевым давлением 4,0-4,6 МПа с суммарным дебитом жидкости Ож 1500 м3/сут обводненностью п 15.% и 38% с устьевым давлением 1,0- 2,5 МПа и общим дебитом жидкости 1200 м3/сут обводненностью 60%. Газовый фактор 150 м3/м3, давление насыщения нефти газом 18 МПа. Сбор нефтегазовой смеси

осуществляется по двум параллельным коллекторам длиной по 6 км каждый.

В примере рассчитан также базовый вариант системы нефтесбора и транспорта газа потребителю, выбранный в качестве прототипа и включающий два коллектора нефтесбора равного давления с равномерным распределением расхода по ним. Давление в начале нефтесборных тру0 бопроводов принято 1,6 МПа, давление первой ступени сепарации на пункте сбора 0,6 МПа, суммарный дебит жидкости по коллекторам 2700 м3/сут, средняя обводненность 35%.

5 Транспорт газа на ГПЗ в обоих вариантах осуществляется по бескомпрессорной схеме.

Согласно гидравлическому расчету давление в сепараторе первой ступени (по за0 явленной схеме) устанавливается равным 3,5 МПа, а второй ступени 0,6 МПа. Газ второй ступени сепарации используется на собственные нужды, нефть после второй ступени сепарации откачивается на цент5 ральный пункт сбора.

П р и м е р 2. Месторождение характеризуется наличием скважин с различной обводненностью нефти и высокой газонасыщенностью, газовый фактор 400 м3/м3,

0 давление насыщения нефти газом 26 МПа. Скважины обводненностью до 60% предполагается эксплуатировать фонтанным способом, их суммарный дебит по жидкости составляет Ож 3000 м3/сут средней обвод5 ненностью п 30%. Более обводненные скважины эксплуатируются бескомпрессорным газлифтом. Для этого в малообводненных скважинах на глубине 1400-1600 м устанавливаются газосепарирующие устройства

0 трубчатого типа, изменяющие направление потока на 180°, На устье скважин давление выхода газа из затрубного пространства ограничивается регулятором давления в пределах 6,6-6,9 МПа. Сырой газ направляется

5 по высоконапорному коллектору в сепаратор для отделения капельной жидкости и на осушку от паров воды, а затем под давлением 6,0-6.4 МПа транспортируется к потребителю. В результате отпадает

0 необходимость строительства компрессорной станции на давление нагнетания 6,4 МПа производительностью 0,7 млн ст.м3/сут.

Результаты расчетов технико-экономи5 ческих показателей по примерам 1 и 2 приведены в таблице.

Как следует из таблицы, использование предлагаемого способа позволяет более, чем в 1,3 раза уменьшить металлоемкость

трубопроводов системы нефтесбора, а также в 2,3 раза снизить металлоемкость и капитальные вложения в транспорт газа.

Формула изобретения Способ сбора нефти и газа, включающий подачу нефти и газа в два коллектора с последующим направлением их в систему многоступенчатой сепарации, о т л и ч а- щ и и с я тем. что, с целью снижения энер0

гетических затрат на перекачку нефтяного газа при одновременном уменьшении металлоемкости, перед подачей нефти и газа в коллекторы выделяют скважины с высоким и низким давлениями, нефть и газ или газ из скважин с высоким давлением и газ из скважин с низким давлением направляют в один коллектор, а нефть из скважин с низким давлением направляют в другой коллектор.

-г;

Лг10

t

Изобретение относится к добыче нефти и газа и их сбора. Цель изобретения - снижение энергетических затрат на перекачку нефтяного газа при одновременном уменьшении металлоемкости. Способ включает Изобретение относится к добыче нефти и газа и их сбору на месторождениях с различным типом залежи. Цель изобретения - снижение энергетических затрат на перекачку нефтяного газа при одновременном уменьшении металлоемкости. На чертеже показана схема реализации способа. Способ сбора нефти и газа включает подачу их в два коллектора 1 и 2 с помощью подачу нефти и газа в два коллектора 1 и 2 с последующим направлением их в систему многоступенчатой сепарации 3-5, а перед подачей нефти и газа в коллекторы 1 и 2 выделяют скважины с высоким б и низким 7 давлениями, нефть и газ или газ из скважин с высоким давлением 6 и газ из скважин с низким давлением 7 направляют в один коллектор 1, а нефть из скважин с низким давлением 7 - в другой коллектор 2. Продукция скважин 7 направляется в коллектор 1 и далее в сепаратор 4. В скважинах 6 установлено газосепарирующее устройство 3, проходя через которое, нефть поступает в насосно-компрессорные трубы, а отделившийся газ - в затрубное пространство. Далее нефть попадает в коллектор 2, а затем в сепаратор 5, под избыточным давлением газа поступает в коллектор 1, а затем в сепаратор 4 После сепаратора 4 газ направляется по магистральному трубопроводу, а нефть смешивается с низконапорным потоком и поступает в сепаратор 5. Остаточный газ из сепаратора 5 используется для собственных нужд или компремиру- ется.1 ил. газосепарирующего устройства 3 с последующим направлением их в многоступенчатый сепаратор 4 и 5, а перед подачей нефти и газа в коллекторы 1 и 2 выделяют скважины с высоким 6 и низким 7 давлениями, нефть и газ или газ из скважин 6 с высоким давлением и газ из скважин 7 с низким давлением направляют в один коллектор 1, а нефть из скважин 7 с низким давлением в другой коллектор 2. Кроме того, имеется магистральный трубопровод 8 для связи с поО 5 О 00 о