Способ снижения потерь углеводородов на скважинах

Изобретение относится к технологиям снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу. По способу попутный нефтяной газ из нефтедобывающих скважин куста эксплуатационных скважин собирают в горизонтальную емкость объемом 20-200 м3 до повышения давления до предельно допустимой величины, превышающей давление в системе нефтесбора. Транспортировку газа в систему нефтесбора осуществляют путем подачи в емкость воды системы поддержания пластового давления под давлением, превышающим давление в системе нефтесбора. Дальнейшее освобождение емкости от воды осуществляют с помощью передвижного насосного агрегата путем отбора воды из емкости и ее закачки в ближайшую нагнетательную скважину куста. При этом емкость соединяют с системой нефтесбора через выкидную линию - ВЛ той нефтедобывающей скважины куста, где имеется наиболее низкое давление ВЛ среди прочих скважин куста. 1 ил.

 

Заявляемое изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения потерь газообразных углеводородов на нефтедобывающих скважинах. Технология применима на кустах со значительным количеством эксплуатационных скважин: нефтедобывающих и нагнетательных.

Перед ремонтом устьевой арматуры или подземного оборудования нефтедобывающей скважины необходимо давление в межтрубном пространстве (МП) скважины снизить до атмосферного значения. Как правило, кольцевое пространство в МП заполнено значительным объемом попутного нефтяного газа, в том числе легкими углеводородами: метана, этана, пропана и бутана. Вторая причина необходимости снижения давления в межтрубном пространстве связана с тем, что процесс дегазации нефти в МП идет постоянно, поэтому давление газа в МП постоянно растет, а динамический уровень постепенно приближается к приемным отверстиям глубинного насоса. Это ведет к повышению доли свободного газа в жидкости, поступающей на прием глубинного насоса и к срыву подачи последнего.

В связи с этим на многих нефтедобывающих промыслах периодически газ в межтрубном пространстве выпускают в атмосферу частично или полностью. Такая практика неблаговидна по трем причинам. Во-первых, предприятие теряет определенное количество ценных углеводородов от метана до пропан-бутановых фракций и выше (гексан, октан и т.д.).

Во-вторых, выделяющийся в атмосферу метан ускоряет парниковый эффект планеты, ведущий к глобальным изменениям климата на всех континентах. В-третьих, выпуск газа в атмосферу является газоопасной и взрывапожароопасной процедурой и требует повышенных мер безопасности.

Снизить или полностью исключить выпуск ПНГ в атмосферу можно с помощью компрессорной установки, которая отбирает газ из скважин, повышает давление газа и закачивает его в трубопровод системы нефтесбора. Эти устройства не закупаются нефтяными компаниями из-за их высокой начальной стоимости и необходимости постоянного технического обслуживания.

Известно техническое решение по отбору и закачке попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин в систему нефтесбора с помощью эжекторных устройств (статья «Расчет и подбор устьевого эжектора для скважин, оборудованных электроцентробежными устройствами» / К.Р. Уразаков и др. // Нефтегазовое дело: электр. науч. ж-л. - 2013. - №4. - С. 212-224. http://www.ogbus.ru. Эжекторные устройства не применяются на нефтедобывающих скважинах вследствие того, что для их режимной работы необходимы стабильные подачи жидкости и газа, что невозможно в сложной системе «пласт-скважина-насос».

Сегодня для нефтяных компаний является актуальным техническое решение, которое бы удовлетворяло условиям эксплуатации множества нефтедобывающих скважин на кусту, связанных с транспортированием попутного нефтяного газа из скважин в систему нефтесбора в различных режимах: в разное хронологическое время и в различных объемах.

Поставленная техническая задача выполняется по изобретению тем, что по способу снижения потерь углеводородов на скважинах, которое заключается в отборе из скважины попутного нефтяного газа в герметичную полость (емкость), повышении его давления и транспортировке в систему нефтесбора промысла, для куста эксплуатационных скважин попутный нефтяной газ из нефтедобывающих скважин собирают в горизонтальную емкость объемом 30-100 м3 до повышения давления до предельно допустимой величины, транспортировку газа в систему нефтесбора осуществляют путем подачи в емкость воды системы поддержания пластового давления под давлением, превышающим давление в системе нефтесбора, дальнейшее освобождение емкости от воды осуществляют с помощью передвижного насосного агрегата путем отбора воды из емкости и ее закачки в ближайшую нагнетательную скважину куста.

Емкость для сбора попутного нефтяного газа подбирают так, чтобы предельно допустимое давление в емкости было выше, чем давление в системе нефтесбора. Примечательным является и то, что емкость соединяют с системой нефтесбора через выкидную линию (ВЛ) той нефтедобывающей скважины куста, где имеется наиболее низкое давление ВЛ среди прочих скважин куста.

Способ реализуется по схеме, приведенной на рисунке, где позициями обозначены: 1 - нефтедобывающая скважина, 2 - нагнетательная скважина, 3 - емкость для сбора газа, 4 - блок гребенка, соединенная с затрубными пространствами нефтедобывающих скважин, 5 - обратный клапан, 6 - линия для транспортировки газа из емкости 3 в систему нефтесбора, 7 - выкидная линия скважины направляет пластовую продукцию в систему нефтесбора, 8 - линия подачи воды от нагнетательной скважины в емкость, 9 - высоконапорная линия подачи воды от насосной станции в нагнетательную скважину, 10; 11; 12; 14 - технологические задвижки, 13 - электрорегулируемая задвижка, 15 - задвижки блок-гребенки, соединенные с межтрубным пространством скважин, 16 - датчик среды (влагомер или устройство поплавкового типа, расположен в верхней части емкости 3), 17 - манометр.

Способ реализуется выполнением последовательных действий:

1. Задвижки 12 и 13 закрыты, задвижки 10 и 11 открыты. Одна или несколько задвижек 15 блок-гребенки открыты и через них в емкость 3 поступает попутный нефтяной газ. Заполнение идет до тех пор, пока давление в емкости не достигнет давления в системе нефтесбора. При поступлении газа с более высоким давлением открывается обратный клапан 5, и ПНГ через него перетекает в систему нефтесбора.

2. После заполнения емкости до давления, равного давлению в системе нефтесбора, газ переводится в систему нефтесбора путем его сжатия с помощью воды системы поддержания пластового давления (ППД). Для этого задвижку 10 закрывают, а задвижку 13 на линии подачи воды 8 открывают. Давление воды в системе ППД значительно превосходит давление в системе нефтесбора (в несколько раз), поэтому вода быстро заполняет емкость 3, вытесняя при этом газ в систему нефтесбора. Благодаря направлению газа через выкидную линию нефтедобывающей скважины организуется его количественный учет через счетчик газа автоматической групповой замерной установки типа Спутник. Такой учет дает более точную оценку газового фактора конкретной нефтедобывающей скважины при заполнении емкости 3 газом только одной скважины.

3. При заполнении емкости 3 водой датчик среды 16 инициирует звуковой и световой сигнал для обслуживающего персонала и подает команду (электрический сигнал) на закрытие электрорегулируемой задвижки 13.

4. Для откачки воды из емкости 3 в систему ППД задвижку 11 закрывают, а к задвижке 12 соединяют прием передвижного насосного агрегата типа ЦА-320. Выкид насосного агрегата соединяют к задвижке 14, задвижку плавно открывают, а насос пускают в эксплуатацию. Перекачка воды из емкости 3 в систему ППД, например, в нагнетательную скважину 2 начнется практически мгновенно из-за несжимаемости воды.

5. После откачки всей воды из емкости задвижки 12 и 14 закрывают, а задвижку 10 между блок-гребенкой и емкостью открывают. Емкость 3 готова к приему следующей порции ПНГ из межтрубного пространства нефтедобывающих скважин.

По изобретению предложено емкость значительного объема использовать как гигантскую полость поршневого насоса, где поршнем для вытеснения газа предложено использовать воду системы ППД. Дополнительным отличительным признаком по изобретению является то, что способ обеспечивает количественный учет газа, удаляемый из межтрубного пространства скважин. Существенным является и то, что предложено емкость для накапливания газа соединять газовой линией с той скважиной, давление которой на выкидной линии устьевой арматуры является минимальной по кусту. Это позволит определенную часть газа с более высоким давлением перепускать в систему нефтесбора через обратный клапан в естественном режиме без повышения давления в емкости.

Транспортировать весь ПНГ из межтрубного пространства в систему нефтесбора без компрессора путем переброски в емкость значительного объема за один цикл перевода в емкость невозможно. Необходимо множество циклов и это уже будет сопоставимо с затратами на закупку и обслуживание компрессора. По изобретению выполняется основная техническая задача - снижение выбросов (потерь) легких углеводородов в атмосферу. В зависимости от свойств пластовой нефти и динамического уровня нефти в межтрубном пространстве монтирование на кусту эксплуатационных скважин емкости объемом 30-100 м3 дает возможность отбирать из нефтедобывающих скважин до 75% всего газа за один цикл заполнения емкости газом и закачивать в систему нефтесбора.

Заполнение емкости газом может продлиться на длительное время (одна- две недели), если в емкость собирать газ, который стравливают из МП скважин для нормализации работы глубинного насоса, например электроцентробежного насоса.

Предварительные расчеты показывают, что установка на кусту с большим количеством скважин накопительной емкости для газа является экономически оправданным мероприятием.

Способ снижения потерь углеводородов на скважинах, заключающийся в отборе из скважины попутного нефтяного газа, повышения его давления и транспортировке в систему нефтесбора промысла, отличающийся тем, что попутный нефтяной газ из нефтедобывающих скважин куста эксплуатационных скважин собирают в горизонтальную емкость объемом 20-200 м3 до повышения давления до предельно допустимой величины, превышающей давление в системе нефтесбора, транспортировку газа в систему нефтесбора осуществляют путем подачи в емкость воды системы поддержания пластового давления под давлением, превышающим давление в системе нефтесбора, дальнейшее освобождение емкости от воды осуществляют с помощью передвижного насосного агрегата путем отбора воды из емкости и ее закачки в ближайшую нагнетательную скважину куста, причем емкость соединяют с системой нефтесбора через выкидную линию - ВЛ той нефтедобывающей скважины куста, где имеется наиболее низкое давление ВЛ среди прочих скважин куста.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройству освоения и эксплуатации нефтегазовых месторождений с помощью шахтно-скважинного газотурбинно-атомного комплекса. Шахтно-скважинный газотурбинно-атомный нефтегазодобывающий комплекс (комбинат) содержит шахтные стволы для вскрытия нефтегазоносной залежи, подземные горно-подготовительные выработки выемочно-добычных скважинных блоков, добычные скважины с проводимыми в продуктивном пласте горизонтальными участками, пробуренные с дневной поверхности или из подземных горно-подготовительных выработок.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Группа изобретений относится к обработке воды и, в том числе, обработки попутной воды при извлечении нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки воды.

Изобретение относится к области добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения и может быть использовано в газодобывающей и газоперерабатывающей отраслях промышленности.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода.

Изобретение относится к способам добычи нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземного резервуара осуществляется посредством введения безводного газообразного аммиака при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, позволяющем газообразному аммиаку заполнить полости в подземном резервуаре, конденсироваться при контакте с нефтью с образованием жидкого аммиака, вступающего во взаимодействие с компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ, способствующих образованию эмульсии нефти в аммиаке, с последующим извлечением образованной эмульсии из подземного резервуара.

Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации пластов со сниженной в результате техногенного воздействия проницаемостью, низким пластовым давлением и высокой обводненностью.

Способ может быть использован на предприятиях газодобывающей, газоперерабатывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, входящих в единый технико-экономический региональный кластер.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти из высокообводненных скважин без подъема воды на поверхность. Технический результат заключается в обеспечении заданной степени очистки воды от нефти и механических примесей за счет оптимального подбора числа параллельно и последовательно включенных сепараторов.

Изобретение относится к оборудованию для подготовки попутно добываемой пластовой воды в системе сбора нефти, газа и воды. Установка включает трубопровод 3 подачи добываемой газо-жидкостной смеси (ГЖС) в блок сепарации ГЖС 1, трубопровод отвода ГЖС 10 из блока сепарации ГЖС 1, блок подготовки воды 2, оснащенный фильтром 6 для очистки от механических примесей, трубопровод отвода воды 5.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пластов. Способ разработки нефтяной залежи включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке многообъектного месторождения. Способ разработки нефтяного месторождения включает бурение наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способу разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки. Способ заключается в разработке нефтяной залежи с применением вертикальных скважин до достижения обводненности 80% с последующей перфорацией переходной зоны и попеременной закачкой углекислого газа и воды с условием достижения смешивающегося вытеснения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам утилизации попутно-добываемой воды при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из пласта. Технический результат - более быстрое достижение окончательного фазового разделения.

Изобретение относится к технологиям снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу. По способу попутный нефтяной газ из нефтедобывающих скважин куста эксплуатационных скважин собирают в горизонтальную емкость объемом 20-200 м3 до повышения давления до предельно допустимой величины, превышающей давление в системе нефтесбора. Транспортировку газа в систему нефтесбора осуществляют путем подачи в емкость воды системы поддержания пластового давления под давлением, превышающим давление в системе нефтесбора. Дальнейшее освобождение емкости от воды осуществляют с помощью передвижного насосного агрегата путем отбора воды из емкости и ее закачки в ближайшую нагнетательную скважину куста. При этом емкость соединяют с системой нефтесбора через выкидную линию - ВЛ той нефтедобывающей скважины куста, где имеется наиболее низкое давление ВЛ среди прочих скважин куста. 1 ил.

Наверх