SU1707189A1 - Способ газлифтной эксплуатации скважин - Google Patents
Способ газлифтной эксплуатации скважин Download PDFInfo
- Publication number
- SU1707189A1 SU1707189A1 SU894639342A SU4639342A SU1707189A1 SU 1707189 A1 SU1707189 A1 SU 1707189A1 SU 894639342 A SU894639342 A SU 894639342A SU 4639342 A SU4639342 A SU 4639342A SU 1707189 A1 SU1707189 A1 SU 1707189A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- wells
- pressure
- oil
- production
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к добыче нефти и газа и может быть использовано при эксплуатации нефтегазовых залежей. Цель изобретени - повышение эффективности эксплуатации скважин при одновременном снижении эксплуатационных затрат. Способ газлифтной эксплуатации сквав н включает разделение добывающих сквшшин по величинам устьевого давлени не «м группы низкого 1 и высокого 2 дав Изобретение относитс к добыче неф и газа и может быть использовано при эксплуатации нефтегазовых и нефтегазо-кон- денсатных залежей, особенно в тех случа х, когда эти различного типа залежи имеютс на одном месторождении. Цель изобретени - повышение эффективности эксплуатации скважин при одновременном снижении эксплуатационных затрат. На чертеже показана технологическа схема промыслового обустройства скважин. нагнетание сжатого рабочего агента в скважины 1 и 2, отбор продукции из каждой группы скважин 1 и 2 по отдельным трубопроводам системы 3 и 4 нефтегазосбора с подачей ее на многоступенчатую сепараци- онную установку с последующим направлением продукции скважин 1 и 2 в линии 7 и 8 к потребителю. Сжатый рабочий газ нагнетают одновременно в обе группы скважин 1 и 2 посредством компрессорной станции 9, причем давление сжатого рабочего газа в группе скважин 2 с высоким устьевым давлением поддерживают большим, чем давление газа в первой ступени 5 многоступенчатой сепарационной установки и давление газа в линии 7 к потребителю. Продукци скважин 1 низкого давлени поступает через вторую ступень 6 сепарации газа на прием компрессорной станции 9, нефть с водой насосом 11 откачиваетс на установку подготовки нефти. Продукци скважин 2 с высоким устьевым давлением поступает через первую ступень 5 сепарации и установку 10 осушки газа к потребителю без дополнительного компримировани газа. 1 ил. Способ газлифтной эксплуатации скважин включает разделение добывающих скважин по величинам устьевого давлени на две группы низкого 1 и высокого 2 давлений , нагнетание сжатого рабочего агента в скважины 1 и 2, отбор продукции нефтегазосбора из каждой группы скважин 1 и 2 по отдельным трубопроводным системам 3 и 4 с подачей ее на многоступенчатую сепара- ционную установку ступен ми 5 и 6 с последующим направлением продукции скважин 1 и 2 в линии 7 и 8 потребителю. Сжатый fe X С V ОС
Description
рабочий газ нагнетают одновременно в обе группы скважин 1 и 2 посредством компрессорной станции 9, причем давление сжатого рабочего газа в группе скважин 2 с высоким устьевым давлением поддерживают большим, чем давление газе в первой ступени 5 многоступенчатой сепарэцион- ной установки и давлени газа в линии 7 к потребителю.
В технологической схеме предусмотрена установка 10 осушки нефт ного газа, насос 11 откачки обводненной нефти и регулирующий клапан 12. Компрессорна станци 9 соединена со скважинами посредством линии 13.
Способ осуществл етс следующим образом .
Продукции скважин 2 с высоким устьевым давлением направл етс в высоконапорную трубопроводную систему сбора 3 и далее в сепаратор первой ступени 5, откуда газ после осушки на установке 10 подаетс по линии 7 магистрального газопровода к потребителю, а жидкость - в сепаратор второй ступени сепарации 6. Продукци скважин 1 с низким устьевым давлением направл етс в низконапорную трубопроводную систему сбора и далее в сепаратор б второй ступени сепарации, откуда жидкость перекачиваетс насосом 11 на установку подготовки нефти (УПН), а газ подаетс на гаэлифтную компрессорную станцию 9, где проходит подготовку, комп- римируетс и подаетс по газопроводным лини м 13 высокого давлени на добывающие скважины 1 и 2,
При недостатке газа низкого давлени предусматриваетс возможность подачи газа после первой ступени 5 сепарации на компрессионную станцию 9 через регулирующий клапан 12 Давление в первой ступени 5 сепарации выбираетс в зависимости от давлени газа в линии 7 потребител и его удаленности. Рекомендуемый диапазон давлений 2,0-6,0 МПа. Давление второй ступени 6 сепарации зависит от требуемого нчвлени на приеме компрессорной стан- и 9 и составл ет дл существующего оборудовани не менее 0,6 МПа.
Пример. Проектируетс обустройство многопланового нефтегазового месторождени , удаленного от газоперерэбатываю- щ его завода на рассто ние 170 км. Месторождение состоит из 410 добывающих скважин, которые разделены на две группы по величинам устьевых давлений. В первую группу вход т скважины в количестве 190 шт. с устьевым давлением А,5-5,0 МПа, суммарным дебитом жидкости 14000 м3/сут, средней обводненностью
40%, гаэосодержанием нефти 180 м /м . втора группа состоит из 220 скважин, эксплуатируемых с устьевым давлением 1,2 МПа. суммарный дебитом жидкости
12000 м /сут, обводненностью 60%. газосодержанием нефти 90 м /м . Основной способ эксплуатации скважин на месторождении - компрессорный газлифт с удельным расходом газлифтного газа в среднем 110 и
50 м3/с жидкости, соответственно по I и II
группам скважин. Подготовка и компримирование газлифтного газа осуществл етс
на газлифтной компрессорной станции.
Сбор нефтегазовой смеси осуществл етс по двум параллельным системам сбора, одна из которых, обслуживающа I группу скважин, имеет среднее давление 4.5 МПа и общую прот женность 75 км, а втора , обслуживающа II группу скважин - 1,0 МПа и
прот женность 80 км. Продукци скважин с систем сбора поступает соответственно на I и II ступени сепарации с давлением сепарации 4,0 и 0,7 МПа. Рассчитан также способ газлифтной эксплуатации скважин рассматриваемого месторождени , имеющий единое давление на устье добывающих скважин 1.2 МПа, общую систему сбора продукции скважин, суммарную прот женность 104 км. давление первой ступени
сепарации на пункте сбора 0,7 МПа, суммарный дебит жидкости 26000 м3/сут, среднюю обводненность 50%, среднее гэзосодержэ- ние 147 м3/м3.
Транспортирование газа осуществл етс посредством компрессорной станции транспорта газа с давлением на выходе а газопровод 3,6 МПа. В рассматриваемом варианте газ транспортируетс после первой ступени сепарации и осушки от влаги под
давлением 3,6 МПа в бескомпрессорном режиме , газ второй ступени сепарации используетс дл газлифта и собственных нужд, жидкость откачиваетс на пункт сбора и подготовки нефти.
Использование предлагаемого способа газлифтной эксплуатации скважин дает значительный экономический эффект.
Claims (1)
- Формула изобретени 0Способ газлифтной эксплуатации скважин , включающий разделение добывающих скважин по величинам устьевого давлени на две группы низкого и высокого давлений, нагнетание сжатого рабочего агента в сква- 5 жины, отбор продукции из каждой группы скважин по отдельным трубопроводным системам нефтегазосбора с подачей ее на многоступенчатую сепарационную установку с последующим направлением продукции скважины в линии к потребителю, о т личающийс тем, что, с целью повышени эффективности эксплуатации скважин при одновременном снижении эксплуатационных затрат, сжатый рабочий газ нагнетают одновременно в обе группы скважин посредством компрессорной станции, причем давление продукции на устье скважин в группе скважин с высоким устьевым давлением поддерживают большим, чем давление в первой ступени многоступенчатой сепарационной установки и давлени газа в линии к потребителю.ч Нефть нс УМ
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894639342A SU1707189A1 (ru) | 1989-01-17 | 1989-01-17 | Способ газлифтной эксплуатации скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894639342A SU1707189A1 (ru) | 1989-01-17 | 1989-01-17 | Способ газлифтной эксплуатации скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1707189A1 true SU1707189A1 (ru) | 1992-01-23 |
Family
ID=21423674
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU894639342A SU1707189A1 (ru) | 1989-01-17 | 1989-01-17 | Способ газлифтной эксплуатации скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1707189A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2509208C2 (ru) * | 2009-06-02 | 2014-03-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ получения объединенного газообразного углеводородного потока и жидких углеводородных потоков и устройство для его осуществления |
-
1989
- 1989-01-17 SU SU894639342A patent/SU1707189A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Бухаленко Е.И. и Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудовани . - М. Недра. 1985, с. 109. Авторское свидетельство СССР № 1649086. кл. Е 21 В 43/00, 1988. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2509208C2 (ru) * | 2009-06-02 | 2014-03-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ получения объединенного газообразного углеводородного потока и жидких углеводородных потоков и устройство для его осуществления |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3773438A (en) | Well stimulation apparatus and method | |
EP0113539B1 (en) | Method and apparatus for producing liquid natural gas | |
US2765045A (en) | Methods and means for separating oil and gas | |
US3486297A (en) | Liquid and gas pumping unit | |
CA2003475A1 (en) | Method and apparatus for high-efficiency gas separation upstream of a submersible pump | |
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 | |
SU1707189A1 (ru) | Способ газлифтной эксплуатации скважин | |
EP0169007A2 (en) | Method and apparatus for the production of liquid gas products | |
RU2698785C1 (ru) | Способ снижения затрубного давления механизированных скважин и устройство для его осуществления | |
CN216952639U (zh) | 油田伴生气回收液环多级压缩机系统 | |
RU2160866C1 (ru) | Установка для сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин | |
RU122304U1 (ru) | Система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды | |
CN106640790A (zh) | 液压助力液体压力交换装置及其液体压力交换方法 | |
SU1649086A1 (ru) | Способ сбора нефти и газа | |
CN210343320U (zh) | 一种多相压缩实现套管气混输回收的装置 | |
RU122748U1 (ru) | Система сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин | |
SU1611369A1 (ru) | Установка сбора и подготовки нефти и газа | |
SU1721218A2 (ru) | Способ сбора нефти и газа | |
RU34393U1 (ru) | Система подготовки и транспортировки продукции газовых и нефтяных скважин | |
RU2075592C1 (ru) | Способ эксплуатации группы нефтяных скважин | |
SU1758215A1 (ru) | Способ эксплуатации газлифтных скважин | |
RU2168614C1 (ru) | Оборудование для газлифтного способа добычи нефти | |
SU1407507A1 (ru) | Установка дл сбора и подготовки продукции нефт ных скважин | |
SU1725954A1 (ru) | Система сбора и подготовки нефти | |
RU1538586C (ru) | Способ закачки газа в пласт |