Способ транспортирования скважинной продукции в систему сбора и оборудование для его осуществления

(5)5 Е 21 ИСА БРЕТЕ К АВТОРСКО ВИДЕТЕЛ ЬСТВ нефт ГОСУДАР СТВ Е ННЫ Й КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИПРИ ГКНТ СССР(54) СПОСОБ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ В СИСТЕМУ СБОРА И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛ Е Н ИЯ(57) Изобретение относится к газодобывающей отрасли и м.б. использовано для повышения давления при сайклинг-процессе, при вытеснении газом низкого давления природного газа в транспортную систему. Цель изобретения - повышение эффективности за счет обеспечения возможности транспортирования скважинной продукции в виде природного газа, Рабочий агент (жидкость) из емкости 1 подают в эксплуатационную колонну труб (ЭКТ) 2 при одновременном вытеснении скважинной продукции (природный газ) из колонны насосно-комп- рессорных труб (КНКТ) 3 в трубопровод (ТП) 4 системы сбора, Перед подачей рабочего агента из емкости 1 в ЭКТ 2 скважинную продукцию направляют в КНКТ 3 для поочередного вытеснения рабочего агента иэ КНКТ 3 в емкость 1 и ЭКТ 2. Оборудование для осуществления способа содержит размещенную в ЭКТ 2 и гидравлически сооб-щенную с нижней частью емкости 1, а также с ТП 4 системы сбора КНКТ 3 и впускной 5 и выпускной 6 клапаны. Для периодического сообщения КНКТ 3 с верхней частью емкЮ1682536 45 ости 1 и ТП 4, имеющим отвод 8 для подачи скважинной продукции, служит дополнительный ТП 7, Между емкостью 1 и отводом 8 в ТП 7 размещен впускной клапан 9, В верхней части емкости 1 смонтирован выпускной клапан 10, Клапан 6 расположен в ТПмежду отводом 8 и КНКТ 3, э клапан Ь - в ТП 4, Кроме того, емкость 1 снабжена датчиками 11 и 12 верхнего и нижнего уровней рабочего агента. Природный газ из отвода 8 подают через ТП 7 и клапан Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения давления при сайклинг-процессе, при вытеснении газом низкого давления природного газа в транспортную систему.Цель изобретения - повышение эффективности за счет обеспечения возможности транспортирования скважинной продукции в виде природного газа.На фиг.1 показана схема обустройства скважины в момент вытеснения жидкости в поверхностную емкость; на фиг.2 - то же, в момент вытеснения природного газа в транспортную систему.Способ транспортирования скважинной продукции в систему сбора включает подачу рабочего агента из емкости 1 в эксплуатационную колонну труб 2 при одновременном вытеснении скважинной продукции из колонны насосно-компрессорных труб 3 в трубопровод 4 системы сбора. Перед подачей рабочего агента из емкости 1 в эксплуатационную колонну труб 2 скважинную продукцию направляют в колонну насосно-компрессорных труб 3 для поочередного вытеснения рабочего агента из колонны насосно-компрессорных труб 3 в эксплуатационную колонну труб 2 и в емкость 1,Оборудование для реализации способа содержит размещенную в эксплуатационной колонне труб 2 колонну насосно-комп- рессорных труб 3, гидравлически сообщенную с нижней частью емкости 1 и с трубопроводом 4 системы сбора, вы пускной 5 и впускной 6 клапаны, Кроме того, оборудование содержит трубопровод 7 для периодического сообщения колонны насосно-компрессорных труб 3 с верхней частью емкости 1 и с трубопроводом 4 системы сбора, имеющим отвод 8 для подачи скважинной продукции, дополнительные впускной 9 и выпускной 10 клапаны, первый из которых размещен в дополнительном трубопроводе 7 между емкостью 1 и отво 6 в КНКТ 3, вытесняя жидкость из ЭКТ 2 и КНКТ 3 в емкость 1 до уровня датчика 11. При этом клапан 10 открыт, а клапаны 9 и 5 закрыты. По достижении уровня жидкости датчика 11 он подает сигнал на закрытие клапанов 6 и 10 и открытие клапанов 5 и 9. Газ, поступая в емкость 1, вытесняет жидкость в ЭКТ 2 и КНКТ 3, сжимает газ, находящийся в КН КТ 3, и вытесняет его в ТП 4. 2 с,п. ф-лы, 2 ил,дом 8 для подачи скважинной продукции, эвторой - в верхней части емкости 1, причемвпускной клапан 6 расположен в дополнительном трубопооводе 7 между отводом 8 и5 колонной насосно-компрессорных труб 3, авыпускной клапан 5 - в трубопроводе 4 системы сбора. Кроме того, емкость 1 снабжена датчиками верхнего 11 и нижнего 12уровней рабочего агента, Датчики 11 и 1210 подают электрический сигнал на закрытие иоткрытие клапанов 5, 6, 9 и 10.Способ осуществляют следующим образом,При минимальном уровне рабочего15 агента (жидкости) в поверхностной емкости 1 открываются выпускной клапан 10 иклапан 6, через который природный газ низкого давления заполняет колонну насоснокомпрессорных труб 3 до определенной20 глубины, вытесняя жидкость в поверхностную емкость 1 до достижения верхнего датчика 11 уровня,В этом положении закрывается клапан6 колонны насосно-компрессорных труб 3,25 выпускной клапан 10 емкости 1 и одновременно открывается впускной клапан 9. Поддействием избыточного давления, создаваемого газом в емкости 1, жидкость возвращается в эксплуатационную колонну 1 и30 сжимает природный газ в колонне насоснокомпрессорных труб 3 до величины давления открытия клапана 5, через которыйсжатый газ под давлением поступает в трубопровод 4 системы сбора. Уровень рабоче 35 го агента - жидкости в емкости 1 снижаетсядо нижнего датчика 12, от сигнала которогопроисходит переключение клапанов, и циклы подачи газа и его сжатия в колонне трубповторяются.40 П р и м е р, Максимальная величина давления сжатого газа и высота подъема рабочей жидкости в лифтовой колонне от минимального уровня до максимального при сжатии газа определяются следующими отношениями:Р 1 Ч 1 = Р 2 Ч 2; (1)Р 1=р 9 Н; (2)Р 2 = Р 1+р 9 Н - р 96; (3)Ч 1= НЗ = НГ; (4) 50У 2=(Н - 6) С, (5)где Р 1 - давление газа в колонне насоснокомпрессорных труб при подаче газа низкого давления, МПа;Р 2 - давление газа в колонне насоснокомпрессорных труб при максимальномсжатии его жидкостью, МПа;Н - глубина уровня жидкости при максимальном вытеснении ее из колонны насосно-компрессорных труб газом низкогодавления, мм;Ь - высота подъема жидкости в колонненасосно-кампрессорных труб при максимальном сжатии газа, м;Ч 1 - объем колонны насосно-компрессорных труб, заполненный газом низкогодавления перед сжатием жидкостью, м;Ч 2 - объем колонны насосно-компрессорных труб, заполненный газом высокогодавления при максимальном сжатии жидкостью, м;р - плотность жидкости, кг/м;р - ускорение свободного падения,м/с;Г - площадь поперечного сечения внутреннего пространства колонны насоснокомпрессорных труб, м .После соответствующих преобразований соотношений (1) и (3) получают уровнения; 20Р 2 - Р 2 Р 1 - Р 1 = 0; (6)рдп-п.3 Р 1+ Р 1 Н =0 Р)При решении уравнений получают зависимости:25Р 2 Р 1 = 1,618 (8)Н =0,382Р 9(9) 30На основании полученных зависимостей рассчитывают поперечное сечение емкости 1 и высоту установки верхнего 11 инижнего 12 датчиков уровня,При создании в трубах максимальногодавления Р 2 объем рабочей жидкости, вытесняемой из емкости, определяют по формулеЧз=Ч 1-Чг (10)Высоту изменения уровня рабочей жидкости в емкости с внутренним диаметром(Овн) можно определить по формуле(11)ЖО вн .45 Чтобы определенное количество сжатого газа подавать в магистральный трубопровод системы сбора, выпускной клапан 5 регулируют на определенное рабочее давление (Рз), которое ниже максимального давления (Р 2).В результате открытия выпускного клапана 5 при давлении Рз в насосно-компрессорных трубах рабочая жидкость поднимается дополнительно на величинуР 2 - РЗР 9(12)Дополнительный объем рабочей жидкости в лифтовой колонне составляетЛЧ-ЬЬ Г, (13) тогда полный объем вытесняемой иэ емкости 3 рабочей жидкости в процессе сжатия газа в лифтовой колонне и вытеснения его через клапан 5 определяют . по формулеЧ 4 = Ч 1 - Ч 2 + Ь Ч = Чз + Л Ч. (14) Высоту подъема жидкости в емкости 3 или расстояние между верхним 9 и нижним 8 датчиками уровня определяют по формуле2(15)Г 0 внРасчет можно производить на примере газового месторождения,где имеется окочо 100 наблюдаемых глухих скважин, в которые только 1 - 2 раза в год спускают геофизические приббры, и более 200 разведочных скважин находится в консервации.При подаче газа с давлением до 7,5 МПа и использовании в качестве рабочей жидкости раствора хлористого кальция плотностью 1200 кг/м максимальная глубина уровня рабочей жидкости в лифтовой колонне равнаН = - =630 мР 1Р 9В глухую скважину с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм в данном случае спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 101,6 мм на глубину около 700 м.Площадь поперечного сечения лифто- Вой КОЛОННЫГ = л Рвн = 0,02465 м .По формулам определяют остальные параметры:У 1= НГ 15,53 м;Р 2 = 1,618 Р 1 = 12,13 МПа;Ь=0,382 Н =240,66 м;У 2=(Н-Ь) Г=9,6 мз,Для подачи попутного газа в магистральный гаэопаровод рабочий клапан 5 до 1682536статочно отрегулировать на рабочее давлениеРз=8,0 МПа,тогда остальные параметры определяют по следующим формуламс 5 ЬЬ - = 351,2 м;ОЯУ=Л 1 С=8,66 мУ 4= У 1- Уг+ ЬУ =: 14 59 м,10 При применении в качестве специальной емкости сосуда диаметром Оан = 2,5 м расстояние между верхним 9 и нижним 8 датчиками уровня равно 15 пг г4 УаПДвнПри наличии скважин с давлением попутного газа 5,0 - 6,0 МПа при использовании заглушенных скважин глубиной до 1000 и с помощью предлагаемого способа можно сжимать газ до давления свыше 7,0 МПа и подавать при соответствующей обработке в магистральный газопровод. Такую систему можно использовать для подачи газа в колонну НКТ, при которой вначале подключают скважины с более низким устьевым давлением, а затем с более высоким и только в конце с максимальным устьевым давлением. Таким образом, с помощью одной установки можно отбирать гаэ с различным давлением, а затем сжимать его до определенной величины.Для повышения коэффициента конденсатоотдачи и нефтеотдачи на газовых месторождениях необходимо иметь сжатый газ при устьевом давлении Ру = 25,0 - 30,0 МПа. Наличие на таких месторождениях газовых скважин с давлением на устье 20 - 21,0 МПа позволяет с помощью предлагаемого способа повышать давление до величины, необходимой для закачки в продуктивные пластыь Для повышения эффективности работ газ, 45 используемый в емкости регулирования уровня, подают в магистральную системуа газ с давлением ниже, чем в магистральном газопроводе, используют на собственные нужды. 50 Формула изобретения 1. Способ транспортирования скважинной продукции в систему сбора, включающий подачу рабочего агента из емкости в эксплуатационную колонну труб при одновременном вытеснении скважинной продукции из колонны насосно-компрессорных труб в трубопровод системы сбора, о т л ич а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет обеспечения во,"ложности транспортирования скважинной продукции при минимальных энергетических затратах, перед подачей рабочего агента иэ емкости в эксплуатационную колонну труб скважинную продукцию направляют в колонну насосно-компрессорных труб и осуществляют поочередное вытеснение рабочего агента из колонны насосно-компрессорных труб в эксплуатационную колонну и в емкость. 2. Оборудование для транспортирования скважинной продукции в систему сбора, содержащее размещенную в эксплуатационной колонне труб колонну насосно-комп- рессорных труб, гидра влически сообщенную с нижней частью емкости и с трубопроводом системы сбора и впускной и выпускной клапаны, о т л и ч а ю щ е е с я тем, что, с целью повышения эффективности оборудования за счет обеспечения возможности транспортирования скважинной продукции при минимальных энергетическаих затратах, оно снабжено дополнительным трубопроводом для периодического сообщения колонны насосно-компрессорных труб с верхней частью емкости и с трубопроводом системы сбора, имеющим отвод для подачи скважинной продукции, дополнительными впускным и выпускным клапанами, первый из которых размещен в дополнительном трубопроводе между емкостью и отводом для подачи скважинной продукции, а второй - в верхней части емкости, причем впускной клапан расположен в дополнительном трубопроводе между отводом и колонной насосно-компрессорных труб, а выпускной клапан - в трубопроводе системы сбора.1682536 Редактор И. Дербак Те Коррект ксимиши ЗаказВН оставитель А, Симецкаяхред М Моргентал 90 Тираж ПодписноеПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ С113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5 роизводственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина, 1