Способ газлифтной эксплуатации скважин Советский патент 1992 года по МПК E21B43/00 

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 газе в первой ступени 5 многоступенчатой сепарэцион- ной 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.

Продукции 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 ступени сепарации 6. Продукция скважин 1 с низким устьевым давлением направляется в низконапорную трубопроводную систему сбора и далее в сепаратор б второй ступени сепарации, откуда жидкость перекачивается насосом 11 на установку подготовки нефти (УПН), а газ подается на гаэлифтную компрессорную станцию 9, где проходит подготовку, комп- римируется и подается по газопроводным 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 нчвления на приеме компрессорной стан- и 9 и составляет для существующего оборудования не менее 0,6 МПа.

Пример. Проектируется обустройство многопланового нефтегазового месторождения, удаленного от газоперерэбатываю- щ его завода на расстояние 170 км. Месторождение состоит из 410 добывающих скважин, которые разделены на две группы по величинам устьевых давлений. В первую группу входят скважины в количестве 190 шт. с устьевым давлением А,5-5,0 МПа, суммарным дебитом жидкости 14000 м3/сут, средней обводненностью

40%, гаэосодержанием нефти 180 м /м . вторая группа состоит из 220 скважин, эксплуатируемых с устьевым давлением 1,2 МПа. суммарный дебитом жидкости

12000 м /сут, обводненностью 60%. газосодержанием нефти 90 м /м . Основной способ эксплуатации скважин на месторождении - компрессорный газлифт с удельным расходом газлифтного газа в среднем 110 и

50 м3/с жидкости, соответственно по I и II

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 МПа и 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 I и II 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 МПа, общую систему сбора продукции скважин, суммарную протяженность 104 км. давление первой ступени

сепарации на пункте сбора 0,7 МПа, суммарный дебит жидкости 26000 м3/сут, среднюю обводненность 50%, среднее гэзосодержэ- ние 147 м3/м3.

Транспортирование газа осуществляется посредством компрессорной станции транспорта газа с давлением на выходе а газопровод 3,6 МПа. В рассматриваемом варианте газ транспортируется после первой ступени сепарации и осушки от влаги под

давлением 3,6 МПа в бескомпрессорном режиме, газ второй ступени сепарации используется для газлифта и собственных нужд, жидкость откачивается на пункт сбора и подготовки нефти.

Использование предлагаемого способа газлифтной эксплуатации скважин дает значительный экономический эффект.

Формула изобретения 0Способ газлифтной эксплуатации скважин, включающий разделение добывающих скважин по величинам устьевого давления на две группы низкого и высокого давлений, нагнетание сжатого рабочего агента в сква- 5 жины, отбор продукции из каждой группы скважин по отдельным трубопроводным системам нефтегазосбора с подачей ее на многоступенчатую сепарационную установку с последующим направлением продукции скважины в линии к потребителю, о т личающийся тем, что, с целью повышения эффективности эксплуатации скважин при одновременном снижении эксплуатационных затрат, сжатый рабочий газ нагнетают одновременно в обе группы скважин 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.

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-кон- денсатных 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 сепараци- онную 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 сепара- ционную 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

ч Нефть нс УМ