Способ нефтегазосбора Советский патент 1992 года по МПК F17D1/00 

Изобретение относится к транспорту га- зоводонефтяных смесей по трубопроводам и может быть преимущественно использовано при сборе продукции скважин на нефтяных промыслах

Цель изобретения - повышение эффективности за счет оптимальной загрузки трубопровода.

Поставленная цель достигается тем, что систему сбора осуществляют в три стадии с помощью постадийно вводимых в эксплуатацию двух параллельных трубопроводов, при этом на первой стадии всю продукцию скважин транспорти руют по одному трубопроводу, пока продукция устойчива к расслоению и из нее не выпадает вода, на второй

стадии при достижении обводненности продукции, вызывающей ее расслоение в потоке, вводят второй трубопровод и транспортируют по нему нефть с остаточным содержанием воды и газа, а по первому - сброшенную на скважинах воду и остаточный газ, на третьей стадии при падающем дебите скважин, когда расход по второму трубопроводу не обеспечивает скорости выноса водного скопления транспортируют нефть с остаточным содержанием газа и во ды по первому трубопроводу, а воду и сбро шенный газ - по второму, причем скорость выноса в первом коллекторе поддерживают регулированием сброса газа.

На чертеже изображен график, показывающий как продукция скважин нефтяного месторождения, представляющая из себя смесь нефти, газа и воды, и изменяется во время эксплуатации месторождения.

Результаты расчета участка коллектора длиной 10 км для нефти Самотлорского месторождения с изменением дебита скважин во времени, представленным на чертеже, приведены в таблице 1.

Способ реализуется следующим образом.

На первой стадии эксплуатации (см. чертеже, табл.1) 0,9 млн,т/год укладывается трубопровод диаметром 426x8 мм для сбора всей продукции скважин (нефти, газ и появившейся воды). При газовом факторе м3/м3 обеспечивается необходимая скорость выноса .4 м/с Л/Вын 1.2 м/с при допустимом перепаде давления ,ЗхЮ5 н/м2 20,0х105н/м2.

С дальнейшим ростом обводненности продукции и внедрением газлифта (газовый фактор становится равным 136) данный трубопровод уже не будет справляться с транспортом продукции скважин. Тогда в начале второй стадии эксплуатации параллельно действующему прокладывается коллектор из труб 529x8 мм и добываемая смесь транспортируется по нему. При этом скорость смеби м/с Л/вын 1,44 с и появившаяся уже в достаточном количестве вода из транспортируемой смеси не выпа- дает .Перепад давления АР 6,02x105н/м2 также находится в допустимых пределах.

С дальнейшим ростом добычи нефти и ее обводненности начинается отделение воды с помощью сепараторов-водоотделителей в трубопровод 426x8 мм и регулирование потоков с помощью частичного сброса газа в ту же трубу При этом, при максимуме добычи нефти 3,4 млн.т/год и сбрасываемых при этом воды в количестве 1,2 млн.т/год и газа в количестве 66 м /м также обеспечиваются необходимые режимы движения. В нефтепроводе обеспечивается необходимая скорость смеси ,386 M/c WBbiH 1 17 м/с при перепаде давления А ,1х105 н/м

В водоводе также Д Р 16,6х105 н/м2 ,0х1 0 н/м . При этом водовод ингибирует- ся.

В конце этого периода, когда добыча нефти падает до величины 1,9 млн.т/год, а обводненность продукции превышает 65% в трубопроводеГ 529x9 мм,транспортирующем нефть с содержанием воды, путем подачи в него всего газа ( мь/м3) возможно еще поддерживать антикоррозионный режим течения ,5 м/с Л/Вын 1,44 м/с.

С дальнейшим падением в добыче нефти необходимо перейти на третью стадию

эксплуатации, когда по трубопроводу (t 426x8 мм будет транспортироваться нефть с остаточным содержанием воды. Приведен пример расчета, когда по трубопроводу транспортируется нефть в количестве 1,0

млн.т/год при газовом факторе 186м3/м3за счет внедрения второй стадии газлифта. При этом обеспечивается скорость смеси WCM 1,865 м/с Л/вын 1,45 м/с при перепаде давления в трубопроводе ,2х105

н/м2.

По трубопроводу 529x9 мм при этом ежегодно транспортируется около 4,0 млн.т попутно добываемой пластовой воды при перепаде давления Д Р- 0,88x10 н/м2.

Все промежуточные режимы течения продукции по трубопроводам, возникающие вследствие изменения дебитов и обводненности во времени обеспечивается за счет регулирования сброса газа вышеопи-санным способом.

Технико-экономическое сравнение существующей и предлагаемой технологий показывают, что предлагаемый вариант экономичности выгоден как по капитальным

вложениям в строительство, так и по эксплуатационным расходам. При этом резко сокращается потребность в дефицитных ингибиторах.

Формула изобретения

Способ нефтегазосбора, заключающийся в выборе диаметра трубопровода на основе гидравлического расчета и обеспечения при эксплуатации системы сбора эмульсионного режиме течения

транспортируемой жидкости при скорости потока, препятствующей выпадению воды, отличающийся тем, что эксплуатацию системы сбора осуществляют в три стадии с помощью постадийно вводимых в эксплуатацию двух параллельных трубопроводов, при этом на первой стадии всю продукцию скважин транспортируют по одному трубопроводу до момента, пока продукция устойчива к расслоению и из нее не выпадает

вода, на второй стадии при достижении обводненности продукции, вызывающей ее расслоение в потоке, вводят второй трубопровод и транспортируют по нему нефть с остаточным содержанием воды и газа, а по

первому - сброшенную на скважинах воду и остаточный газ, на третьей стадии при падающем дебите скважин, когда расход по второму трубопроводу не обеспечивает скорости выноса водного скопления, транспортируют нефть с остаточным содержанием газа и воды по первому трубопроводу, а воду и сброшенный газ - по второму, причем скорость выноса в первом трубопроводе поддерживают регулированием сброса газа.

Сущность изобретения: диаметр трубопровода выбирают на основе гидравличе- ского расчета и обеспечивают при эксплуатации системы обзор эмульсионного режима течения транспортируемой жидкости при скорости потока, препятствующей выпадению воды. Эксплуатацию сбора осуществляют в три стадии с помощью постадийно вводимых в эксплуатацию двух параллельных трубопроводов. На первой стадии всю продукцию скважин транспортируют по одному трубопроводу до момента, пока продукция устойчива к расслоению и из нее не выпадает вода. На второй стадии при достижении обводненности продукции вводят второй трубопровод и транспортируют по нему нефть с остаточным содержанием воды и газа, по первому - сброшенную на скважинах воду и остаточный газ. На третьей стадии при подающем дебите скважин, когда расход по второму трубопроводу не обеспечивает скорости выноса водного скопления, транспортируют нефть с остаточным содержанием газа и воды по первому трубопроводу, воду и сброшенный газ - по второму. Скорость выноса в первом трубопроводе поддерживают регулированием сброса газа. 1 табл., 1 ил. С

Режимы течения продукции скважин в трубопроводах

римечание. мЬ диаметр трубопровода, мм

Q/1.-расход жидкости, млн.т/год

G -газовый фактор, м3/м3

J3 -расходное газосодержание

-скорость смеси, м/с

Уй&г-скорость выноса, м/с

ДР -перепад давления, н/м2х10

f смадия2 стадия

1 до§ыиа жидкослш

2- до§ь/ча нерлм с остатком ёоды

3- соде/этание еаЗа

4- о§&одненность неф/rw

3 стадия