Способ добычи и транспортировки углеводородного сырья на морском газовом или газоконденсатном месторождении



Способ добычи и транспортировки углеводородного сырья на морском газовом или газоконденсатном месторождении
Способ добычи и транспортировки углеводородного сырья на морском газовом или газоконденсатном месторождении
Способ добычи и транспортировки углеводородного сырья на морском газовом или газоконденсатном месторождении
Способ добычи и транспортировки углеводородного сырья на морском газовом или газоконденсатном месторождении
Способ добычи и транспортировки углеводородного сырья на морском газовом или газоконденсатном месторождении
Способ добычи и транспортировки углеводородного сырья на морском газовом или газоконденсатном месторождении

 


Владельцы патента RU 2567934:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к области освоения морских газовых и газоконденсатных месторождений и может быть использовано для добычи углеводородного сырья (УС). Технический результат заключается в обеспечении повышения экономической эффективности транспортировки добываемого УС за счет обеспечения возможности использования избыточного пластового давления для транспортировки добываемого УС. В способе добычи и транспортировки УС осуществляют подводную добычу УС и его подачу через добычной манифольд по магистральному газопроводу (МГ) к береговому комплексу приема УС, причем к МГ подключают газовый компрессор (ГК), установленный на надводном или подводном нефтегазопромысловом сооружении (НГПС). На МГ последовательно размещают первый узел подключения ГК, промежуточный узел подключения ГК и ближний к месторождению узел подключения ГК. Первый узел подключения ГК размещают на максимально возможном расстоянии от добычного манифольда, а ближний к месторождению узел подключения ГК размещают на минимально возможном расстоянии от добычного манифольда. Добычу и транспортировку УС осуществляют в несколько этапов, причем транспортировку УС осуществляют с использованием избыточного пластового давления и давления, создаваемого ГК. 6 ил.

 

Изобретение относится к области освоения морских газовых и газоконденсатных месторождений и может быть использовано для добычи углеводородного сырья (УС) на морском газовом или газоконденсатном месторождении.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении, в котором осуществляют подводную добычу УС и подачу УС через добычной манифольд по магистральному газопроводу (МГ) к береговому комплексу приема УС, причем к МГ подключают газовый компрессор, установленный на надводном или подводном нефтегазопромысловом сооружении (НГПС) (патент RU 2296836 C2, E02B 17/00, опубл. 10.04.2007).

Недостатком упомянутого выше технического решения является низкая экономическая эффективность транспортировки добываемого УС.

Задачей заявленного изобретения является создание способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении без указанного выше недостатка.

Технический результат, достигаемый заявленным изобретением, заключается в повышении экономической эффективности транспортировки добываемого УС за счет обеспечения возможности использования избыточного пластового давления для транспортировки добываемого УС.

Технический результат заявленного изобретения достигается за счет того, что в способе добычи и транспортировки углеводородного сырья (УС) на морском газовом или газоконденсатном месторождении осуществляют подводную добычу УС и его подачу через добычной манифольд по магистральному газопроводу (МГ) к береговому комплексу приема УС, причем к МГ подключают газовый компрессор (ГК), установленный на надводном или подводном нефтегазопромысловом сооружении (НГПС), при этом на МГ последовательно размещают первый узел подключения ГК, промежуточный узел подключения ГК и ближний к месторождению узел подключения ГК, причем первый узел подключения ГК размещают на максимально возможном расстоянии от добычного манифольда, а ближний к месторождению узел подключения ГК размещают на минимально возможном расстоянии от добычного манифольда, добычу и транспортировку УС осуществляют в несколько этапов, причем транспортировку УС осуществляют с использованием избыточного пластового давления и давления, создаваемого ГК, на первом этапе ГК подключают к первому узлу подключения ГК, на следующем этапе ГК подключают к промежуточному узлу подключения ГК и на последнем этапе ГК подключают к ближнему к месторождению узлу подключения ГК, на каждом из этапов осуществляют постоянный контроль за значением давления в МГ, при снижении которого до значения ниже необходимого для транспортировки УС по МГ осуществляют повышение выходного давления ГК путем регулировки привода ГК и переходят к последующему этапу добычи и транспортировки УС.

Подключение и отключение ГК от узлов подключения ГК, размещенных на МГ и перемещение надводного или подводного НГПС на разные расстояния от добычного манифольда, обеспечивает возможность использования для транспортировки УС избыточного пластового давления добываемого УС, а не только давления, создаваемого дожимным компрессором. Кроме того, подключение и отключение ГК от узлов подключения ГК обеспечивает возможность сокращения расстояния от берега до надводного или подводного НГПС.

Использование избыточного пластового давления для транспортировки УС обеспечивает повышение экономической эффективности транспортировки добываемого УС к месту его подготовки за счет следующих факторов:

- возможность исключения использования газовых компрессоров, установленных непосредственно на морских газовых и газоконденсатных месторождениях при осуществлении начальных этапов добычи и транспортировки УС (в течение многих лет);

- оптимизация рабочего давления, предусматриваемая в технологическом оборудовании и позволяющая уменьшить его массогабаритные характеристики;

- уменьшение первоначальных капитальных затрат на оборудование и эксплуатационных затрат за счет снижения расхода топлива, обусловленного возможностью использования ГК небольшой производительности, а также снижением времени использования ГК для транспортировки УС.

Сокращение расстояния от берега до НГПС также обеспечивает повышение экономической эффективности транспортировки добываемого УС к месту его подготовки и обустройства месторождения в целом за счет уменьшения времени доставки обслуживающего персонала на НГПС, что в удаленных от берега морских условиях трудно переоценить.

Сущность изобретения поясняется чертежами.

На фиг. 1 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении с надводным НГПС, подключенным к первому узлу подключения ГК.

На фиг. 2 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении с подводным НГПС, подключенным к первому узлу подключения ГК.

На фиг. 3 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении с надводным НГПС, подключенным к промежуточному узлу подключения ГК.

На фиг. 4 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении с подводным НГПС, подключенным к промежуточному узлу подключения ГК.

На фиг. 5 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении с надводным НГПС, подключенным к ближнему к месторождению узлу подключения ГК.

На фиг. 6 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении подводным НГПС, подключенным к ближнему к месторождению узлу подключения ГК.

Способ добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении может быть реализован с использованием надводного НГПС 1 или подводного НГПС 10.

На схемах реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении (фиг.1 - фиг.6) показано расположение на МГ узлов подключения ГК надводного НГПС 1 или подводного НГПС 10.

МГ 4 соединяет подводный добычной манифольд 2 и береговой сборный пункт УС 3. На МГ 4 последовательно размещены следующие узлы подключения ГК: первый узел подключения ГК, промежуточный узел подключения ГК и ближний к месторождению узел подключения ГК.

Первый узел подключения ГК расположен на максимально возможном расстоянии от добычного манифольда 2.

Ближний к месторождению узел подключения ГК расположен на минимально возможном расстоянии от добычного манифольда 2.

Промежуточный узел подключения расположен между первым и ближним к месторождению узлом подключения ГК.

Первый узел подключения ГК снабжен подводным укрытием 5 и куполом 6, а также содержит задвижку входную 7, задвижку выходную 8, задвижку регулировочную 9.

Промежуточный узел снабжен подводным укрытием 11, куполом 12, а также содержит задвижку входную 13, задвижку выходную 14, задвижку регулировочную 15.

Ближний к месторождению узел подключения снабжен подводным укрытием 16, куполом 17, а также содержит задвижку входную 18, задвижку выходную 19, задвижку регулировочную 20.

Количество мест расположения НГПС и узлов подключения ГК к МГ 4 определяется конкретными характеристиками морских месторождений. При подсоединении ГК к ближнему к месторождению узлу подключения ГК предусматривается возможное исключение из составляющих элементов обустройства месторождения - подводного укрытия 16 и купола 17.

Способ добычи и транспортировки УС осуществляется следующим образом.

Добычу и транспортировку УС осуществляют в несколько этапов. На каждом из этапов осуществляют постоянный контроль за значением давления в МГ пластового давления, при снижении которого до значения ниже необходимого для транспортировки УС по МГ осуществляют повышение выходного давления ГК путем регулировки привода ГК и переходят к последующему этапу добычи и транспортировки УС.

На МГ 4 размещают следующие узлы подключения: первый узел подключения ГК, промежуточный узел подключения ГК и ближний к месторождению узел подключения ГК. Обустройство промежуточных узлов подключения ГК и ближнего к месторождению узла подключения ГК может производиться как непосредственно перед этапом добычи УС, на котором будет использоваться конкретный узел подключения ГК, так и одновременного с обустройством первого узла подключения ГК после уточнения эксплуатационных показателей месторождения и проведения расчетов величины пластового давления на каждом из этапов добычи УС. ГК, установленный на НГПС, обеспечивает транспортировку УС на береговой сборный пункт.

На первом этапе добычи УС оборудуют первый узел подключения ГК на максимально возможном удалении от добычного манифольда, при этом первый узел подключения ГК снабжают подводным укрытием 5 и куполом 6.

ГК подключают к МГ 4 посредством выходного газопровода ГК к задвижке входной 7, а посредством выходного газопровода ГК подключают к задвижке выходной 8. После чего осуществляют первый этап добычи и транспортировки УС по МГ 4 к береговому комплексу приема УС.

Расположение первого узла подключения ГК на максимально возможном удалении от добычного манифольда, позволяет длительное время (в течение многих лет) использовать пластовое давление для транспортировки УС от добычного манифольда 2 до места установки НГПС и последующей транспортировки УС на береговой сборный пункт 3 и, следовательно, позволяет на первом этапе минимально задействовать мощности ГК и отказаться от их использования на начальных этапах добычи и транспортировки газовых компрессоров, располагаемых непосредственно на месторождении для транспортировки УС.

При снижении в МГ 4 давления ниже значения, необходимого для транспортировки УС, предусматривают использование промежуточного узла подключения ГК с подводным укрытием 11 и куполом 12.

Место обустройство промежуточного узла подключения ГК определяют исходя из следующего:

- значения пластового давления, при котором возможно осуществить транспортировку УС через МГ к береговому комплексу приема УС, с учетом давления, создаваемого дожимным компрессором НГПС;

- количество запасов УС на месторождении.

ДК отсоединяют от первого узла подключения ГК и подключают посредством выходного газопровода ГК к задвижке входной 13, а посредством выходного газопровода ГК к задвижке выходной 14. После чего осуществляют второй этап добычи и транспортировки УС по МГ 4 к береговому комплексу приема УС.

На втором этапе добычи и транспортировки УС, также как и на первом этапе, используют для транспортировки избыточное пластовое давление, но при этом увеличивают использование мощностей ГК для транспортировки УС.

При необходимости возможно обустройство нескольких промежуточных узлов подключения. Место расположения промежуточных узлов подключения, а также количество обустраиваемых узлов подключения и времени эксплуатации НГПС на конкретном узле подключения определяется пластовым давлением и запасами УС.

При снижении в МГ 4 давления, необходимого с учетом давления, создаваемого ГК на промежуточном узле подключения для транспортировки УС, предусматривают использование ближнего к месторождению узла подключения ГК с подводным укрытием 16 и куполом 17.

ГК НГПС отсоединяют от промежуточного узла подключения ГК и подключают посредством выходного газопровода ГК к задвижке входной 18, а посредством выходного газопровода ГК - к задвижке выходной 19. После чего осуществляют заключительный этап добычи и транспортировки УС до исчерпания ресурсов УС.

На третьем этапе добычи и транспортировки УС, также как на первом и на втором этапах, используют для транспортировки избыточное пластовое давление, но при этом максимально используют ГК для транспортировки УС, а также при нехватке производительности ГК для транспортировки УС используют газовые компрессоры, располагаемые непосредственно на месторождении для транспортировки УС.

Заявленный способ добычи и транспортировки УС позволяет использовать для транспортировки УС дожимные компрессоры с меньшей производительностью, а также обеспечивает возможность уменьшения их количества и сокращения времени их использования при эксплуатации месторождения, а также позволяет отказаться на начальных этапах добычи и транспортировки УС от использования газовых компрессоров, устанавливаемых непосредственно на морских газовых и газоконденсатных месторождениях для транспортировки УС до ~200 км, что актуально на примере Штокмановского газоконденсатного месторождения, находящегося в 600 км от берега.

Способ добычи и транспортировки углеводородного сырья (УС) на морском газовом или газоконденсатном месторождении, в котором осуществляют подводную добычу УС и его подачу через добычной манифольд по магистральному газопроводу (МГ) к береговому комплексу приема УС, причем к МГ подключают газовый компрессор (ГК), установленный на надводном или подводном нефтегазопромысловом сооружении (НГПС), отличающийся тем, что на МГ последовательно размещают первый узел подключения ГК, промежуточный узел подключения ГК и ближний к месторождению узел подключения ГК, причем первый узел подключения ГК размещают на максимально возможном расстоянии от добычного манифольда, а ближний к месторождению узел подключения ГК размещают на минимально возможном расстоянии от добычного манифольда, добычу и транспортировку УС осуществляют в несколько этапов, причем транспортировку УС осуществляют с использованием избыточного пластового давления и давления, создаваемого ГК, на первом этапе ГК подключают к первому узлу подключения ГК, на следующем этапе ГК подключают к промежуточному узлу подключения ГК и на последнем этапе ГК подключают к ближнему к месторождению узлу подключения ГК, на каждом из этапов осуществляют постоянный контроль за значением давления в МГ, при снижении которого до значения ниже необходимого для транспортировки УС по МГ осуществляют повышение выходного давления ГК путем регулировки привода ГК и переходят к последующему этапу добычи и транспортировки УС.



 

Похожие патенты:

Способ включает размещение на водоеме источника сжатого воздуха и источника водовоздушной смеси, который подсоединен к водовоздушному шлангу, перед началом очистных мероприятий осуществляют гидроэкологическое обследование водоема по сетке станций, устанавливают направляющие каналы (основной и вспомогательный) для передвижения нефти и нефтепродуктов с водовоздушной смесью, водовоздушную смесь подают водовоздушным шлангом, который имеет перфорированную и неперфорированную часть, шланг перемещается по дну водоема посредством лебедки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям интеллектуальных газовых скважин, эксплуатирующих морские и шельфовые месторождения, включая и арктическую зону.

Настоящее изобретение относится к оборудованию для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины для добычи углеводородов в условиях неконтролируемого выпуска.

Группа изобретений относится к подводным установкам и способам для разделения полученной из подводной скважины смеси. Технический результат заключается в улучшении работ по добыче нефти в подводных условиях.

Устройство содержит гибкое нефтенепроницаемое полотно (ГНП), покрывающее поверхность траншеи, рукава для откачки продукта нефтяного происхождения (ПНП), грузила. ГНП выполнено в форме вытянутого купола, длина которого равна длине подводного трубопровода (ПТ), ширина - ширине траншеи в верхней ее части, высота определяется исходя из объема истечения ПНП из ПТ за период времени перекрытия ПТ и объема истечения ПНП под воздействием собственной силы тяжести.

Настоящее изобретение относится к защитному устройству для предотвращения утечки текучих сред, вытекающих в водное пространство. Защитное устройство содержит куполообразную мембрану, непроницаемую для текучей среды.

Изобретение относится к устройствам для добычи природного газа, свободно выходящего на газовыделяющих донных участках, и газа от искусственного фонтанирования газогидратов.

Изобретение относится к получению приповерхностных скоплений твердых газовых гидратов донных отложений. Технический результат - снижение материальных и эксплуатационных затрат, а также снижение экологической нагрузки на территорию добычи газовых гидратов.

Группа изобретений относится к подводной добыче газовых гидратов и их доставке потребителю. Технический результат - повышение эффективности добычи и транспортировки газовых гидратов за счет снижения энергетических, капитальных и текущих затрат.

Группа изобретений относится к подводной добыче углеводородов, в частности к системам для соединения основного промыслового объекта и подводных скважин. Система подводной добычи нефти и/или газа содержит основной промысловый объект, множество подводных скважин, транспортную сеть текучей среды и отдельную сеть электроснабжения и передачи данных.

Изобретение относится к насосной системе для использования в удаленных точках, таких как комплексы для подводной добычи углеводородов. Система включает источник текучей среды под высоким давлением, возвратно-поступательный или осциллирующий насос, приводимый в действие текучей средой, преобразующий клапан для преобразования постоянного давления текучей среды в пульсирующее давление в движущейся текучей среде с целью приведения в действие насоса. Преобразующий клапан встроен в отводящую линию между источником текучей среды под высоким давлением и насосом. В трубопроводе текучая среда под высоким давлением, служащая движущей текучей средой для насоса, представляет собой углеводороды, извлеченные из скважины, причем источником движущей текучей среды является компрессор, использующий извлекаемый газ. Обеспечивается автономность системы, упрощается конструкция, расширяются функциональные возможности. 7 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к концепции для контролируемой локализации нефти и конденсата и возможно других типов жидкостей и химреагентов в конструкциях при возможном выходе из строя обычных известных барьеров, используемых в морской разведке и добыче нефти и газа, предназначенных для использования на нескольких морских глубинах. Морская платформа содержит несущую конструкцию; палубную надстройку, установленную сверху на несущую конструкцию, с которой можно вести бурение, причем несущая конструкция содержит сборные емкости, образующие интегрированную часть несущей конструкции; основание для платформы, предназначенное для опирания на морское дно, и несколько отдельных обладающих плавучестью корпусов, установленных сверху друг на друга и взаимно соединенных, опирающихся на основание платформы под действием веса обладающих плавучестью корпусов. Обладающие плавучестью корпуса также взаимно соединены с основанием платформы с помощью вертикально натянутых тросов, расставленных через равные интервалы по периферии платформы. Множество тросов постановки на якорь, проходящих вверх и вниз от верхней части основания платформы закреплены якорями на морском дне на расстоянии от морской платформы. Тросы постановки на якорь соединяются с морской платформой через направляющие блоки и лебедки. Обеспечивается прочность, устойчивость морской платформы и возможность противостоять воздействию природных сил, возникающих на площадке установки. 9 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону. Технический результат - повышение производительности и увеличение добычи газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта и повышение информативности о добыче газа из основного и бокового стволов. Конструкция скважины содержит пробуренный с береговой зоны основной ствол с вертикальным участком, наклонно направленным участком и горизонтальным участком, оканчивающимся в продуктивном пласте. Верхняя часть основного ствола скважины оснащена техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной. При этом для эксплуатации скважина оборудована составной лифтовой колонной. Вертикальный участок основного ствола проложен до уровня дна моря. Наклонно направленный участок основного стола выполнен с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 градусов. Горизонтальный участок проложен под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи шельфового месторождения в требуемой проектной точке. Окончание горизонтального участка основного ствола проложено вдоль продольной оси залежи шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле продуктивного пласта, перпендикулярно горизонтальному участку и выше газоводяного контакта. В основном стволе перед окончанием основного ствола по тому же продуктивному пласту проложен горизонтально боковой ствол, направленный в диаметрально противоположном направлении от окончания горизонтального участка основного ствола. Окончание горизонтального ствола и боковой ствол оснащены хвостовиками-фильтрами. Составная лифтовая колонна снабжена подземным скважинным оборудованием. Скважина оснащена расположенными в окончании горизонтального участка основного ствола и в боковом стволе встроенными расходомерами и скважинными камерами с датчиком давления и температуры, а фонтанная арматура колонной головки скважины снабжена исполнительными механизмами, выполненными с возможностью управления. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к конструкциям интеллектуальных газовых скважин, эксплуатирующих морские и шельфовые месторождения, включая и арктическую зону. Технический результат - увеличение зон дренирования продуктивного пласта и повышение эффективности дистанционного управления работой скважины в режиме реального времени в арктических условиях. Морская многозабойная газовая скважина содержит основной и боковой стволы, водоотделяющую колонну и расположенное на морской ледостойкой платформе устье скважины. Это устье имеет колонную головку и смонтированную на ней фонтанную арматуру. В корпусе колонной головки на клиновой подвеске подвешен кондуктор, расположенный внутри указанной водоотделяющей колонны. В колонной головке на клиновой подвеске подвешена эксплуатационная колонна, размещенная в основном стволе. В ней концентрично установлена составная лифтовая колонна, снабженная подземным оборудованием. Водоотделяющая колонна спущена ниже морского дна на глубину, перекрывающую придонную зону горных пород. Верхний торец этой колонны расположен над палубой морской ледостойкой платформы ниже колонной головки. Кондуктор спущен до глубины глинистого пропластка и закреплен в прочных глинистых горных породах. Эксплуатационная колонна расположена в вертикальной части основного ствола скважины. Она снабжена эксплуатационным хвостовиком, спущенным до кровли продуктивного пласта, к которому присоединен хвостовик-фильтр. Выше него к эксплуатационному хвостовику подходит боковой ствол с хвостовиком-фильтром, направленным в сторону диаметрально противоположную от хвостовика-фильтра основного ствола. Верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры подземного оборудования составной лифтовой колонны расположены выше и ниже бокового ствола. Приустьевой клапан-отсекатель, расположенный в верхней части лифтовой колонны, выполнен с возможностью дистанционного управления. Верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры и скважинный датчик давления и температуры выполнены с возможностью соединения с блоком сбора данных. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к инструменту и способам подводной установки и испытания фонтанной арматуры. Инструмент для подводной установки и испытания фонтанной арматуры с корабля с использованием корабельного крана выполнен с возможностью быть манипулируемым корабельным краном и содержит подводный блок, содержащий соединительное устройство для разъемного присоединения к подводным устьевым модулям, средства для позиционирования, содержащие движители, систему определения положения опционного пристыкованного подводного аппарата с дистанционным управлением и средства для испытания указанных устьевых модулей, содержащие емкости с текучей средой, а также соединительное устройство для электрического питания и электрического и/или оптического управления. Причем емкости с текучей средой предназначены для испытания на герметичность и для испытания функций клапанов фонтанной арматуры. Технический результат заключается в повышении эффективности установки и испытания фонтанной арматуры. 4 н. и 6 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх