RU193244U1 - Технологическая обвязка добывающих скважин на кустовой площадке - Google Patents
Технологическая обвязка добывающих скважин на кустовой площадке Download PDFInfo
- Publication number
- RU193244U1 RU193244U1 RU2019114258U RU2019114258U RU193244U1 RU 193244 U1 RU193244 U1 RU 193244U1 RU 2019114258 U RU2019114258 U RU 2019114258U RU 2019114258 U RU2019114258 U RU 2019114258U RU 193244 U1 RU193244 U1 RU 193244U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow line
- wells
- check valve
- additional flow
- agzu
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 10
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 10
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к трубопроводной обвязке скважин на кустовой площадке для транспортировки добываемой продукции. Технический результат состоит в повышении надежности оборудования в период отрицательных температур наружного воздуха. Технический результат достигается за счет применения технологической обвязки добывающих скважин на кустовой площадке, включающей скважины со спущенным в них глубинно-насосным оборудованием и насосно-компрессорными трубами, выкидными коллекторами, затрубными пространствами, манифольдами, отличающейся наличием дополнительной выкидной линии, соединяющей затрубные пространства добывающих скважин, при этом на дополнительной выкидной линии установлены обратный клапан и датчик давления.Дополнительная выкидная линия гидравлически соединяет затрубные пространства добывающих скважин и далее входит в автоматизированную групповую замерную установку (далее - АГЗУ). Для предотвращения движения продукции обратным потоком из АГЗУ в дополнительную выкидную линию на ней устанавливается обратный клапан и датчик давления. При выводе показаний датчика на телемеханику производится дистанционный контроль работоспособности обратного клапана и всей линии.
Description
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к трубопроводной обвязке скважин на кустовой площадке для транспортировки добываемой продукции.
Основной проблемой при эксплуатации малодебитных скважин в сезон низких температур наружного воздуха является замерзание обратных клапанов выкидных линий по причине образования гидрата и скопления асфальто-смоло-парафиновых отложений на внутренней поверхности обратного клапана и прилегающих к нему трубопроводов. Замерзание обратного клапана ведет к остановке глубинно-насосного оборудования из-за срыва подачи, что в свою очередь неизбежно влечет за собой потери в добыче нефти и затраты на отогрев скважины. Данное осложнение носит массовый характер в северных районах России. Также замерзание обратных клапанов ведет к интенсивному гидратообразованию в затрубном пространстве скважин из-за роста затрубного давления. Известны различные модификации электрообогрева для предотвращения замерзания элементов фонтанной арматуры (УДК 621.36. Смирнов В.В. Локальные зоны электрообогрева. Проблема замерзания обратных клапанов устьевой арматуры. // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. - №5. - С. 488-495). Однако массовое внедрение электрообогрева имеет недостатки: высокую стоимость, текущие затраты на электроэнергию, трудоемкость демонтажа на летний период, ревизии оборудования и последующего монтажа.
Известен способ обогрева обратного клапана, заключающиеся в пропускании теплой добываемой жидкости с температурой 15-25°С через внутренние элементы устройства (Патент РФ №2463438, МПК: Е21В 34/02, F16K 15/02).
Известен способ обогрева обратного клапана, заключающиеся в пропускании теплой добываемой жидкости через внутренние элементы клапана. Способ обогрева отличается тем, что внутренние элементы запорного органа клапана защищают от попадания на них жидкой добываемой среды путем образования в указанной кольцевой полости газовой пробки при прохождении потока добываемой среды по корпусу внутреннего блока (Патент РФ №2569387, МПК: Е21В 34/02, F16K 15/02).
Недостатками известных способов является склонность запорно-регулирующих узлов к замерзанию в зимнее время года вследствие дополнительного охлаждения при дросселировании потока газа в момент перепуска из затрубья в выкидную линию через обратный клапан.
Известна арматура устья скважины, содержащая корпус с каналом сообщения с полостью насосно-компрессорных труб и каналом сообщения с межтрубным пространством, конусную муфту для подвески труб, тарельчатый клапан-отсекатель, устьевой сальник для уплотнения полированного штока глубинного штангового насоса, отличающаяся тем, что в канале сообщения с полостью насосно-компрессорных труб установлены запорный вентиль и пробоотборник для отбора пробы на анализ по всему сечению потока, в канале сообщения с межтрубным пространством установлен запорный вентиль, кроме того, корпус снабжен дополнительным каналом сообщения полости насосно-компрессорных труб с межтрубным пространством и запорным вентилем с клапаном, установленными в этом канале (Патент РФ №2159842, МПК: Е21В 33/03, Е21В 49/08, Е21В 47/00 - прототип).
Недостатком известной арматуры является склонность запорно-регулирующих узлов к замерзанию в зимнее время года вследствие дополнительного охлаждения при дросселировании потока газа в момент перепуска из затрубья в выкидную линию через обратный клапан. Отсутствует возможность постоянного контроля состояния обратного клапана, что не позволяет оперативно реагировать на отклонения в его работе: потеря герметичности, засорение, замерзание.
Задача, стоящая при разработке полезной модели, состоит в создании условий для устойчивой работы малодебитных скважин в сезон низких температур наружного воздуха с наименьшими затратами.
Технический результат достигается за счет применения технологической обвязки добывающих скважин на кустовой площадке, включающей скважины со спущенным в них глубинно-насосным оборудованием и насосно-компрессорными трубами, выкидными коллекторами, затрубными пространствами, манифольдами, отличающейся наличием дополнительной выкидной линии, соединяющей затрубные пространства добывающих скважин, при этом на дополнительной выкидной линии установлены обратный клапан и датчик давления.
Полезная модель поясняется фигурой, на которой изображена схема обвязки одной из скважин, расположенной на кустовой площадке.
Технологическая обвязка включает скважину 1 со спущенным в нее глубинно-насосным оборудованием 2 и насосно-компрессорными трубами 3, выкидной коллектор 4, затрубное пространство 5, манифольд 6, дополнительную выкидную линию 7 с установленным на ней обратным клапаном 8 и датчиком давления 9, подключенную к АГЗУ 10.
Технологическая обвязка добывающих скважин на кустовой площадке работает следующим образом. Добывающая скважина 1 дает продукцию, учет которой производится в автоматизированной групповой замерной установке (АГЗУ) 10. Из продуктивного пласта газо-жидкостная смесь поступает на прием глубинно-насосного оборудования 2, затем по лифту насосно-компрессорных труб 3 в выкидной коллектор 4. В АГЗУ 10 производится сбор продукции группы скважин для дальнейшей транспортировки по нефтесборному трубопроводу. Для нефтяных месторождений согласно проектам на разработку месторождений замер дебита жидкости по скважинам с механизированной добычей производится не реже одного раза в 7 дней.
Часть продукции, преимущественно в газообразном состоянии, скапливается в затрубном пространстве 5, затем по манифольду 6, подключенному к дополнительной выкидной линии 7, поступает в АГЗУ 10, после чего вся продукция с куста скважин попадает в нефтесборный трубопровод. На дополнительной выкидной линии установлен обратный клапан 8, препятствующий обратному потоку жидкости из АГЗУ в линию 7. Обратный клапан 8 создает перепад давления не менее 0,1 Мпа, что фиксируется датчиком давления перед клапаном 9 и штатным датчиком в АГЗУ. Показания давления до и после клапана 8 выводятся на телемеханику, что позволяет контролировать работоспособность клапана:
(Рдоп.лин. - РАГЗУ)=Рклап - клапан работает в штатном режиме;
(Рдоп.лин. - РАГЗУ)<Рклап - клапан негерметичен;
(Рдоп.лин. - РАГЗУ)>Рклап - клапан не срабатывает,
где Рдоп.лин - давление в дополнительной выкидной линии, т.е. перед клапаном,
РАГЗУ - давление в АГЗУ, т.е. после клапана,
Рклап - давление срабатывания клапана (подбирается конструкция клапана так, чтобы Рклап было не менее 0,1 МПа).
Постоянный контроль состояния обратного клапана позволяет оперативно реагировать на отклонения в его работе, что невозможно при стандартной схеме обвязки.
Техническую функцию обратного клапана на каждой скважине выполняет единый клапан, установленный на дополнительной выкидной линии перед автоматизированной групповой замерной установкой. Клапан на зимний период оснащается электрообогревом для защиты от замерзания.
В результате испытаний технологической обвязки добывающих скважин на кустовых площадках ПАО «Сургутнефтегаз» удалось исключить случаи замерзания фонтанной арматуры и других элементов устьевой обвязки скважин, что привело к повышению надежности оборудования в период отрицательных температур наружного воздуха, отсутствию простоев добывающих скважин, сокращению потерь в добыче нефти.
Эмпирически выявлено, что при стандартной обвязке ежегодно в среднем каждая добывающая скважина замерзает 3,25 раз. На 01.01.2019 предлагаемая технологическая обвязка добывающей скважины на кустовой площадке применяется на 29 кустовых площадках или 280 скважинах, благодаря чему ежегодно предотвращается 910 случаев замерзания наземного оборудования. Результатом внедрения данной обвязки стало сокращение потерь в добыче нефти и газа, сокращение затрат на отогрев оборудования, а также на приобретение и монтаж электрообогрева фонтанной арматуры.
Кроме того, предлагаемая обвязка скважин позволяет производить замер газового фактора (далее - Гф). Для этого кратковременно перекрываются затрубья скважин, не участвующих в исследовании, соответствующими задвижками на фонтанных арматурах. В АГЗУ продукция из дополнительной выкидной линии переводится через байпас на отвод исследуемой скважины. Таким образом, продукция скважины, поступившая в АГЗУ по выкидному коллектору 4 и дополнительной выкидной линии 7, замеряется и определяется дебит нефти, воды и газа. По данным параметрам определяется Гф. Ввиду малого объема исследований по определению Гф, неудобствами при проведении данных исследований можно пренебречь в пользу решения проблемы с замерзанием обратных клапанов.
Claims (1)
- Выкидная линия для куста скважин, включающая выкидную линию для связи затрубного пространства добывающих скважин куста с автоматизированной групповой замерной установкой - АГЗУ, оборудованную обратным клапаном, отличающаяся тем, что выкидная линия имеет датчик давления, а обратный клапан выполнен с электрообогревом, обеспечивает перепад давления не менее 0,1 МПа и установлен между датчиком давления выкидной линии и штатным датчиком давления АГЗУ для обеспечения возможности оценки работоспособности обратного клапана.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019114258U RU193244U1 (ru) | 2019-05-07 | 2019-05-07 | Технологическая обвязка добывающих скважин на кустовой площадке |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019114258U RU193244U1 (ru) | 2019-05-07 | 2019-05-07 | Технологическая обвязка добывающих скважин на кустовой площадке |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU193244U1 true RU193244U1 (ru) | 2019-10-21 |
Family
ID=68315521
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019114258U RU193244U1 (ru) | 2019-05-07 | 2019-05-07 | Технологическая обвязка добывающих скважин на кустовой площадке |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU193244U1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2757352C1 (ru) * | 2021-03-15 | 2021-10-14 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный авиационный технический университет" | Система для магнитной обработки нефтяного флюида в технологическом оборудовании его сбора и транспортировки |
RU2763576C1 (ru) * | 2021-06-01 | 2021-12-30 | Общество с ограниченной ответственностью «Инженерные Технологии» (ООО «Инженерные Технологии») | Технологическая обвязка устья скважины |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2130114C1 (ru) * | 1995-12-20 | 1999-05-10 | Научно-технический центр экологически чистых технологий | Способ добычи нефти |
RU2159842C2 (ru) * | 1996-07-25 | 2000-11-27 | Абрамов Александр Федорович | Арматура устья скважины |
RU49102U1 (ru) * | 2005-04-13 | 2005-11-10 | Башуров Валерий Витальевич | Устройство для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита |
RU2330936C2 (ru) * | 2006-06-08 | 2008-08-10 | Виталий Семенович Гриб | Способ подъема жидкости из скважин |
RU138833U1 (ru) * | 2013-12-12 | 2014-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяная и газовая безопасность - Энергодиагностика" (ООО "НГБ-Энергодиагностика") | Устройство для измерения дебита продукции куста нефтяных скважин |
WO2014149293A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto |
RU2571124C2 (ru) * | 2014-12-16 | 2015-12-20 | Олег Сергеевич Николаев | Нефтедобывающий комплекс |
-
2019
- 2019-05-07 RU RU2019114258U patent/RU193244U1/ru active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2130114C1 (ru) * | 1995-12-20 | 1999-05-10 | Научно-технический центр экологически чистых технологий | Способ добычи нефти |
RU2159842C2 (ru) * | 1996-07-25 | 2000-11-27 | Абрамов Александр Федорович | Арматура устья скважины |
RU49102U1 (ru) * | 2005-04-13 | 2005-11-10 | Башуров Валерий Витальевич | Устройство для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита |
RU2330936C2 (ru) * | 2006-06-08 | 2008-08-10 | Виталий Семенович Гриб | Способ подъема жидкости из скважин |
WO2014149293A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto |
RU138833U1 (ru) * | 2013-12-12 | 2014-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяная и газовая безопасность - Энергодиагностика" (ООО "НГБ-Энергодиагностика") | Устройство для измерения дебита продукции куста нефтяных скважин |
RU2571124C2 (ru) * | 2014-12-16 | 2015-12-20 | Олег Сергеевич Николаев | Нефтедобывающий комплекс |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2757352C1 (ru) * | 2021-03-15 | 2021-10-14 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный авиационный технический университет" | Система для магнитной обработки нефтяного флюида в технологическом оборудовании его сбора и транспортировки |
RU2763576C1 (ru) * | 2021-06-01 | 2021-12-30 | Общество с ограниченной ответственностью «Инженерные Технологии» (ООО «Инженерные Технологии») | Технологическая обвязка устья скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11199502B2 (en) | Fully visual flow loop system for studying hydrate blockage | |
RU193244U1 (ru) | Технологическая обвязка добывающих скважин на кустовой площадке | |
NO20070851L (no) | Formasjonstesting | |
CN208220723U (zh) | 一种水气交替注入井口装置 | |
US7874381B2 (en) | Pneumatic line deicing system | |
CN202031563U (zh) | 井筒双空心抽油杆热水循环加热装置 | |
CA2463175A1 (en) | Gas turbine for oil lifting | |
RU2569103C2 (ru) | Способ и устройство для удаления жидкости из газодобывающей скважины | |
RU2463438C1 (ru) | Способ обогрева запорного органа обратного клапана | |
CN201103377Y (zh) | 石油套管气定压装置 | |
RU2300623C1 (ru) | Трубная обвязка устьевой арматуры нагнетательной скважины | |
RU2438005C1 (ru) | Способ предотвращения замерзания устьевой арматуры водонагнетательной скважины и клапан для его осуществления | |
CN201826810U (zh) | 双管掺水流程组合装置 | |
RU73386U1 (ru) | Устьевая фильтровальная установка | |
CN111520103A (zh) | 一种地面节流装置 | |
RU105938U1 (ru) | Устройство для закачки жидкости в скважину | |
RU111577U1 (ru) | Промывочный клапан | |
CN113187426B (zh) | 一种环状井口流程装置 | |
RU2684791C1 (ru) | Способ поддержания пластового давления нефтяной скважины | |
CN205100204U (zh) | 一种自动排放冻结管内气体的装置 | |
CN207407077U (zh) | 一种油田地面总机关撬装置 | |
CN114086904B (zh) | 采油树系统 | |
CN209370693U (zh) | 一种防冻效果好的上水管道 | |
RU2422620C1 (ru) | Способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей | |
RU2503804C1 (ru) | Способ поддержания пластового давления и устройство для его осуществления |