RU2655498C1 - Способ снижения потерь углеводородов на скважинах - Google Patents
Способ снижения потерь углеводородов на скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2655498C1 RU2655498C1 RU2017127092A RU2017127092A RU2655498C1 RU 2655498 C1 RU2655498 C1 RU 2655498C1 RU 2017127092 A RU2017127092 A RU 2017127092A RU 2017127092 A RU2017127092 A RU 2017127092A RU 2655498 C1 RU2655498 C1 RU 2655498C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- oil
- tank
- wells
- gas
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
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)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
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.
Description
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.
Claims (1)
- 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.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017127092A RU2655498C1 (ru) | 2017-07-27 | 2017-07-27 | Способ снижения потерь углеводородов на скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017127092A RU2655498C1 (ru) | 2017-07-27 | 2017-07-27 | Способ снижения потерь углеводородов на скважинах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2655498C1 true RU2655498C1 (ru) | 2018-05-28 |
Family
ID=62559940
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017127092A RU2655498C1 (ru) | 2017-07-27 | 2017-07-27 | Способ снижения потерь углеводородов на скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2655498C1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4756367A (en) * | 1987-04-28 | 1988-07-12 | Amoco Corporation | Method for producing natural gas from a coal seam |
| RU724U1 (ru) * | 1993-09-29 | 1995-08-16 | Александр Константинович Шевченко | Устройство для добычи нефти и утилизации попутной продукции (воды и газа) |
| RU2181446C1 (ru) * | 2001-07-18 | 2002-04-20 | Фатихов Василь Абударович | Способ добычи, сбора и утилизации метана и других углеводородных газов из каменноугольных залежей |
| RU2297520C2 (ru) * | 2005-03-24 | 2007-04-20 | Алексей Васильевич Сорокин | Способ утилизации низконапорного газа |
| RU2343314C1 (ru) * | 2007-05-14 | 2009-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью научно-производственная фирма "Милек" | Способ использования попутного газа для привода насосной установки и устройство для его осуществления |
| RU2422630C1 (ru) * | 2010-02-24 | 2011-06-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ и система сбора, подготовки низконапорного газа - угольного метана и использования теплового потенциала пластовой жидкости (варианты) |
| RU2472933C1 (ru) * | 2011-07-28 | 2013-01-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Тумба для поддержания повторно используемых подготовительных выработок |
-
2017
- 2017-07-27 RU RU2017127092A patent/RU2655498C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4756367A (en) * | 1987-04-28 | 1988-07-12 | Amoco Corporation | Method for producing natural gas from a coal seam |
| RU724U1 (ru) * | 1993-09-29 | 1995-08-16 | Александр Константинович Шевченко | Устройство для добычи нефти и утилизации попутной продукции (воды и газа) |
| RU2181446C1 (ru) * | 2001-07-18 | 2002-04-20 | Фатихов Василь Абударович | Способ добычи, сбора и утилизации метана и других углеводородных газов из каменноугольных залежей |
| RU2297520C2 (ru) * | 2005-03-24 | 2007-04-20 | Алексей Васильевич Сорокин | Способ утилизации низконапорного газа |
| RU2343314C1 (ru) * | 2007-05-14 | 2009-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью научно-производственная фирма "Милек" | Способ использования попутного газа для привода насосной установки и устройство для его осуществления |
| RU2422630C1 (ru) * | 2010-02-24 | 2011-06-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ и система сбора, подготовки низконапорного газа - угольного метана и использования теплового потенциала пластовой жидкости (варианты) |
| RU2472933C1 (ru) * | 2011-07-28 | 2013-01-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Тумба для поддержания повторно используемых подготовительных выработок |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| УРАЗАКОВ К. Р. и др., Расчет и подбор устьевого эжектора для скважин, оборудованных электроцентробежными устройствами, ж. Нефтегазовое дело, 2013, 4, с. 212-224. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10612357B2 (en) | Y-grade NGL recovery | |
| US10683742B2 (en) | Liquid piston compressor system | |
| US20170275521A1 (en) | L-grade stimulation fluid | |
| MX2013007200A (es) | Metodo de fracturacion de hidrocarburos de alta presion a peticion y proceso relacionado. | |
| US8757271B2 (en) | Artificial lift integral system for the production of hydrocarbons for oil wells by means of pneumatic pumping with natural gas autonomously supplied by oil wells | |
| RU2010140040A (ru) | Электрическая насосная система и способ перекачки текучей среды из подземной скважины с использованием данной системы | |
| US11255349B2 (en) | Methods and apparati for quickset gas lift separation and liquid storage | |
| US11162328B2 (en) | Oilfield chemical injection system and method of use | |
| RU2655498C1 (ru) | Способ снижения потерь углеводородов на скважинах | |
| US20210270109A1 (en) | System and method for producing and processing a multiphase hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon-containing reservoir | |
| CN104865129A (zh) | 一种撬装式多功能防喷管试压系统 | |
| CN104019083A (zh) | 液压测试系统 | |
| RU2680028C1 (ru) | Компрессорная установка | |
| US9580995B2 (en) | Controlled pressure equalization | |
| RU2670311C1 (ru) | Способ утилизации нефтяного газа со скважины в систему нефтесбора | |
| RU141922U1 (ru) | Устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом | |
| Elmer et al. | New single-well standalone gas lift process facilitates Barnett shale fracture-treatment flowback | |
| CN204960864U (zh) | 管线超压环保泄压的井口流程装置 | |
| RU148390U1 (ru) | Насосная установка для гидравлических испытаний нкт (насосно-компрессорных труб) | |
| Frankenberg et al. | Design, Installation, and Operation of a Large Offshore Production Complex | |
| CN104005733B (zh) | 原油及天然气开采增产设备 | |
| US10493382B1 (en) | Vapor recovery tank | |
| CN205065243U (zh) | 一种潜油电机机械装置润滑系统 | |
| RU123832U1 (ru) | Устройство для замера и транспортировки нефти куста нефтяных скважин | |
| RU112711U1 (ru) | Установка для добычи нефти |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190728 |