SU1707189A1

SU1707189A1 - Способ газлифтной эксплуатации скважин

Info

Publication number: SU1707189A1
Application number: SU894639342A
Authority: SU
Inventors: Сергей Анатольевич Альтшулер; Николай Николаевич Елин; Валерий Георгиевич Ярмизин
Original assignee: Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1989-01-17
Filing date: 1989-01-17
Publication date: 1992-01-23

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

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