УСТАНОВКА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначена для использования при проведении комплексных газогидродинамических исследований продукции одной или нескольких скважин нефтяных и газоконденсатных месторождений при геологоразведочных работах, в процессе пробной эксплуатации или на начальном этапе работ по освоению месторождений, в том числе продукция которых содержит агрессивные компоненты, с целью определения дебита по жидким углеводородам, природному и попутному газу, пластовой воде и других газогидродинамических характеристик работы скважины или группы скважин с одновременной подготовкой жидких углеводородов к транспорту и утилизацией газа и пластовой воды.
Известна установка "Порта-Тест" для исследования газоконденсатных скважин, в том числе продукция которых содержит агрессивные компоненты, фирмы "PORTA-TEST manufakturing LND" (Канада) (Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин, М., Наука, 1995 г., с.364) Установка включает линию приема газоконденсатной смеси, оборудованную клапаном - отсекателем и клапаном - регулятором давления и последовательно установленные подогреватель и трехфазный сепаратор, соединенный с линиями отвода газа, воды и конденсата с измерителями расходов фаз продукции скважин.
Недостатком известной установки исследования газоконденсатных скважин является недостаточно высокая достоверность определения
дебитов конденсата и воды вследствие неполного их разделения. Кроме того, установка имеет ограниченные функциональные возможности, обусловленные невозможностью ее применения на нефтяных скважинах и на скважинах без развитой сети инженерных коммуникаций, что не позволяет проводить исследование необустроенных скважин.
Наиболее близкой к заявляемой полезной модели по совокупности существенных признаков и достигаемому результату является установка исследования скважин, включающая линию приема газоконденсатной смеси, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления и связанную с трехфазным сепаратором, соединенным с линиями отвода конденсата, газа и воды, снабженными измерителями расхода, блок сепарации нефти, связанный с линиями отвода газа и воды, включающий линию приема нефти, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления, и последовательно соединенные подогреватель, двухфазный сепаратор и сепаратор отстоя воды, соединенный с линиями межблочных коммуникаций, и блок стабилизации жидких углеводородов, включающий емкости дегазации и стабилизации углеводородов, и соединительные трубопроводы, а также блок хранения и отпуска товарных продуктов, содержащий емкости хранения и автоматизированную станцию налива жидких углеводородов, и блок вспомогательных объектов, включающий котельную для нагрева теплоносителя, подстанцию и дизельэлектростанцию резервного питания (Свидетельство РФ на полезную модель №13910, 7 МПК Е 21 В 47/00, опубл. 10.06.2000, БИ №16).
Недостатком известной установки исследования скважин являются ограниченные функциональные возможности и недостаточная экономичность и экологичность в связи с необходимостью сжигания газа сепарации при проведении исследований на сероводородсодержащих
5+в
месторождениях из-за наличия в составе указанного газа токсичных сернистых соединений (сероводорода и его производных). Одновременно сжигаются содержащиеся в газе сепарации тяжелые углеводороды С. что приводит к нерациональному использованию углеводородного сырья, а также к загрязнению окружающей среды.
Технический результат, на достижение которого направлена полезная модель заключается в снижении технологических потерь тяжелых углеводородов Cs+в и повышении экономичности и экологичности процесса исследования скважин. Очистка газа сепарации от сероводорода и его производных обеспечивает возможность использования газа сепарации для собственных нужд и уменьшает вредные выбросы в окружающую среду.
Для достижения этого технического результата установка исследования скважин, включающая линию приема газожидкостной смеси, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления, связанную с трехфазным сепаратором, соединенным с линиями отвода газа, конденсата и воды, снабженными измерителями расхода, блок сепарации нефти, связанный с линиями отвода газа и воды, включающий линию приема нефти, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления, и последовательно соединенные подогреватель, двухфазный сепаратор и сепаратор отстоя воды, соединенный с линиями межблочных коммуникаций, блок стабилизации жидких углеводородов, включающий емкости дегазации и стабилизации углеводородов, соединительные трубопроводы и блок вспомогательных объектов, включающий устройство подогрева теплоносителя, дополнительно содержит блок очистки газа от сероводорода, включающий соединенные трубопроводами трехпоточную вихревую трубу, теплообменник, соединенный с линией отвода очищенного газа из него в устройство
подогрева теплоносителя, и узел впрыска стабильного конденсата в линию подвода газа сепарации в теплообменник, при этом трехпоточная вихревая труба и теплообменник соединены с линией возврата сконденсировавшихся жидких углеводородов в сепаратор отстоя воды блока сепарации нефти.
Отличительными признаками предлагаемой полезной модели от известной, наиболее близкой к ней, являются:
- наличие блока очистки газа, включающего соединенные трубопроводами трехпоточную вихревую трубу и теплообменник, соединенный с линией отвода очищенного газа на устройство подогрева теплоносителя;
- наличие узла впрыска стабильного конденсата в линию подвода газа сепарации в теплообменник;
- наличие линии возврата сконденсировавшихся жидких углеводородов в сепаратор отстоя воды блока сепарации нефти, соединенной с трехпоточной вихревой трубой и теплообменником.
5+в
Благодаря наличию в составе блока очистки газа от сероводорода трехпоточной вихревой трубы и теплообменника, соединенного с линией отвода очищенного газа на устройство подогрева теплоносителя, происходит процесс очистки газа сепарации от сероводорода для его последующего использования в качестве теплоносителя установки, осушки газа от влаги и углеводородов C.
Благодаря наличию в составе блока очистки газа от сероводорода узла впрыска стабильного конденсата процесс очистки интенсифицируется, а эффективность очистки газа сепарации от сероводорода и кислых компонентов за счет абсорбции сероводорода конденсирующимися жидкими углеводородами достигает необходимой степени.
5+в
Благодаря тому, что трехпоточная вихревая труба и теплообменник соединены с линией возврата сконденсировавшихся жидких углеводородов в сепаратор отстоя воды блока сепарации нефти, достигается эффект снижения технологических потерь тяжелых углеводородов C.
5+в
5+в
Таким образом, новая совокупность существенных признаков в предлагаемой установке обеспечивает снижение технологических потерь углеводородов С, обеспечивает возможность использования газа сепарации для собственных нужд, снижает выбросы сероводорода и углеводородов С в окружающую среду.
На чертеже приведена блок-схема установки исследования скважин.
Установка содержит блок (I) газового сепаратора, включающий линию 1 приема сырья, оборудованную клапаиом-отсекателем 2 и клапаном-регулятором давления 3 и соединенную с газовым трехфазным сепаратором 4, соединенным с линией 5 отвода газа сепарации на блок очистки газа от сероводорода и на установку 6 факельную горизонтальную, линией 7 отвода воды на установку 6 факельную горизонтальную и линией 8 отвода газового конденсата в сепаратор 14 отстоя воды; блок (II) нефтяного сепаратора, включающий линию 9 приема сырья, оборудованную клапаном-отсекателем 10 и клапаном-регулятором давления 11, соединенную с последовательно установленными подогревателем нефти 12, двухфазным сепаратором 13 и сепаратором 14 отстоя воды, при этом двухфазный сепаратор 13 соединен с линией 15 отвода газа на установку б факельную горизонтальную, линией 16 отвода водонефтяной эмульсии из сепаратора 13, соединенной с линией 8 отвода газового конденсата из газового трехфазного сепаратора 4, линией 17 отвода воды на установку 6 факельную горизонтальную и линией 18 отвода жидких углеводородов; линии 5 и 15 отвода газа, линия 8 отвода газового конденсата и линия 16 отвода водонефтяной эмульсии, линии 7 и 17 отвода
воды снабжены измерителями расхода 19; блок (III) стабилизации жидких углеводородов, включающий емкость 20 дегазации, соединенную с линией 21 отвода газа дегазации на установку 6 факельную горизонтальную и линией 22 отвода жидких углеводородов, теплообменник 23, емкость 24 стабилизации, соединенную с линией 25 отвода газа стабилизации на установку б факельную горизонтальную и линией 26 отвода жидких углеводородов в емкости хранения жидких углеводородов, насосы 27 перекачки жидких углеводородов; блок (IV) хранения и отпуска товарных продуктов - жидких углеводородов, включающий емкости 28 хранения жидких углеводородов, и автоматическую систему 29 налива жидких углеводородов; блок (V) вспомогательных объектов, включающий подстанцию 30, дизельэлектростанцию 31, компрессор 32 воздуха, устройство подогрева теплоносителя 33; кроме того установка содержит блок 34 химреагентов и блок 35 управления.
Вновь вводимый в состав установки исследования скважин блок (VI) очистки газа от сероводорода включает линию 36 отвода части газа сепарации, соединенную с линией 5 отвода газа сепарации на установку 6 факельную горизонтальную, и оборудованную клапаном-регулятором давления 37 и соединенную с узлом впрыска стабильного конденсата, состоящего из дозировочного насоса 38 и приемной емкости 39, соединенной с емкостью стабилизации 24 линией 49 подвода жидкого стабильного конденсата; теплообменник 40, межтрубное пространство которого связано с линией 41 входа газа сепарации в трехпоточную вихревую трубу 42 и линией 43 отвода сконденсировавшихся жидких углеводородов в сепаратор отстоя воды блока (II) нефтяного сепаратора, а трубное пространство - с линией 44 выхода "холодного потока" газа из трехпоточной вихревой трубы; трехпоточную вихревую трубу 42, имеющую одну линию входа газа 41 и три линии выхода: линию 44
"холодного потока" газа, направляемого в трубное пространство теплообменника 40, линию 45 отвода "горячего потока" газа на установку 6 факельную горизонтальную и линию 46 отвода сконденсировавшихся жидких углеводородов в сепаратор 14 отстоя воды блока (II) нефтяного сепаратора; линию 47, оборудованную регулирующим клапаном 48, соединяющую выход "холодного потока" газа из трубного пространства теплообменника 40 с печью подогрева теплоносителя 33.
Установка работает следующим образом.
Пластовая смесь из скважин поступает на установку раздельными потоками. Из газовых скважин газоконденсатная смесь подается на блок (I) газового сепаратора. Пройдя по линии 1 приема сырья через клапан -отсекатель 2, клапан-регулятор давления 3, смесь поступает в трехфазный сепаратор 4, где под действием гравитационных сил, изменения скорости и направления потока разделяется на газ, газовый конденсат и пластовую воду. Поток газа сепарации направляется в линию 5 отвода газа сепарации и далее через измеритель 19 расхода на установку 6 факельную горизонтальную для обезвреживания сжиганием. Часть газа сепарации из сепаратора 4 по линии 36 отвода газа сепарации поступает на блок очистки газа от сероводорода. Пластовая вода из сепаратора 4 поступает в линию 7 отвода воды, проходит измеритель расхода 19 и поступает в факел установки 6 факельной горизонтальной. Газовый конденсат из сепаратора 4 направляется в линию 8, проходит измеритель расхода 19 и поступает в сепаратор 14 отстоя воды блока (П) нефтяного сепаратора.
Нефтегазовая смесь от нефтяных скважин поступает на блок (П) нефтяного сепаратора. Пройдя по линии 9 приема сырья последовательно через клапан-отсекатель 10, клапан-регулятор 11 давления, подогреватель 12, нефтегазовая смесь поступает в сепаратор 13, где происходит ее разделение за счет гравитации, изменения направления и скорости потока
на газовую и жидкую фазы. В газовую фазу уходит весь свободный попутный газ, выделившийся из нефти при рабочих параметрах сепаратора 13. Газовая фаза из сепаратора 13 направляется в линию 15 отвода газа и далее через измеритель расхода 19 поступает на установку 6 факельную горизонтальную для термического обезвреживания. Жидкая фаза -частично разгазированная водонефтяная эмульсия проходит в линию 16 и через измеритель 19 расхода поступает в сепаратор 14 отстоя воды для отделения пластовой воды в смеси с газовым конденсатом из трехфазного сепаратора 4 и нестабильным углеводородным конденсатом из блока очистки газа от сероводорода. В сепараторе 14 производится отстой воды за счет сил гравитации. Вода из нижней части сепаратора 14 через измеритель расхода 19 поступает на испарение в струе факела установки 6 факельной горизонтальной. Жидкие углеводороды из сепаратора 14 отстоя воды поступают по линии 18 через измеритель расхода 19 на блок (III) стабилизации жидких углеводородов, в емкость дегазации 20, для удаления газа. Из емкости 20 дегазированные жидкие углеводороды насосом 27 перекачиваются по линии 22 через теплообменник 23 в емкость 24 стабилизации, в которой выделяются остаточные газы. Газы дегазации и стабилизации из емкостей 20 и 24 блока стабилизации отводятся по линиям 21 и 25 на установку 6 факельную горизонтальную для термического обезвреживания. Стабилизация осуществляется путем нагревания жидких углеводородов до заданной температуры с последующей циркуляцией их при параметрах, обеспечивающих получение продукции требуемого качества - стабильных жидких углеводородов.
Стабильные жидкие углеводороды из емкости 24 стабилизации с помощью насоса 27 по линии 26 направляются в емкости хранения 28 жидких углеводородов, откуда через автоматизированную станцию налива 29 жидких углеводородов отгружается потребителям, а подтоварная вода
направляется по линиям 50 и 51 на установку 6 факельную горизонтальную для утилизации. Часть жидкого стабильного конденсата при помощи насоса 27 поступает в приемную емкость 39 для последующего использования.
Объекты вспомогательного блока (V) предназначены для обеспечения технологического процесса.. Подстанция 32 подает электроэнергию на электрические двигатели насосов 27 и на освещение. Дизельэлектростанция 33 служит для резервного электроснабжения и подает электроэнергию в случае отключения основного источника. Компрессор 34 воздуха сжимает атмосферный воздух до 0,6 МПа и подает его по трубопроводам на клапаны-регуляторы 3, 11, 37, и 48, а также пневматические приборы блока управления 37. В устройстве 33 подогрева теплоносителя подогревается циркулирующий поток воды, поступающий в качестве теплоносителя на подогрев углеводородной среды в подогреватель нефти 12, теплообменник 23 и теплообменник 40. С блока 34 химреагентов подаются необходимые реагенты в технологический процесс. Блок 35 управления с помощью приборов КИП и А управляет технологическим процессом в автоматическом режиме.
5+в
Блок (VI) предназначен для низкотемпературной очистки газа сепарации от сероводорода, влаги и углеводородов C. Генератором холода является трехпоточная вихревая труба Ранка-Хилша 42, утилизирующая располагаемый перепад давления. Эффект очистки газа от сероводорода обусловлен низкотемпературной абсорбцией этого компонента конденсирующимися жидкими углеводородами.
Трехпоточная вихревая труба 42 представляет собой цилиндрическую конструкцию, расположенную вертикально и включающую следующие основные узлы и элементы: вихревую камеру, состоящую из корпуса, соплового ввода и диафрагмы; трубу
«холодного» потока, трубу «горячего» потока с конденсатосборником, имеющим патрубок для отвода конденсата. В вихревой камере за счет эффекта Ранка-Хилша происходит разделение закрученного потока газа на три потока: «холодный» газовый, «горячий» газовый и жидкостной (нестабильный углеводородный конденсат).
5+в
Неочищенный газ сепарации поступает в теплообменник 40 из сепаратора 4 по линиям 5 и 36 через клапан -регулятор давления 37. В поток газа из сепаратора 4 перед входом в теплообменник 40 дозировочным насосом 38 впрыскивается расчетное количество жидкого стабильного конденсата из приемной емкости 39. Далее поток смеси неочищенного газа сепарации с жидким стабильным конденсатом поступает в межтрубное пространство теплообменника 40, где охлаждается "холодным потоком" очищенного газа, поступающего из верхней части трехпоточной вихревой трубы 42 по линии 44. В теплообменнике 40 происходит конденсация углеводородов С и воды из газа, а также абсорбция сероводорода конденсирующимися жидкими углеводородами.
Нестабильный углеводородный конденсат с примесью воды из межтрубного пространства теплообменника 40 по линии 43 направляется в сепаратор 14 блока сепарации нефти. Охлажденный поток смеси неочищенного газа сепарации с жидким стабильным конденсатом из межтрубного пространства теплообменника 40 поступает по линии 41 в трехпоточную вихревую трубу 42 через тангенциальный сопловый ввод, где происходит его расширение, закручивание и разделение на два потока: "холодный" и "горячий".
"Холодный поток" очищенного газа из верхней части трехпоточной вихревой трубы по линии 44 поступает в трубное пространство теплообменника 40, охлаждая встречный поток смеси неочищенного газа
сепарации с жидким стабильным конденсатом и по линии 47 через регулятор давления 48 подается в качестве топливного газа на печь подогрева теплоносителя 33.
Горячий поток газа выводится из нижней части трехпоточнои вихревой трубы 42 по линии 45 отводится на установку 6 факельную горизонтальную. Количественное соотношение потоков устанавливается регулировочным вентилем, который находится на трехпоточной вихревой трубе.
Конденсат с примесью воды, попадающий в трехпоточную вихревую трубу с исходным газом сепарации, а также образующийся в самой вихревой трубе, под действием центробежных сил отбрасывается к стенкам и стекает через кольцевой зазор в конденсатосборник, расположенный в вихревой трубе а затем по линии 46 направляется вместе с конденсатом из теплообменника 40 в сепаратор 14 отстоя воды.
Предварительные испытания блока очистки газа от сероводорода, проведенные на Нагумановском НГКМ, показывают высокую эффективность по очистке газа сепарации от тяжелых углеводородов и сероводорода. Результаты испытаний представлены в таблицах 1, 2.
Очищенный газ используется в качестве топлива для устройства подогрева теплоносителя установки исследования скважин.
Предлагаемая установка исследования скважин по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:
5+в
- обеспечивает очистку газа сепарации от сероводорода и тяжелых углеводородов C, что расширяет функциональные возможности установки;
- обеспечивает использование очищенного газа сепарации для собственных нужд;
5+в
- обеспечивает снижение технологических потерь тяжелых углеводородов C, что позволяет повысить экономичность установки;
- снижает риск загрязнения окружающей среды выбросами токсичных соединений, что улучшает экологическую обстановку.
Предлагаемая установка за счет расширения функциональных возможностей позволяет повысить экономичность и экологичность процесса исследования скважин.
Таблица 1
Параметры работы блока очистки газа на двух режимах
№
Наименование параметров
Значения параметров
Режим 1
Режим 2
1
Давление газа на входе в тепло
37
37
обменник, кг/см<sup>2</sup>
2
Температура газа на входе в
-5
-5
теплообменник,°С
3
Расход газа на входе в
2449
1414
теплообменник, м<sup>3</sup>/час
4
Температура газа на выходе
-30
-26
теплообменника,°С
5
Температура газа на выходе ТВТ,
-35
-28
°С
6
Расход «холодного» газа на
2100
1100
выходе ТВТ, м<sup>3</sup>/час
7
Давление на выходе ТВТ, кг/см<sup>2</sup>
3,5
U
Таблица 2
Компонентный состав проб, отобранных при испытании блока очистки газа от сероводорода (% мольн.)
Компоненты
Газ на входе в блок
"Холодный" газ на выходе ТВТ
Режим 1
Режим 2
Сероводород
2,94
следы
0,05
Азот
3,99
2,99
4,73
Диоксид углерода
1,75
2,19
1,59
Метан
82,94
86,98
86,66
Этан
4,49
4,50
4,07
Пропан
2,11
1,66
1,54
Бутаны
1,13
0,66
0,62
Пентаны + в
1,16
0,51
0,74
Плотность, кг/м<sup>3</sup>
0,821
0,786
0,786