Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ УГЛЕВОДОРОДОВ НА СКВАЖИНАХ

Заявляемое изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения потерь газообразных углеводородов на нефтедобывающих скважинах. Технология применима на кустах со значительным количеством эксплуатационных скважин: нефтедобывающих и нагнетательных.

Перед ремонтом устьевой арматуры или подземного оборудования нефтедобывающей скважины необходимо давление в межтрубном пространстве (МП) скважины снизить до атмосферного значения. Как правило, кольцевое пространство в МП заполнено значительным объемом попутного нефтяного газа, в том числе легкими углеводородами: метана, этана, пропана и бутана. Вторая причина необходимости снижения давления в межтрубном пространстве связана с тем, что процесс дегазации нефти в МП идет постоянно, поэтому давление газа в МП постоянно растет, а динамический уровень постепенно приближается к приемным отверстиям глубинного насоса. Это ведет к повышению доли свободного газа в жидкости, поступающей на прием глубинного насоса и к срыву подачи последнего.

В связи с этим на многих нефтедобывающих промыслах периодически газ в межтрубном пространстве выпускают в атмосферу частично или полностью. Такая практика неблаговидна по трем причинам. Во-первых, предприятие теряет определенное количество ценных углеводородов от метана до пропан-бутановых фракций и выше (гексан, октан и т.д.).

Во-вторых, выделяющийся в атмосферу метан ускоряет парниковый эффект планеты, ведущий к глобальным изменениям климата на всех континентах. В-третьих, выпуск газа в атмосферу является газоопасной и взрывапожароопасной процедурой и требует повышенных мер безопасности.

Снизить или полностью исключить выпуск ПНГ в атмосферу можно с помощью компрессорной установки, которая отбирает газ из скважин, повышает давление газа и закачивает его в трубопровод системы нефтесбора. Эти устройства не закупаются нефтяными компаниями из-за их высокой начальной стоимости и необходимости постоянного технического обслуживания.

Известно техническое решение по отбору и закачке попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин в систему нефтесбора с помощью эжекторных устройств (статья «Расчет и подбор устьевого эжектора для скважин, оборудованных электроцентробежными устройствами» / К.Р. Уразаков и др. // Нефтегазовое дело: электр. науч. ж-л. - 2013. - №4. - С. 212-224. http://www.ogbus.ru. Эжекторные устройства не применяются на нефтедобывающих скважинах вследствие того, что для их режимной работы необходимы стабильные подачи жидкости и газа, что невозможно в сложной системе «пласт-скважина-насос».

Сегодня для нефтяных компаний является актуальным техническое решение, которое бы удовлетворяло условиям эксплуатации множества нефтедобывающих скважин на кусту, связанных с транспортированием попутного нефтяного газа из скважин в систему нефтесбора в различных режимах: в разное хронологическое время и в различных объемах.

Поставленная техническая задача выполняется по изобретению тем, что по способу снижения потерь углеводородов на скважинах, которое заключается в отборе из скважины попутного нефтяного газа в герметичную полость (емкость), повышении его давления и транспортировке в систему нефтесбора промысла, для куста эксплуатационных скважин попутный нефтяной газ из нефтедобывающих скважин собирают в горизонтальную емкость объемом 30-100 м³ до повышения давления до предельно допустимой величины, транспортировку газа в систему нефтесбора осуществляют путем подачи в емкость воды системы поддержания пластового давления под давлением, превышающим давление в системе нефтесбора, дальнейшее освобождение емкости от воды осуществляют с помощью передвижного насосного агрегата путем отбора воды из емкости и ее закачки в ближайшую нагнетательную скважину куста.

Емкость для сбора попутного нефтяного газа подбирают так, чтобы предельно допустимое давление в емкости было выше, чем давление в системе нефтесбора. Примечательным является и то, что емкость соединяют с системой нефтесбора через выкидную линию (ВЛ) той нефтедобывающей скважины куста, где имеется наиболее низкое давление ВЛ среди прочих скважин куста.

Способ реализуется по схеме, приведенной на рисунке, где позициями обозначены: 1 - нефтедобывающая скважина, 2 - нагнетательная скважина, 3 - емкость для сбора газа, 4 - блок гребенка, соединенная с затрубными пространствами нефтедобывающих скважин, 5 - обратный клапан, 6 - линия для транспортировки газа из емкости 3 в систему нефтесбора, 7 - выкидная линия скважины направляет пластовую продукцию в систему нефтесбора, 8 - линия подачи воды от нагнетательной скважины в емкость, 9 - высоконапорная линия подачи воды от насосной станции в нагнетательную скважину, 10; 11; 12; 14 - технологические задвижки, 13 - электрорегулируемая задвижка, 15 - задвижки блок-гребенки, соединенные с межтрубным пространством скважин, 16 - датчик среды (влагомер или устройство поплавкового типа, расположен в верхней части емкости 3), 17 - манометр.

Способ реализуется выполнением последовательных действий:

1. Задвижки 12 и 13 закрыты, задвижки 10 и 11 открыты. Одна или несколько задвижек 15 блок-гребенки открыты и через них в емкость 3 поступает попутный нефтяной газ. Заполнение идет до тех пор, пока давление в емкости не достигнет давления в системе нефтесбора. При поступлении газа с более высоким давлением открывается обратный клапан 5, и ПНГ через него перетекает в систему нефтесбора.

2. После заполнения емкости до давления, равного давлению в системе нефтесбора, газ переводится в систему нефтесбора путем его сжатия с помощью воды системы поддержания пластового давления (ППД). Для этого задвижку 10 закрывают, а задвижку 13 на линии подачи воды 8 открывают. Давление воды в системе ППД значительно превосходит давление в системе нефтесбора (в несколько раз), поэтому вода быстро заполняет емкость 3, вытесняя при этом газ в систему нефтесбора. Благодаря направлению газа через выкидную линию нефтедобывающей скважины организуется его количественный учет через счетчик газа автоматической групповой замерной установки типа Спутник. Такой учет дает более точную оценку газового фактора конкретной нефтедобывающей скважины при заполнении емкости 3 газом только одной скважины.

3. При заполнении емкости 3 водой датчик среды 16 инициирует звуковой и световой сигнал для обслуживающего персонала и подает команду (электрический сигнал) на закрытие электрорегулируемой задвижки 13.

4. Для откачки воды из емкости 3 в систему ППД задвижку 11 закрывают, а к задвижке 12 соединяют прием передвижного насосного агрегата типа ЦА-320. Выкид насосного агрегата соединяют к задвижке 14, задвижку плавно открывают, а насос пускают в эксплуатацию. Перекачка воды из емкости 3 в систему ППД, например, в нагнетательную скважину 2 начнется практически мгновенно из-за несжимаемости воды.

5. После откачки всей воды из емкости задвижки 12 и 14 закрывают, а задвижку 10 между блок-гребенкой и емкостью открывают. Емкость 3 готова к приему следующей порции ПНГ из межтрубного пространства нефтедобывающих скважин.

По изобретению предложено емкость значительного объема использовать как гигантскую полость поршневого насоса, где поршнем для вытеснения газа предложено использовать воду системы ППД. Дополнительным отличительным признаком по изобретению является то, что способ обеспечивает количественный учет газа, удаляемый из межтрубного пространства скважин. Существенным является и то, что предложено емкость для накапливания газа соединять газовой линией с той скважиной, давление которой на выкидной линии устьевой арматуры является минимальной по кусту. Это позволит определенную часть газа с более высоким давлением перепускать в систему нефтесбора через обратный клапан в естественном режиме без повышения давления в емкости.

Транспортировать весь ПНГ из межтрубного пространства в систему нефтесбора без компрессора путем переброски в емкость значительного объема за один цикл перевода в емкость невозможно. Необходимо множество циклов и это уже будет сопоставимо с затратами на закупку и обслуживание компрессора. По изобретению выполняется основная техническая задача - снижение выбросов (потерь) легких углеводородов в атмосферу. В зависимости от свойств пластовой нефти и динамического уровня нефти в межтрубном пространстве монтирование на кусту эксплуатационных скважин емкости объемом 30-100 м³ дает возможность отбирать из нефтедобывающих скважин до 75% всего газа за один цикл заполнения емкости газом и закачивать в систему нефтесбора.

Заполнение емкости газом может продлиться на длительное время (одна- две недели), если в емкость собирать газ, который стравливают из МП скважин для нормализации работы глубинного насоса, например электроцентробежного насоса.

Предварительные расчеты показывают, что установка на кусту с большим количеством скважин накопительной емкости для газа является экономически оправданным мероприятием.