SU1649086A1

SU1649086A1 - Method for oil and gas gathering

Info

Publication number: SU1649086A1
Application number: SU884394164A
Authority: SU
Inventors: Сергей Анатольевич Альтшулер; Николай Николаевич Елин; Александр Григорьевич Хуршудов; Валерий Георгиевич Ярмизин
Original assignee: Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1988-03-21
Filing date: 1988-03-21
Publication date: 1991-05-15

Abstract

Изобретение относитс к добыче нефти и газа и их сбора. Цель изобретени - снижение энергетических затрат на перекачку нефт ного газа при одновременном уменьшении металлоемкости. Способ включает Изобретение относитс к добыче нефти и газа и их сбору на месторождени х с различным типом залежи. Цель изобретени - снижение энергетических затрат на перекачку нефт ного газа при одновременном уменьшении металлоемкости . На чертеже показана схема реализации способа. Способ сбора нефти и газа включает подачу их в два коллектора 1 и 2 с помощью подачу нефти и газа в два коллектора 1 и 2 с последующим направлением их в систему многоступенчатой сепарации 3-5, а перед подачей нефти и газа в коллекторы 1 и 2 выдел ют скважины с высоким б и низким 7 давлени ми, нефть и газ или газ из скважин с высоким давлением 6 и газ из скважин с низким давлением 7 направл ют в один коллектор 1, а нефть из скважин с низким давлением 7 - в другой коллектор 2. Продукци скважин 7 направл етс в коллектор 1 и далее в сепаратор 4. В скважинах 6 установлено газосепарирующее устройство 3, проход через которое, нефть поступает в насосно-компрессорные трубы, а отделившийс газ - в затрубное пространство. Далее нефть попадает в коллектор 2, а затем в сепаратор 5, под избыточным давлением газа поступает в коллектор 1, а затем в сепаратор 4 После сепаратора 4 газ направл етс по магистральному трубопроводу , а нефть смешиваетс с низконапорным потоком и поступает в сепаратор 5. Остаточный газ из сепаратора 5 используетс дл собственных нужд или компремиру- етс .1 ил. газосепарирующего устройства 3 с последующим направлением их в многоступенчатый сепаратор 4 и 5, а перед подачей нефти и газа в коллекторы 1 и 2 выдел ют скважины с высоким 6 и низким 7 давлени ми, нефть и газ или газ из скважин 6 с высоким давлением и газ из скважин 7 с низким давлением направл ют в один коллектор 1, а нефть из скважин 7 с низким давлением в другой коллектор 2. Кроме того, имеетс магистральный трубопровод 8 дл св зи с поО 5 О 00 оThe invention relates to the extraction of oil and gas and their collection. The purpose of the invention is to reduce the energy costs of pumping petroleum gas while reducing metal consumption. The method includes the invention relates to the extraction of oil and gas and their collection in fields with different types of deposits. The purpose of the invention is to reduce the energy costs of pumping petroleum gas while reducing metal consumption. The drawing shows a diagram of the implementation of the method. The method of collecting oil and gas includes supplying them to two collectors 1 and 2 using the supply of oil and gas to two collectors 1 and 2, followed by sending them to the multi-stage separation system 3-5, and before supplying oil and gas to collectors 1 and 2 There are wells with high b and low 7 pressures, oil and gas or gas from wells with high pressure 6 and gas from wells with low pressure 7 are sent to one reservoir 1, and oil from wells with low pressure 7 to another reservoir 2 The well production 7 is directed to the reservoir 1 and then to the separator 4. In the well 6 ah installed gazosepariruyuschee apparatus 3, passage through which oil enters the tubing, and the separated gas - into the annulus. Then the oil enters the collector 2, and then into the separator 5, under the excessive pressure of the gas enters the collector 1, and then into the separator 4. After separator 4, the gas is directed through the main pipeline, and the oil mixes with the low-pressure flow and enters the separator 5. Residual the gas from separator 5 is used for its own needs or compressed. 1 Il. gas separating device 3 followed by directing them to a multistage separator 4 and 5, and before supplying oil and gas to reservoirs 1 and 2, wells with high 6 and low 7 pressures, oil and gas or gas from wells 6 with high pressure and gas are separated from low-pressure wells 7 are sent to one reservoir 1, and oil from low-pressure wells 7 to another reservoir 2. In addition, there is a main pipeline 8 for communication with OO 5 O 00

Description

требителем, лини 9 дл св зи с коллектором 2 и дожимной коллектор 10. Скважины оборудованы насосно-компрессорными трубами 11.the customer, line 9 for communication with the collector 2 and the booster collector 10. The wells are equipped with tubing 11.

Способ реализуетс следующим образом .The method is implemented as follows.

Продукци скважин 7 с более высоким устьевым давлением направл етс в коллектор 1 и далее в сепаратор первой ступени 4. В скважинах 6 с менее высоким устьевым давлением установлено газосепа- рирующее устройство 3, через которое нефть поступает в насосно-компрессорные трубы 11,а отделившийс газ - в затрубное пространство 12. Далее нефть попадает в коллектор 2 и затем в сепаратор второй ступени 5. За счет разной высоты столбов нефти в насосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве в последнем создаетс избыточное давление газа, под действием которого газ поступает в коллектор 1 и затем в сепаратор первой ступени 4. Пройд сепаратор 4, газ под высоким давлением направл етс к потребителю по магистральному газопроводу 8, а нефть с первой ступени сепарации смешиваетс с низконапорным потоком и поступает на сепаратор второй ступени 5. Выделившийс в сепараторе 5 остаточный газ или используетс на собственные нужды промысла, или после компремировани подаетс в магистральный газопровод 8.The production of wells 7 with a higher wellhead pressure is directed to the reservoir 1 and further to the separator of the first stage 4. In wells 6 with a less high wellhead pressure, a gas separating device 3 is installed, through which oil enters the tubing 11 and the separated gas - into the annulus 12. Next, the oil enters the reservoir 2 and then into the second stage separator 5. Due to the different height of the oil pillars in the tubing and annulus, the latter creates an excessive gas pressure, by which gas enters the collector 1 and then into the first stage separator 4. Passing the separator 4, high pressure gas is directed to the consumer via the main gas pipeline 8, and the oil from the first stage of separation is mixed with the low pressure flow and goes to the second stage separator 5. The residual gas released in the separator 5 is either used for the own needs of the field, or, after compression, is fed to the main gas pipeline 8.

Давление в высоконапорном коллекторе определ етс технологическими и технико-экономическими расчетами и зависит от условий работы и параметров состо ни продуктивного пласта, техники и технологии газлифтной добычи на месторождении , дальности транспорта нефт ного газа и услови ми его обработки у потребител . Проведенна оценка вы вила рекомендованные области давлений дл высоконапорного коллектора 1,6-7,5 МПа, дл низконапорного 0,6-1,6 МПа, Однако дл частных случаев использовани газа высоконапорного коллектора дл газлифта, давление в нем может достигать 12,0 МПа.The pressure in the high-pressure reservoir is determined by technological and technical-economic calculations and depends on the operating conditions and parameters of the state of the reservoir, the technology and technology of gas-lift production at the field, the range of oil gas transport and the conditions of its processing by the consumer. The assessment revealed the recommended pressure areas for a high-pressure manifold of 1.6-7.5 MPa, for a low-pressure 0.6-1.6 MPa. However, for particular uses of gas from a high-pressure collector for gas lift, its pressure can reach 12.0 MPa .

П р и м е р 1. Проектируетс система сбора нефти и газа месторождени , удаленного от газоперерабатывающего завода (ГПЗ) на рассто ние 106 км. Один из участков этого месторождени насчитывает 60 скважин, в том числе 22 с устьевым давлением 4,0-4,6 МПа с суммарным дебитом жидкости Ож 1500 м3/сут обводненностью п 15.% и 38% с устьевым давлением 1,0- 2,5 МПа и общим дебитом жидкости 1200 м3/сут обводненностью 60%. Газовый фактор 150 м3/м3, давление насыщени нефти газом 18 МПа. Сбор нефтегазовой смесиPRI me R 1. A system is being designed for the collection of oil and gas from a field remote from a gas processing plant (GPP) for a distance of 106 km. One of the sections of this field has 60 wells, including 22 with wellhead pressure of 4.0-4.6 MPa with a total flow rate of a fluid of 1500 m3 / day of watercut p 15% and 38% with a wellhead pressure of 1.0-2, 5 MPa and total liquid flow rate of 1200 m3 / day with a water content of 60%. The gas factor is 150 m3 / m3, the oil saturation pressure of gas is 18 MPa. Oil and gas collection

осуществл етс по двум параллельным коллекторам длиной по 6 км каждый.It is carried out along two parallel collectors with a length of 6 km each.

В примере рассчитан также базовый вариант системы нефтесбора и транспорта газа потребителю, выбранный в качестве прототипа и включающий два коллектора нефтесбора равного давлени с равномерным распределением расхода по ним. Давление в начале нефтесборных тру0 бопроводов прин то 1,6 МПа, давление первой ступени сепарации на пункте сбора 0,6 МПа, суммарный дебит жидкости по коллекторам 2700 м3/сут, средн обводненность 35%.In the example, the basic version of the oil collection system and gas transportation to the consumer, selected as a prototype and including two oil collection manifolds of equal pressure with a uniform distribution of flow over them, was also calculated. The pressure at the beginning of the oil collecting pipelines was assumed to be 1.6 MPa, the pressure of the first separation stage at the collection point was 0.6 MPa, the total flow rate of the liquid through the collectors was 2700 m3 / day, the average water content was 35%.

5 Транспорт газа на ГПЗ в обоих вариантах осуществл етс по бескомпрессорной схеме.5 Gas is transported to a gas processing plant in both cases using an uncompressed circuit.

Согласно гидравлическому расчету давление в сепараторе первой ступени (по за0 вленной схеме) устанавливаетс равным 3,5 МПа, а второй ступени 0,6 МПа. Газ второй ступени сепарации используетс на собственные нужды, нефть после второй ступени сепарации откачиваетс на цент5 ральный пункт сбора.According to the hydraulic calculation, the pressure in the separator of the first stage (according to the declared scheme) is equal to 3.5 MPa, and the second stage is 0.6 MPa. Second stage separation gas is used for own needs, oil after the second stage separation is pumped to the central collection point.

П р и м е р 2. Месторождение характеризуетс наличием скважин с различной обводненностью нефти и высокой газонасыщенностью , газовый фактор 400 м3/м3,PRI mme R 2. The field is characterized by the presence of wells with different oil water cut and high gas saturation, a gas factor of 400 m3 / m3,

0 давление насыщени нефти газом 26 МПа. Скважины обводненностью до 60% предполагаетс эксплуатировать фонтанным способом , их суммарный дебит по жидкости составл ет Ож 3000 м3/сут средней обвод5 ненностью п 30%. Более обводненные скважины эксплуатируютс бескомпрессорным газлифтом. Дл этого в малообводненных скважинах на глубине 1400-1600 м устанавливаютс газосепарирующие устройства0 gas saturation pressure 26 MPa. The wells with a water cut of up to 60% are supposed to be operated by the flowing method, their total liquid flow rate is Og 3000 m3 / day with an average watering of n 30%. More watered wells are operated with an uncompressed gas lift. For this purpose, gas separating devices are installed in low-watered wells at a depth of 1400-1600 m.

0 трубчатого типа, измен ющие направление потока на 180°, На устье скважин давление выхода газа из затрубного пространства ограничиваетс регул тором давлени в пределах 6,6-6,9 МПа. Сырой газ направл етс 0 of the tubular type, which change the direction of flow by 180 °. At the wellhead, the gas outlet pressure from the annulus is limited by a pressure regulator within 6.6-6.9 MPa. Raw gas is directed

5 по высоконапорному коллектору в сепаратор дл отделени капельной жидкости и на осушку от паров воды, а затем под давлением 6,0-6.4 МПа транспортируетс к потребителю . В результате отпадает5 through a high-pressure manifold into the separator for separating the dropping liquid and for drying it from the water vapor, and then under pressure of 6.0-6.4 MPa is transported to the consumer. As a result, there is no

0 необходимость строительства компрессорной станции на давление нагнетани 6,4 МПа производительностью 0,7 млн ст.м3/сут.0 the need to build a compressor station for a discharge pressure of 6.4 MPa with a capacity of 0.7 mln. M 3 / day.

Результаты расчетов технико-экономи5 ческих показателей по примерам 1 и 2 приведены в таблице.The results of calculations of technical and economic indicators for examples 1 and 2 are given in the table.

Как следует из таблицы, использование предлагаемого способа позвол ет более, чем в 1,3 раза уменьшить металлоемкостьAs follows from the table, the use of the proposed method allows to reduce the metal consumption by more than 1.3 times.

трубопроводов системы нефтесбора, а также в 2,3 раза снизить металлоемкость и капитальные вложени в транспорт газа.oil collection system pipelines, as well as 2.3 times the metal consumption and capital investment in gas transportation.

Claims

Claims of Invention The method of collecting oil and gas, including the supply of oil and gas to two reservoirs with their subsequent direction to the system of multi-stage separation, about tons of oil and gas. that in order to reduce energy

costs of pumping oil gas while reducing metal intensity, before supplying oil and gas to reservoirs, high and low pressure wells are separated, oil and gas or gas from high pressure wells and gas from low pressure wells are directed to one a reservoir, and oil from low pressure wells is directed to another reservoir.

-g;

Lg10

t