Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН С УДАЛЕННЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин (газонефтеводяной смеси) от мест добычи, обычно от удаленных месторождений до пункта подготовки нефти, газа и воды.

Известен способ сбора продукции скважин, включающий отделение газа и транспортирование нефти (или нефтеводяной смеси) по трубопроводу до пункта подготовки, а отделенный газ при этом транспортируют по газопроводу (см. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка нефти и воды: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986. - С.17).

Недостатком способа являются высокие затраты на прокладку газопровода, что в условиях удаленности места добычи от пункта подготовки и при небольших объемах газа вынуждает сжигать газ на факеле.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам к предлагаемому является способ сбора продукции скважин, включающий транспортировку жидкости и газа совместным потоком по общему коллектору от места добычи до пункта сбора (А.с. 623049 F17D 1/00 Способ совместного транспорта нефти и газа. Опубл. Бюл. №33, 05.0.78).

Недостатком способа является ограниченность его применения при транспортировании продукции скважины по местности со сложным рельефом, в результате чего трасса трубопровода, по которому транспортируют продукцию скважин, имеет локальные подъемы. В трубопроводе в месте локального подъма скапливаются газовые пробки, препятствующие движению газожидкостной смеси. В результате растет давление на выкиде скважинного (соответственно растут энергетические затраты) либо совместные сбор и транспортировка продукции скважин на этих рельефных участках становятся невозможными и как по-прежнему вынуждены сжигать газ на факеле.

Технической задачей предлагаемого способа является снижение энергетических затрат, исключение загрязнения атмосферы факелами, расширение области применимости способа на сложных рельефах местности благодаря исключению отрицательного влияния газовых пробок на локальных подъемах трассы трубопровода без значительных затрат.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом сбора продукции скважин с удаленных нефтяных месторождений, включающим транспортировку жидкости и газа от места добычи до пункта сбора.

Новым является то, что перед каждым участком трассы с локальными подъемами газ отделяют и транспортируют отдельно от жидкости, а после каждого данного участка трассы, где гидростатическое давление не превышает гидростатического давления в точке разделения на газ и жидкость, производят объединение потоков газа и жидкости.

На чертеже изображена схема осуществления способа, которая включает общий коллектор-трубопровод 1, имеющий локальные подъемы 2, сепарационнный узел 3, газопровод 4, пункт сбора и подготовки продукции скважин 5.

Способ осуществляют в следующей последовательности (на примере конкретного выполнения).

Продукция скважин, представляющая собой жидкую (нефть с обводненностью 75%) и газовую (попутный нефтяной газ) фазы, по промысловым трубопроводам поступает в общий коллектор-трубопровод 1 длиной 23 км, трасса которого имеет локальные подъемы 2 (например, на холмистой местности) с перепадом высот 67 м. Перед локальными подъемами 2 продукцию скважин разделяют в сепарационном узле 3 (для этого используют известные устройства, например емкостные или трубные сепараторы) при давлении 1,2 МПа. Жидкую фазу в количестве 100 м³/сут транспортируют по общему коллектору-трубопроводу 1 с внутренним диаметром 150 мм, а выделившийся газ в количестве 200 м³/сут транспортируют отдельным потоком по газопроводу 4 с внутренним диаметром 50 мм и возвращают в поток жидкости после прохождения участка с локальными подъемами 2 протяженностью 800 м. Ввод газа осуществляют через обычный тройник в точке общего коллектора-трубопровода 1, где гидростатическое давление не превышает гидростатическое давление на сепарационном узле 3. Гидравлические потери газа на пройденном участке значительно ниже, чем гидравлические потери жидкости (0,000028 МПа против 0,042 МПа), таким образом перепад давлений между газовой и жидкой фазами позволяет ввести газовую фазу в жидкую. Далее газ и жидкость транспортируют совместно по общему коллектору-трубопроводу 1 до пункта сбора и подготовки продукции скважин 5, удаленного на расстоянии 23 км.

Использование известного способа (прототипа) привело бы к кратному росту давления перекачки, что делает способ неосуществимым при превышении допустимого для системы нефтесбора давления (4,0 МПа), либо увеличивает энергетические затраты на транспортировку продукции скважин на 44 тыс.кВт·час (62 тыс.руб.) в год по сравнению с предлагаемым способом. Использование известного способа (аналога) потребует строительства 23-километрового газопровода стоимостью 1840 тыс.руб. против 0,8 км (64 тыс.руб.) по предлагаемому способу.

Таким образом, использование предлагаемого способа сбора продукции скважин с удаленных нефтяных месторождений позволяет исключить сжигание газа на факелах, снизить капитальные и энергетические затраты на транспортировку жидкости и газа.