оборудование для газлифтного способа добычи нефти

Формула изобретения

1. Оборудование для газлифтного способа добычи нефти из группы эксплуатационных скважин, включающее источник рабочего агента, например газа или газожидкостной смеси, трубопроводы подачи рабочего агента в соответствующие каналы эксплуатационных скважин, групповую замерную установку с газожидкостным сепаратором, сообщенную с трубопроводами вывода из скважин добываемого углеводородного продукта, и нефтесборный коллектор, отличающееся тем, что оно включает газовые сепараторы низкого и высокого давления, сообщенные между собой через блок бустерных насосов, причем газовая сторона каждого бустерного насоса сообщена через манифольд с газовыми сторонами сепаратора низкого давления, и/или сепаратора замерной установки, и/или с независимым источником газа низкого давления и с пусковой линией газлифтных скважин, а жидкостная сторона - с жидкостными сторонами сепараторов низкого и высокого давления и/или сепаратором групповой замерной установки, сообщенной, в свою очередь, с нефтесборным коллектором, при этом сепаратор высокого давления сообщен с газовой стороной блока бустерных насосов и с манифольдом для подачи газа в эксплуатационные скважины, а сепаратор низкого давления и/или замерной установки - с нефтесборным коллектором.

2. Оборудование для газлифтного способа добычи нефти по п.1, отличающееся тем, что оно включает блок реагентного хозяйства, сообщенный с жидкостной стороной блока бустерных насосов и с трубопроводами подачи рабочего агента в скважины.

Описание изобретения к патенту

Настоящее предлагаемое изобретение относится к области добычи жидких и газожидкостных текучих сред из добывающих скважин и, в частности, представляет собой оборудование для газлифтного способа добычи нефти из группы эксплуатационных скважин.

Эксплуатация нефтяных скважин газлифтным способом известна более ста лет (см., например, книгу И.М.Муравьева, Р.С.Андрианова, Ш.К. Гиматудинова и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1970, гл. 11).

Сущность этого способа заключается в том, что рабочий агент (воздух или газ) под давлением подается по отдельному каналу к башмаку подъемных труб, спущенных в скважину, разгазирует скважинную продукцию и осуществляет ее подъем на дневную поверхность. Для осуществления газлифта используются газлифтные подъемники различных конструкций и модификаций, которые выбираются в зависимости от геолого-технических характеристик скважины (однорядной, двухрядной и др. газлифтные подъемники).

В зависимости от источника рабочего агента различают эрлифт, когда в соответствующий скваженный канал нагнетают воздух, и газлифт, когда нагнетается газ. В настоящее время эрлифт для добычи нефти не используется из-за взрывоопасности смеси природного газа с воздухом.

Для нагнетания газа может использоваться компрессор или компрессорная станция (т.н. компрессорный газлифт) или источником газа может служить одна или несколько газовых скважин или магистральный газопровод высокого давления (т.н. бескомпрессорный газлифт).

Существует также внутрискважинный газлифт, когда источником газа служит газовый пласт в разрезе эксплуатационной скважины.

Известна простейшая схема организации компрессорного газлифта на одной скважине, предложенная еще в 1914 г. (см. книгу И.М. Муравьева, Р.С. Андриасова, Ш.К. Гиматудинова и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М. : Недра, 1970, гл. 11). В соответствии с этой схемой продукция скважины направляется в трап (индивидуальный газосепаратор), где происходит отделение газа от жидкости. Конструкции таких газосепараторов известны. Из трапа жидкость направляется на замерную установку и далее в нефтесборный коллектор, а сырой, неподготовленный газ - на прием газового компрессора. После сжатия в компрессоре до рабочего давления влажный газ поступает в холодильник, где происходит отделение от него воды и жидких углеводородных фракций, которые направляются по отдельному трубопроводу в замерную установку. Осушенный газ после холодильника поступает в соответствующий канал эксплуатационной скважины для осуществления газлифта. В настоящее время эта схема практически не используется, поскольку ее главным недостатком является отсутствие установки подготовки газа перед входом в компрессор, вследствие чего тяжелые фракции углеводородов, содержащихся во влажном (неподготовленном) газе, оказывают негативное влияние на работу компрессора (см. книгу Ю.В.Зайцева, Р.А.Максутова, И.В.Чубанова и др. Справочная книга по газлифту. М. : Недра, 1984, гл. 8, стр. 312 - 317), а использование установки подготовки газа в этой схеме требует дополнительных капитальных затрат, что делает невыгодным реализацию этой схемы компрессорного газлифта на одной скважине или небольшой группе скважин. За прототип предложенного технического решения может быть принято оборудование для осуществления газлифта на группе скважин, описанное в книге Ю.В.Зайцева, Р.А.Максутова, О. В. Чублинова и др. Теория и практика газлифта. М.: Недра, 1987, стр. 223, рис. 11.1. Оборудование включает источник рабочего агента (газа), трубопроводы подачи рабочего агента в соответствующие каналы эксплуатационных скважин, групповую замерную установку, сообщенную с трубопроводами вывода из скважин добываемого углеводородного продукта и нефтесборную установку. Газ низкого давления, отделенный от добываемого продукта на сепараторах нефтесборной установки, попадает на компрессорную установку, где происходит его подготовка - отделение жидкой фазы, очистка от механических примесей, осушка, очистка кислых компонентов и сжатие до рабочего давления (Подготовка газа осуществляется на всех компрессорных станциях - см. книгу под редакцией М. К. Гиматудинова. Справочная книга по добычи нефти. М.: Недра, 1974, стр. 253, п. 4). Сжатый многоступенчатыми компрессорами газ по газопроводам высокого давления направляется к газораспределительным будкам. Обычно используются три линии газопроводов высокого давления (две рабочие линии и одна пусковая). На каждой линии для отделения жидких углеводородов, образовавшихся в потоке сжатого газа, устанавливаются конденсационные установки (аналог сепаратора высокого давления). Очищенный от капельной жидкости газ, поступая на газораспределительные будки, распределяется по скважинам с помощью газоманифольда, на котором установлены регуляторы потока газа (расхода или давления) и газопроводов высокого давления. Затем газ высокого давления поступает в соответствующие каналы эксплуатационных скважин и осуществляет подъем углеводородного продукта скважин на дневную поверхность.

Описанная схема обладает рядом существенных недостатков.

Использование нескольких линий газа высокого давления для транспортировки газа высокого давления от компрессорной станции до газораспределительной будки требует больших капитальных затрат.

Существенным недостатком является также необходимость подготовки газа низкого и высокого давления, требующая наличия целого ряда дополнительных устройств, что весьма невыгодно при осуществлении газлифта на небольшой группе скважин.

В связи с изложенным основной технической задачей, на решение которой направлено настоящее предлагаемое изобретение, является создание такого оборудования для газлифтного способа добычи нефти, которое исключало бы использование нескольких линий газа высокого давления между источником газа и эксплуатирующимися скважинами, а также исключало бы наличие специальной установки для подготовки газа низкого давления, что существенно снизило бы капитальные затраты.

Для решения поставленной технической задачи оборудование для газлифтного способа добычи нефти из группы эксплуатационных скважин включает источник рабочего агента (газа или газожидкостной смеси), трубопроводы подачи рабочего агента в соответствующие каналы эксплуатационных скважин, групповую замерную установку с газожидкостным сепаратором, сообщенную с трубопроводами вывода из скважин добываемого углеводородного продукта и с нефтесборным коллектором. Характерной особенностью заявляемого оборудования является то, что оно включает газовые сепараторы низкого и высокого давления, сообщенные между собой через блок бустерных насосов. При этом газовая сторона каждого бустерного насоса сообщена через манифольд с газовыми сторонами сепаратора низкого давления, и/или сепаратора замерной установки, и/или с независимым источником газа и с пусковой линией газлифтных скважин, а жидкостная сторона - с жидкостными сторонами сепараторов низкого и высокого давления и/или сепаратора групповой замерной установки, сообщенной, в свою очередь, с нефтесборным коллектором. Сепаратор высокого давления сообщен с газовой стороной блока бустерных насосов и с манифольдом подачи газа в эксплуатационные скважины, а сепаратор низкого давления - с нефтесборным коллектором. Кроме того, оборудование включает блок реагентного хозяйства, сообщенный с жидкостной стороной блока бустерных насосов. Возможность осуществления настоящего предлагаемого изобретения доказывается успешным использованием в отечественной и зарубежной практике нефтедобычи способов нагнетания газожидкостных смесей с использованием бустерных насосов (например, бустерных установок, разработанных отечественной фирмой ЗАО НПАК "РАНКО").

Технические признаки, являющиеся отличительными для заявляемого оборудования, могут быть реализованы с помощью средств, используемых в различных областях техники, в частности в области бурения и освоения нефтяных и газовых скважин (газовые сепараторы высокого и низкого давления, бустерные насосы, трубопроводы и пр.). Отличительные признаки, отраженные в формуле изобретения, необходимы и достаточны для его осуществления, т.к. обеспечивают решение поставленной задачи - снижение капитальных затрат на оборудование для осуществления газлифтного способа добычи нефти.

В дальнейшем настоящее предлагаемое изобретение поясняется примером его выполнения, схематически изображенном на прилагаемых чертежах, на которых:

фиг. 1 - схема газлифтного оборудования, включающих блок бустерных насосов, сепараторы высокого и низкого давления и блок реагентного хозяйства в соответствии с настоящим предлагаемым изобретением;

фиг. 2 - схема отдельного бустерного насоса.

Оборудование для газлифтного способа добычи нефти из группы эксплуатационных скважин 1 (фиг. 1) включает источник газа низкого давления. Продукция скважин из групповой замерной установки 2 поступает по трубопроводу 3 в газосепаратор низкого давления 4, который и является источником газа низкого давления. Такими же источниками газа низкого давления могут быть либо сепаратор замерной установки 2, либо газопровод низкого давления 5, либо отдельная газовая скважина 6. Скважина 6 может быть также нефтяной фонтанной или насосной скважиной, в затрубном пространстве которой находится попутный газ. Кроме того, заявляемое оборудование включает трубопроводы 7 подачи рабочего агента в соответствующие каналы газлифтных скважин 1. Такими каналами могут быть в зависимости от схемы газлифта кольцевое пространство между эксплуатационной колонной скважины и насосно-компрессорными трубами (при однорядном подъемнике), кольцевое пространство между рядами насосно-компрессорных труб (при двухрядном подъемнике) и др. Оборудование включает также трубопроводы 8 вывода из скважин 1 добываемого продукта, сообщенные с групповой замерной установкой 2, снабженной газожидкостным сепаратором. Последняя трубопроводом 3 сообщена также с нефтесборным коллектором 9. Оборудование включает также газовый сепаратор высокого давления 10, сообщенный трубопроводом 11 с манифольдом 12, от которого отходят трубопроводы 7 подачи рабочего агента. В трубопроводах 7 установлены регуляторы потока 13 и обратные клапаны 14. Сепаратор 4 низкого давления и сепаратор 10 высокого давления сообщены между собой через блок 15 бустерных насосов. Последний включает ряд бустерных насосов 16. В качестве таких насосов могут быть использованы бустерные насосы, разработанные ЗАО НПАК "РАНКО". Такой бустерный насос обычно включает жидкостный плунжерный насос 17 (фиг. 2), сообщенный с бустерной камерой 18, в верхней части которой расположен ввод 19 газа или газожидкостной смеси и нагнетающий коллектор с соответствующими клапанами, а нижняя часть бустерной камеры сообщена с рабочей камерой 20 плунжерного насоса 17, сообщенной в свою очередь с всасывающим коллектором 21, связанным с источником жидкости. Газовая сторона каждого бустерного насоса 16 в блоке 15 (фиг. 1) сообщена через манифольд 22 и трубопровод 23 с газовой стороной сепаратора низкого давления 4, и/или сепаратором замерной установки 2, и/или с независимым источником газа низкого давления 5 и/или 6, а также с пусковой линией 24 газлифтных скважин 1. Жидкостная сторона каждого бустерного насоса 16 сообщена трубопроводом 25 с жидкостной стороной сепаратора низкого давления 4, а трубопроводом 26 с жидкостной стороной сепаратора высокого давления 10, и/или трубопроводом 27 с жидкостной стороной сепаратора групповой замерной установки 2. Сепаратор высокого давления 10 трубопроводом 28 сообщен через манифольд 29 и нагнетающий коллектор, состоящий из трубопроводов 30 (фиг. 2), с газовой стороной блока 15 бустерных насосов 16 и трубопроводом 11 с манифольдом 12 для подачи газа в эксплуатационные скважины 1. Жидкостная сторона сепаратора низкого давления 4 трубопроводом 31 сообщена с нефтесборным коллектором 9. Оборудование включает также блок реагентного хозяйства 32, сообщенный трубопроводами 33 с жидкостной стороной блока 15 бустерных насосов 16 и/или с трубопроводами подачи рабочего агента 7. Пусковая линия 24 оснащена распределительной пусковой гребенкой 34. На трубопроводах 30 перед манифольдом 29 установлены краны 35.

Работа оборудования осуществляется следующим образом.

При запуске одной из скважин 1 один или несколько бустерных насосов 16 блока 15 работают в режиме нагнетания газожидкостной смеси в соответствующую скважину. При этом жидкость может поступать в бустерный блок 15 по трубопроводу 27 из групповой замерной установки 2, и/или по трубопроводу 25 из сепаратора низкого давления 4, и/или сепаратора высокого давления 10 по трубопроводу 26. Жидкость может также подаваться из отдельного резервуара 36 (фиг. 2), сообщенного со всасывающим коллектором 21. Газ в блок 15 может подаваться по трубопроводам 23 от сепаратора 4, и/или из газопровода низкого давления 5, и/или из сепаратора групповой загрузки замерной установки 2, и/или из отдельной скважины 6. В результате работы бустерного насоса 16 образуется газожидкостная смесь, которая при соответствующем переключении кранов 35 направляется в пусковую линию 24 под требуемым пусковым давлением и далее через распределительную пусковую гребенку 34 поступает в запускаемую скважину и устанавливает уровень жидкости в ней до ближайшего пускового (или сразу до рабочего, если нет пускового) клапана, далее она поступает в подъемные трубы, газирует и осуществляет подъем скважинной жидкости.

В режиме работы газолифтной скважины продукция эксплуатационных скважин поступает на групповую замерную установку 2 и из нее по трубопроводу 3 направляется в сепаратор 4, где происходит отделение газа от жидкости. Часть газа и жидкости из сепаратора 4 направляется на прием бустерных насосов 16 блока 15, а оставшаяся часть по трубопроводу 31 направляется в нефтесборный коллектор 9. Из бустерного блока 15 газожидкостная смесь, сжатая до проектного давления, поступает при соответствующем переключении кранов 35 в сепаратор высокого давления 10, где происходит отделение газа от жидкости. Из сепаратора 10 газ высокого давления направляется по трубопроводу 11 в манифольд 12 и распределяется с помощью регуляторов потока 13 по газлифтным скважинам 1, а жидкость по трубопроводу 26 направляется в бустерный блок 15. Бустерные насосы 16 обвязываются таким образом, что могут работать как на описанную рабочую линию, так и на пусковую линию 24, которая связывается с каждой скважиной 1, минуя сепаратор 10 и манифольд 12. Освоение скважины может осуществляться на газжидкостной смеси с широким диапазоном газосодержания - от 0 до 0,9, которое может изменяться в плавном режиме путем изменения режима работы бустерных насосов 16.

Режим запуска газлифтной скважины (расход газожидкостной смеси) также регулируется путем изменения режима работы бустерного насоса (насосов) 16.

Блок реагентного хозяйства 32 используется для подачи реагентов на прием одного (или нескольких) бустерных насосов 16 в жидкостную линию и/или в одну или несколько линий 7 подачи рабочего агента к скважинам 1 в случае необходимости (для борьбы с гидратообразованием, отложением парафина и пр.).

Представленное газлифтное оборудование может быть смонтировано в виде единого стационарного модуля - газлифтной станции (либо нескольких модулей, легко соединяющихся между собой), а газлифтный процесс полностью автоматизирован.

Наряду с газлифтной технологией, представленной выше, могут использоваться и другие более простые схемы.

1. В качестве рабочего агента для газлифта используется газожидкостная смесь с высоким расходным газосодержанием. В этом случае газожидкостная смесь от бустерных насосов направляется напрямую (минуя газосепаратор) на газоманифольд и распределяется по скважинам с помощью регуляторов потока и/или рабочих клапанов. В этом случае удобнее, чтобы регулятор потока работал, как регулятор давления после себя.

2. Использование газожидкостной смеси в качестве рабочего агента позволяет реализовать упрощенную схему: бустерный насос - скважина. В этом случае на каждую скважину предусматривается свой бустерный насос (при наличии ряда насосов появляется возможность индивидуального подбора для скважины бустерного насоса). В таком случае газожидкостная смесь от каждого бустерного насоса напрямую подается к своей скважине (газосепаратор и газоманифольд отсутствуют, также отпадает необходимость организации отдельной пусковой линии), а управление работой скважины осуществляется путем изменения режима бустерного насоса.

3. В качестве источника газа низкого давления используются истощенные газовые скважины 6 (давление газа недостаточно для осуществления газлифта и/или промысловый газопровод 5 низкого давления, и/или затрубное пространство добывающих фонтанных и насосных скважин 6. В этом случае продукция скважин направляется напрямую в нефтесборный коллектор 9 (сепаратор отсутствует). Газ низкого давления из скважин 6 и/или газопровода поступает напрямую (если давление достаточно для работы бустерного насоса - P_г 8 ат) или через дожимный компрессор (если P_г < 8 ат) на прием бустерных насосов. Рабочая жидкость на прием бустерных насосов поступает из замерного сепаратора групповой замерной установки 2 и/или специальной емкости (не показана). Дальнейшая схема движения рабочего агента от бустерных насосов к скважинам аналогична вышеописанным.

Использование заявленного оборудования для осуществления непрерывного газлифта на группе скважин дает следующие основные преимущества по сравнению с компрессорным газолифтом:

а) отпадает необходимость подготовки газа низкого давления;

б) обеспечивается возможность осуществления газлифта на небольшой группе скважин (не требует больших капитальных затрат);

в) высокие пусковые и рабочие давления позволяют реализовать газлифтную эксплуатацию практически всеми известными газлифтными установками (что существенно расширяет область эффективного использования газлифтного способа эксплуатации за счет вовлечения малодебитного фонда скважин, на которых другие способы эксплуатации трудно реализуемы);

г) позволяет повысить эффективность работы газлифтных скважин за счет повышения надежности газлифтных установок и обеспечения оптимальных режимов их эксплуатации.