Способ сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает многоступенчатое разгазирование газонефтяной смеси с подачей газа из газовой скважины через теплообменник в трубопровод сбора продукции нефтяных скважин перед входом в сепаратор первой ступени, при этом в трубопроводе создают пробково-эмульсионный или пленочно-диспергированный режим течения газонефтяной смеси. Отсепарированный газ компримируется и охлаждается за счет получения холода от дросселирования газа газовой скважины. Технический результат состоит в повышении степени извлечения из природного газа углеводородных компонентов для увеличения количества товарной нефти и улучшения ее качества. 2 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при промысловой подготовке сырой нефти, в частности на нефтяных месторождениях, имеющих обширные газовые шапки, из которых отбирается природный газ.

Известен способ подготовки сырой нефти, примененный в системе сбора продукции скважин Бароняна-Везирова, где предусматривается ступенчатая сепарация нефти для скважин высокого и низкого давлений, компримирование отсепарированного газа низкого давления и подача его на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или в газлифтные скважины [1].

Недостатком этого способа является большой унос с отсепарированным газом легких фракций нефти.

Известен также способ подготовки сырой нефти, включающий многоступенчатую сепарацию нефти несколькими потоками и заключающийся в том, что компримированный газ одного потока подают на ступени сепарации других потоков [2].

Недостатком известного способа является низкая степень извлечения из газа и перевода в нефть ценных углеводородных компонентов С₃, С₄, С₅, С_6+в (пропан, бутан, пентан, гексан + высшие), являющихся исходным сырьем для получения товарных продуктов при дальнейшей переработке нефти (пропан-бутановая фракция, стабильный конденсат, бензины и др.), а также большие материальные и энергетические затраты, связанные с компримированием газа.

Задачей изобретения является повышение степени извлечения из природного газа и перевод в жидкую фазу углеводородных компонентов, обеспечивающих увеличение выхода товарной нефти и улучшение ее качества, а также снижение материальных и энергетических затрат.

Поставленная задача решается тем, что в способе сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин, включающем многоступенчатое разгазирование газонефтяной смеси с компримированием отсепарированного газа, согласно изобретению газ из газовой скважины подвергают дросселированию, после чего его через теплообменник вводят в трубопровод сбора продукции нефтяных скважин перед входом в сепаратор первой ступени, при этом в трубопроводе создают пробково-эмульсионный или пленочно-диспергированный режим течения газонефтяной смеси.

Подача газа из газовой скважины и дросселирование его перед теплообменником, установленном на выкиде компрессора, обеспечивает глубокое охлаждение сжатого отсепарированного газа, за счет чего из него выделяется значительное количество жидких углеводородов, которые подаются в нефть. При этом исключается необходимость строительства специальных пропановых холодильных установок и исключаются дополнительные энергетические затраты по их эксплуатации, поскольку охлаждение осуществляется за счет энергии сжатого пластового газа. Подача газа из газовой шапки, обогащенного ценными углеводородными фракциями (С₃-С_6+в), в трубопровод сбора продукции нефтяных скважин с поддержанием в нем определенного гидродинамического режима, обеспечивающего достижение фазового равновесия между газом и нефтью, приводит к переводу из газа в нефть при их непосредственном контакте углеводородных компонентов С₃-С_6+в, увеличивая объем и качество товарной нефти.

На фиг.1 представлена технологическая схема реализации способа; на фиг.2 приведен график зависимости прироста выхода нефти от количества подаваемого газа газовой шапки.

Технологическая схема включает нефтяную скважину 1, газовую скважину 2, нагнетательную скважину 3, трубопровод сбора продукции нефтяных скважин 4, сепаратор первой ступени 5, сепаратор второй ступени 6, сепаратор третьей ступени 7, трубопровод газовой скважины 8, газопровод сепаратора первой ступени 9, газопровод сепаратора второй ступени 10, газопровод сепаратора третьей ступени 11, штуцер конденсата 12, нефтяной насос 13, штуцер газа 14, компрессорную станцию 15, теплообменник 16, трубопровод для подачи газа в продукцию нефтяных скважин 17, газоконденсатный сепаратор 18, трубопровод для подачи конденсата потребителю 19, трубопровод для подачи конденсата в нефть 20, трубопровод для подачи газа потребителю 21, трубопровод для подачи газа в пласт 22, дожимную компрессорную станцию 23, газовую залежь 24, нефтяную залежь 25.

Способ реализуется следующим образом.

Продукция нефтяных скважин 1 по сборному трубопроводу 4 поступает последовательно в сепараторы первой 5, второй 6, третьей 7 ступеней сепарации. Разгазированная нефть насосом 13 откачивается на установку стабилизации нефти с получением целевых продуктов в виде пропан-бутановой фракции и стабильного газового конденсата или на установку переработки нефти с получением пропан-бутановых фракций, бензина, дизельного топлива, топочного мазута и т. д.

Отсепарированный газ со всех ступеней сепарации по газопроводам 9, 10 и 11 подается на вход компрессорной станции 15. После сжатия и охлаждения в теплообменнике 16 отсепарированный газ подается в газоконденсатный сепаратор 18, в котором выделяется образовавшийся в результате сжатия и охлаждения газовый конденсат. Отделившийся конденсат по трубопроводу 20 через штуцер 12 подается во входной трубопровод сепаратора третьей ступени 7 или (и) по трубопроводу 19 направляется потребителю. Сжатый и отделенный от конденсата "сухой" газ подается по трубопроводу 21 потребителю (ТЭЦ, ГРЭС) или (и) по трубопроводу 22 направляется на дожимную компрессорную станцию 23 и далее закачивается через нагнетательную скважину 3 в верхнюю часть газовой залежи 24.

На границе газовой 24 и нефтяной 25 залежей через газовую скважину 2 отбирается природный газ, обогащенный пропан-бутановыми и бензиновыми фракциями. Этот газ поднимается на поверхность под большим давлением (10-15 МПа и более). На штуцере 14 природный газ подвергают дросселированию. За счет резкого снижения давления (с 10-15 МПа до 0,6-0,8 МПа) происходит охлаждение природного газа до отрицательной температуры (до минус 30-40^oС). Охлажденный природный газ подают в затрубное пространство теплообменника 16, в котором во внутритрубное пространство направляется нагретый в результате компримирования на компрессорной станции 15 отсепарированный газ. Возможен вариант, когда охлажденный природный газ подается во внутритрубное пространство, а нагретый в результате компримирования отсепарированный газ направляется в затрубное пространство теплообменника. Охлаждение в теплообменнике отсепарированного и скомпримированного газа способствует более полному извлечению из него тяжелых компонентов (С₃-С_6+в), которые в виде конденсата могут быть направлены потребителю или добавлены в нефть. При этом не требуется дополнительных капитальных и энергетических затрат на охлаждение отсепарированного газа, например, с помощью пропановых холодильных установок, так как для этого используется пластовая энергия сжатого природного газа.

После теплообменника 16 природный газ, подогретый до положительных значений температуры (плюс 10-15^oС), подается в трубопровод сбора продукции нефтяных скважин 4 на расчетном расстоянии L от входа в сепаратор первой ступени 5. Расстояние от точки подачи газа до входа в сепаратор первой ступени и режим течения газонефтяной смеси выбираются таким образом, чтобы осуществился наиболее полный массообмен между природным газом и нефтью.

Эффективный массообмен получается при пробково-эмульсионном или пленочно-диспергированном режимах течения газонефтяной смеси в трубопроводе, т.е. когда осуществляется их взаимное интенсивное перемешивание. Этим режимам течения соответствуют скорости движения газонефтяной смеси в диапазоне от 4 до 10 м/с при расходном газосодержании (отношение расхода газа к общему расходу газонефтяной смеси в трубопроводе) от 0,4 до 0,98 в трубопроводах диаметром 0,3-0,5 м.

Исходя из данных экспериментального исследования массобменного процесса, время совместного движения нефти и газа в трубопроводе должно составлять не менее 1 минуты. Таким образом, расчетное расстояние L от точки подачи газа в трубопровод до входа газонефтяной смеси в сепаратор первой ступени для указанных условий составит - при скорости газонефтяной смеси 4 м/с L=4 м/с•60 с=240 м; - при скорости газонефтяной смеси 10 м/с L=10 м/с•60 с=600 м.

При указанных выше условиях из природного газа в пластовую нефть переходят наиболее ценные фракции (С₃-С_6+в), которые при дальнейшем разгазировании за счет эффекта многоступенчатой сепарации остаются в товарной нефти, увеличивая ее бензиновый потенциал.

Замкнутый цикл отбора природного газа, обогащенного пропан-бутановыми и бензиновыми фракциями, с нижней части газовой залежи и закачки отбензиненного газа в верхнюю часть газовой залежи позволяет использовать огромные ресурсы находящегося в газовых шапках углеводородного сырья, которое в ряде случаев или вообще не используется (газовые скважины находятся в консервации), или сжигается в факелах (например в случае прорыва газа в эксплуатационную колонну нефтяной скважины и отсутствия потребителя газа). Технологическая эффективность способа оценена следующим образом.

На основе уравнений фазового состояния с использованием констант равновесия составлена программа расчета на ПЭВМ процесса ступенчатой сепарации нефти. В качестве примера ниже приведены результаты расчета по Губкинскому месторождению, пласт БП₉, ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз". За базовый вариант принята трехступенчатая сепарация пластовой нефти без подачи в нее природного газа газовой шапки при давлении и температуре на ступенях сепарации соответственно: 1 ступень P₁=0,8 МПа, T₁=20^oС; 2 ступень Р₂=0,35 МПа, Т₂₌40^oС; 3 ступень Р₃=0,105 МПа, Т₃=40^oС.

В предлагаемом решении сепарация пластовой нефти производится с подачей в нее различного количества газа газовой шапки Qг=300, 600, 900 м³ на 1 тонну нефти при тех же значениях давления и температуры на ступенях сепарации.

Исходные компонентные составы пластовой нефти и газа газовой шапки приведены в таблице 1.

Результаты расчетов иллюстрируются графиком, представленным на фиг.2, из которого видно, что прирост выхода товарной нефти прямо пропорционален количеству подаваемого в пластовую нефть газа газовой шапки. При количестве газа, равном 900 м³/т, прирост составляет 34%.

Прирост выхода товарной нефти получен за счет перехода в нефть компонентов С₃-С_6+в (таблица 2), которые являются исходным сырьем для получения целевых продуктов (пропан-бутановая фракция, стабильный конденсат, бензин, дизельное топливо) при дальнейшей переработке нефти.

Таким образом, предлагаемый способ сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин позволяет значительно увеличить количество и повысить качество товарной нефти в результате извлечения из природного газа углеводородных фракций С₃-С_6+в и перевода их в нефть, а также снизить материальные и энергетические затраты за счет использования пластовой энергии сжатого газа.

Источники информации 1. Маринин Н.С., Савватеев Ю. Н. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора. М., "Недра", 1982, с. 5-6.

2. А. С. СССР 923567, кл. - В 01 D 19/00, 1982 г. Прототип.

Формула изобретения

Способ сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин, включающий многоступенчатое разгазирование газонефтяной смеси с компримированием отсепарированного газа, отличающийся тем, что газ из газовой скважины подвергают дросселированию, после чего его через теплообменник вводят в трубопровод сбора продукции нефтяных скважин перед входом в сепаратор первой ступени, при этом в трубопроводе создают пробково-эмульсионный или пленочно-диспергированный режим течения газонефтяной смеси.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3