Электронный объект депонирования (реферат) Произведение науки (стр. 3 )

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 приембустерных 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 - Pг  8 ат) или через дожимный компрессор (если Pг< 8 ат) на приембустерных насосов. Рабочая жидкость на приембустерных 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 компрессорнымгазолифтом:

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.

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 собойчерез 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.

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

Сущность изобретения:

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.

Использование газожидкостной смеси в качестве рабочего агента позволяет реализовать упрощенную схему: бустерный насос – скважина. В таком случае газожидкостная смесь от каждого бустерного насоса напрямую подается к своей скважине, а управление работой скважины осуществляется путем изменения режима бустерного насоса.

В качестве источника газа низкого давления используются истощенные газовые скважины, а продукция скважин направляется напрямую в нефтесборный коллектор  (сепаратор отсутствует). Газ низкого давления из скважин  и/или газопровода поступает напрямую (если давление достаточно для работы бустерного насоса - Pг  8 ат) или через дожимный компрессор (если Pг< 8 ат) на приембустерных насосов. Рабочая жидкость на приембустерных насосов поступает из замерного сепаратора групповой замерной установки и/или специальной емкости (не показана). Дальнейшая схема движения рабочего агента от бустерных насосов к скважинам аналогична вышеописанным.

Данный метод для осуществления непрерывного газлифта на группе скважин дает следующие основные преимущества по сравнению с компрессорнымгазолифтом:

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);

Аналог №2

Названиеразработки: Method for recovering oil from a gas-lifted oil well penetrating a subterranean oil-bearing formation

Патент №: US007624804B2 (США)

Дата приоритета:  01.12.2009