RU2193910C1 - Method of gathering and treatment of oil and gas wells products - Google Patents
Method of gathering and treatment of oil and gas wells products Download PDFInfo
- Publication number
- RU2193910C1 RU2193910C1 RU2001117808/12A RU2001117808A RU2193910C1 RU 2193910 C1 RU2193910 C1 RU 2193910C1 RU 2001117808/12 A RU2001117808/12 A RU 2001117808/12A RU 2001117808 A RU2001117808 A RU 2001117808A RU 2193910 C1 RU2193910 C1 RU 2193910C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- pipeline
- well
- stage
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
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. The invention relates to the oil industry and can be used in field preparation of crude oil, in particular in oil fields having extensive gas caps from which natural gas is taken.
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]. There is a method of preparing crude oil, used in the Baronyan-Vezirov well production system, which provides for the stepwise separation of oil for high and low pressure wells, compression of the separated low-pressure gas and its supply to a gas processing plant (GPP) or gas lift wells [1].
Недостатком этого способа является большой унос с отсепарированным газом легких фракций нефти. The disadvantage of this method is the large ablation with a separated gas of light oil fractions.
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]. There is also known a method for the preparation of crude oil, including multi-stage separation of oil by several streams and consisting in the fact that the compressed gas of one stream is fed to the separation stages of other streams [2].
Недостатком известного способа является низкая степень извлечения из газа и перевода в нефть ценных углеводородных компонентов С3, С4, С5, С6+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.The disadvantage of this method is the low degree of extraction from gas and conversion into oil of valuable hydrocarbon components C 3 , C 4 , C 5 , C 6 + c (propane, butane, pentane, hexane + higher), which are the raw material for the production of marketable products in the future oil refining (propane-butane fraction, stable condensate, gasolines, etc.), as well as high material and energy costs associated with gas compression.
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. The objective of the invention is to increase the degree of extraction from natural gas and the transfer into the liquid phase of hydrocarbon components, providing an increase in the yield of salable oil and improving its quality, as well as reducing material and energy costs.
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. The problem is solved in that in a method for collecting and preparing oil and gas well products, including multi-stage degassing of a gas-oil mixture with compression of the separated gas, according to the invention, gas from a gas well is throttled, after which it is introduced through a heat exchanger into a pipeline for collecting oil wells before entering in the separator of the first stage, while in the pipeline create a cork-emulsion or film-dispersed flow regime of the gas-oil mixture.
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-С6+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-С6+в, увеличивая объем и качество товарной нефти.The gas supply from the gas well and its throttling in front of the heat exchanger mounted on the compressor discharge provides deep cooling of the compressed separated gas, due to which a significant amount of liquid hydrocarbons is released from it, which are supplied to the oil. This eliminates the need for the construction of special propane refrigeration units and eliminates additional energy costs for their operation, since cooling is carried out due to the energy of the compressed formation gas. The supply of gas from a gas cap, enriched with valuable hydrocarbon fractions (C 3 -C 6 + c ), to the oil well production pipeline with maintaining a certain hydrodynamic regime ensuring the achievement of phase equilibrium between gas and oil, leads to the transfer from gas to oil with their direct contact with the hydrocarbon components C 3 -C 6 + B, increasing the volume and quality of marketable oil.
На фиг.1 представлена технологическая схема реализации способа;
на фиг.2 приведен график зависимости прироста выхода нефти от количества подаваемого газа газовой шапки.Figure 1 presents the technological scheme of the method;
figure 2 shows a graph of the dependence of the increase in oil yield on the amount of gas supplied to the gas cap.
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. The technological scheme includes an oil well 1, a gas well 2, an injection well 3, a pipeline for collecting oil wells 4, a separator of the
Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.
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. The production of oil wells 1 through a collection pipe 4 enters sequentially in the separators of the first 5, second 6, third 7 stages of separation. The gas degassed by pump 13 is pumped to an oil stabilization unit to obtain the target products in the form of a propane-butane fraction and stable gas condensate or to an oil refinery to produce propane-butane fractions, gasoline, diesel fuel, heating oil, etc.
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. The separated gas from all stages of separation through
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 30-40oС). 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-С6+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.At the boundary of the gas 24 and
После теплообменника 16 природный газ, подогретый до положительных значений температуры (плюс 10-15oС), 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.After the heat exchanger 16, natural gas, heated to positive temperatures (plus 10-15 o C), is fed into the pipeline for collecting oil wells 4 at a calculated distance L from the entrance to the separator of the
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. Effective mass transfer is obtained during cork-emulsion or film-dispersed flow regimes of the gas-oil mixture in the pipeline, i.e., when they are intensively mixed together. These flow regimes correspond to the speed of the gas-oil mixture in the range from 4 to 10 m / s at a gas flow rate (ratio of gas flow to total gas-oil mixture flow in the pipeline) from 0.4 to 0.98 in pipelines with a diameter of 0.3-0.5 m
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.Based on the data of an experimental study of the mass transfer process, the time of joint movement of oil and gas in the pipeline should be at least 1 minute. Thus, the estimated distance L from the point of gas supply to the pipeline to the entrance of the gas-oil mixture into the first stage separator for these conditions will be
- at a gas-oil mixture speed of 4 m / s L = 4 m / s • 60 s = 240 m;
- at a gas-oil mixture speed of 10 m / s L = 10 m / s • 60 s = 600 m.
При указанных выше условиях из природного газа в пластовую нефть переходят наиболее ценные фракции (С3-С6+в), которые при дальнейшем разгазировании за счет эффекта многоступенчатой сепарации остаются в товарной нефти, увеличивая ее бензиновый потенциал.Under the above conditions, the most valuable fractions (C 3 -C 6 + c ) pass from natural gas to reservoir oil, which, upon further degassing due to the effect of multi-stage separation, remain in the commercial oil, increasing its gasoline potential.
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. The closed cycle of extraction of natural gas enriched in propane-butane and gasoline fractions from the bottom of the gas reservoir and injection of stripped gas to the top of the gas reservoir allows the use of huge resources of hydrocarbon feedstocks that are not used at all in some cases (gas wells are in conservation), or flared (for example, in the case of a gas breakthrough into the production casing of an oil well and the absence of a gas consumer). The technological effectiveness of the method is evaluated as follows.
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=20oС; 2 ступень Р2=0,35 МПа, Т2=40oС; 3 ступень Р3=0,105 МПа, Т3=40oС.Based on the equations of the phase state using equilibrium constants, a program for calculating on a PC a process of stepwise oil separation has been compiled. As an example, below are the calculation results for the Gubkinskoye field, formation BP 9 , Rosneft-Purneftegaz OJSC. The three-stage separation of reservoir oil without the supply of natural gas of a gas cap at pressure and temperature at the separation stages, respectively, is taken as the basic version: 1 stage P 1 = 0.8 MPa, T 1 = 20 o С; 2 stage P 2 = 0.35 MPa, T 2 = 40 o C; 3 stage P 3 = 0.105 MPa, T 3 = 40 o C.
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.In the proposed solution, the separation of reservoir oil is carried out with the supply of a different amount of gas of the gas cap Qg = 300, 600, 900 m 3 per 1 ton of oil at the same pressure and temperature at the separation stages.
Исходные компонентные составы пластовой нефти и газа газовой шапки приведены в таблице 1. The initial component compositions of reservoir oil and gas cap gas are given in table 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%.The calculation results are illustrated by the graph shown in figure 2, from which it can be seen that the increase in the output of salable oil is directly proportional to the amount of gas cap supplied to the formation oil. With a gas quantity of 900 m 3 / t, the increase is 34%.
Прирост выхода товарной нефти получен за счет перехода в нефть компонентов С3-С6+в (таблица 2), которые являются исходным сырьем для получения целевых продуктов (пропан-бутановая фракция, стабильный конденсат, бензин, дизельное топливо) при дальнейшей переработке нефти.The increase in the yield of salable oil was obtained due to the conversion of components C 3 -C 6 + b to oil (table 2), which are the feedstock for the desired products (propane-butane fraction, stable condensate, gasoline, diesel fuel) during further oil refining.
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-С6+в и перевода их в нефть, а также снизить материальные и энергетические затраты за счет использования пластовой энергии сжатого газа.Thus, the proposed method for collecting and preparing oil and gas well products can significantly increase the quantity and quality of salable oil by extracting hydrocarbon fractions C 3 -C 6 + c from natural gas and converting them to oil, as well as reducing material and energy costs due to the use of reservoir energy of compressed gas.
Источники информации
1. Маринин Н.С., Савватеев Ю. Н. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора. М., "Недра", 1982, с. 5-6.Sources of information
1. Marinin NS, Savvateev Yu. N. Gas degassing and preliminary dehydration in collection systems. M., "Nedra", 1982, p. 5-6.
2. А. С. СССР 923567, кл. - В 01 D 19/00, 1982 г. Прототип. 2. A. S. USSR 923567, class. - 01 D 19/00, 1982 Prototype.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001117808/12A RU2193910C1 (en) | 2001-06-26 | 2001-06-26 | Method of gathering and treatment of oil and gas wells products |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001117808/12A RU2193910C1 (en) | 2001-06-26 | 2001-06-26 | Method of gathering and treatment of oil and gas wells products |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2193910C1 true RU2193910C1 (en) | 2002-12-10 |
Family
ID=20251214
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001117808/12A RU2193910C1 (en) | 2001-06-26 | 2001-06-26 | Method of gathering and treatment of oil and gas wells products |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2193910C1 (en) |
-
2001
- 2001-06-26 RU RU2001117808/12A patent/RU2193910C1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102317725B (en) | Hydrocarbon gas processing | |
EP0207256A1 (en) | Methods and apparatus for separating gases and liquids from natural gas wellhead effluent | |
CN104271710B (en) | A kind of method reclaiming low pressure gas and condensation product from refinery's fuel gas stream | |
CN102504851B (en) | Equipment and process for producing light tar by controlling QI (Quality Index) value of tar | |
RU2544648C1 (en) | Method of low temperature gas separation | |
US20230323764A1 (en) | System and Method for Recycling Miscible NGLs for Oil Recovery | |
US2423156A (en) | Method of recovering desirable petroleum hydrocarbon fractions at substantially wellhead pressure | |
US2309075A (en) | Method of operating high pressure oil and gas wells | |
CN102168905B (en) | Feed gas processing device for natural gas | |
EA021745B1 (en) | Process for treating a stream of cracked gas coming from a hydrocarbon pyrolysis plant, and associated plant | |
RU2193910C1 (en) | Method of gathering and treatment of oil and gas wells products | |
US2134700A (en) | Separation of hydrocarbons | |
US2364660A (en) | Method of and apparatus for recovering desirable petroleum hydrocarbon fractions from high pressure wells | |
CN1515651A (en) | Small type skid-mounted natural gas light hydrocarbon recovering method | |
RU2507459C1 (en) | Separation method from liquefaction of associated petroleum gas with its isothermal storage | |
CN101294104B (en) | Hydrocracking recycle hydrogen deoiling, dewatering separation method and apparatus | |
CN1414067A (en) | Recovery method of light hydrocarbon in natural gas | |
RU2718074C1 (en) | Method of reconstruction of a low-temperature gas separation unit | |
RU2563948C2 (en) | Oil-well gas processing method | |
CN203474726U (en) | Device for separating catalytic cracking dry gas | |
RU2555909C1 (en) | Method of preparation of hydrocarbon gas for transport | |
RU2718398C1 (en) | Method of preparing associated petroleum gas for transportation | |
RU2750013C1 (en) | Method for injecting gas into reservoir (options) | |
CN106753525B (en) | F- T synthesis system and the method for carrying out F- T synthesis using it | |
RU2775239C1 (en) | Method for preparing natural gas at the final stage of development of a gas condensate field |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060627 |