Способ нефтегазосбора

 

Сущность изобретения: диаметр трубопровода выбирают на основе гидравлического 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

(()) (и) СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (s()s F 17 D 1/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР .". . 4. .Г " I IIJ äы3 (ГОСПАТЕНТ СССР)

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4883434/29 (22) 02.10.90 (46) 23.12.92. Бюл. N 47 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (72) А.Г.Гумеров, Е,Г.Кутуков, В.Г,Карамышев, P,Ñ.Ãóìåðîâ и А,И,Дьячук (56) Маричев Ф,Н. и др, Роль фактора трассы в развитии процесса внутренней коррозии нефтесборных трубопроводов "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности", N 11, 1979. (54) СПОСОБ НЕФТЕГАЗОСБОРА (57) Сущность изобретения: диаметр трубопровода выбирают на основе гидравлического расчета и обеспечивают при эксплуатации системы обзор эмульсионного режима течения транспортируемой жидкости при скорости . потока, препятствующей выпадению воды, ЭксплуИзобретение относится к транспорту газоводонефтяных смесей по трубопроводам и может быть преимущественно использовано при сборе продукции скважин на нефтяных промыслах.

Цель изобретения - повышение эффективности эа 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 транспортируют по одному трубоп: роводу, пока продукция устойчива к расслоению и из нее не выпадает вода, на второй атацию сбора осуществляют в три стадии с помощью постадийно вводимых в эксплуатацию двух параллельйых 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, 4 стадии при достижении обводненности проОО дукции, вызывающей ее расслоение в потоке, вводят второй трубопровод и транспортируют по нему нефть с остаточ- 1Я ным содержанием воды и газа, а по первому — сброшенную на скважинах воду и остаточ- р ный 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, 1783227

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) Q,9 млн,т/год укладывается трубопровод диаметром 426х8 мм для сбора всей продукции скважин (нефти, газ и появившейся воды). При газовом факторе

G=86 м /мз обеспечивается необходимая скорость выноса W(:M=1,4 м, с>54 „,=1,2 м/с при допустимом перепаде давления

Л P=14,3х105 н/м2 5 20,0х10 н/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 529х8 мм и добываемая" смесь транспортируется по нему. При этом скорость смеси W«=1,5 м/c>W« „=1,44 с и появившаяся уже в достаточном количестве вода из транспортируемой смеси не выпадает . Перепад давления Л P = 6,02х10 н/м

5 2 также находится в допустимых пределах.

С дальнейшим ростом добычи нефти и ее обводненности начинается отделение воды с помощью сепараторов-водоотделителей в трубопровод 426х8 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 з з

1,2 млн.т/год и газа в количестве 66 м /M также обеспечиваются необходимые режимы движения. В нефтепроводе обеспечивается необходимая скорость смеси

Я«=1,386 м/c>W „=1,17 м/с при перепаде давления Л Р=16,1x10 н/м .

5 2

В водоводе также Л Р= 16,6х10 н/м

5 2 ,Ох10 н/м . При этом водовод ингибируется.

B конце этого периода, когда добыча нефти падает до величины 1,9 млн.т/год, а обводненность продукции превышает 65 /, в трубопроводе ". 529х9 мм, транспортирующем нефть с содержанием воды, путем з з подачи в него всего газа (G 136 м /м ) возможно еще поддерживать антикоррозионный режим течения Wr =1,5> м/сМ4ын=1,44 м/с, С дальнейшим падением в добыче нефти необходимо перейти на третью стадию

5 эксплуатации, когда по трубопроводу " 426х8 мм будет транспортироваться нефть с остаточным содержанием воды. Приведен пример расчета, когда по трубопроводу транспортируется нефть в количестве 1,0

10 млн.т/год при газовом факторе 186 м /м за з з счет внедрения второй стадии газлифта, При этом обеспечивается скорость смеси

W«=1,865 м/с>М4ын=1,45 м/с при перепаде давления в трубопроводе Л Р=17,2х 10

15 н/м .

По трубопроводу(529х9 мм при этом ежегодно транспортируется около 4,0 млн.т попутно добываемой пластовой воды при перепаде давления Л Р= 0,88х10 н/м, 2

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

25 санным способом.:

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

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

Формула изобретения

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

40 транспортируемой жидкости при скорости потока, препятствующей выпадению воды, отличающийся тем, что эксплуатацию системы сбора осуществляют в три стадии с. помощью постадийно вводимых в эксплуа45 тацию 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

50 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

55 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, транс1783227 портируют нефть с остаточным содержани- чем скорость выноса в первом трубопровоем газа и воды по первому трубопроводу, а де поддерживают регулированием сброса воду и сброшенный газ — по второму, при- газа.

Режимы течения продукции скважин в трубопроводах

" а > " 4> м/с м/с н/мзх10 с мЗ/мЗ

Di+, Яж, мм млн.т/го

Стадия эксплуатации, время, трубопровод

1 стадия однотрубный сбор . конец

12

1,44 6,02

1,4

1,5

86 0,712

136 0,787

426 1,9

529 1,9

426 0 смесь нефть вода

II стадия начало двухтрубный сбор макси"

1,17 нефть вода мум

1,44 нефть вода конец нефть вода

Ш стадия конец двухтрубный сбор

П р и м е ч а н и е. Dpig чзъдиаметр трубопровода, мм расход жидкости, млн.т/год

G — газовый Фактор, мз/мз

- расходное газосодержание

Уса — скорость смеси, м/с

И(рг- скорость выноса, м/с

4 Р - перепад давления, н/мз х 10

529 3,4

426 1,2

529 1,9

426 3,8

426 1,0

529 . 4,0

70 0,655

66 0,913

136 0,787

186 0,818

1,386

3,3

1,5

0,922

1,865

0,694

16,1

16,6

6,02

1,92

1,45 17,2

0,88

1783227 о о

1У

1 сеаЯ я Я muduy

3 слта3м

Редактор

Заказ 4502 Тираж . Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 аю « » 4 ф ь юо 42 ь

1 - доРы а жодкосто

z — доЕь ча beau с астатеом Ай/

3 — содержание dard

4 - оТодненносаь нефти

Составитель.В. Шишкин

Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор М,Керецман