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 невысокая 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 низкая степень экономичности и экологичности в связи с необходимостью сжигания газа стабилизации при проведении исследований на сероводородсодержащих месторождениях из-за наличия в составе указанных газов токсичных сернистых соединений (сероводорода и его производных). Одновременно сжигаются содержащиеся в газе стабилизации легкие фракции жидких углеводородов, 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 легких фракций жидких углеводородов и повышении экономичности процесса исследования скважин за счет очистки газа стабилизации от сероводорода и меркаптанов, обеспечении возможности извлечения товарного продукта - легких углеводородов.
Для достижения указанного 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, и блок стабилизации жидких углеводородов, включающий емкости дегазации и стабилизации углеводородов, и соединительные трубопроводы, согласно полезной модели, дополнительно содержит блок улавливания и сероочистки легких углеводородов, включающий теплообменник, соединенный с емкостью стабилизации углеводородов и источником холодного газа, устройство предварительного отбора жидкости, сепаратор, соединенный с линией подвода в него холодного газа, содержащий узел подачи щелочи, фильтр, емкость для сбора углеводородов и систему отгрузки легких углеводородов.
Возможен дополнительный вариант осуществления установки, в котором целесообразно, чтобы источником холодного газа являлись
соединенные трубопроводами трехпоточная вихревая труба с теплообменником, соединенным с линией отвода газа сепарации.
Отличительными признаками предлагаемой полезной модели от указанной выше известной, наиболее близкой к ней, являются:
- наличие блока улавливания и сероочистки легких углеводородов, включающего теплообменник, соединенный с емкостью стабилизации углеводородов и источником холодного газа;
- наличие устройства предварительного отбора жидкости;
- наличие сепаратора, соединенного с линией подвода холодного газа и содержащего узел подачи щелочи, и фильтра для удаления остатков щелочи;
- наличие емкости для сбора легких углеводородов и системы отгрузки легких углеводородов.
Дополнительным отличием может являться наличие соединенных трубопроводами трехпоточной вихревой трубы с теплообменником, соединенным с линией отвода газа сепарации.
Благодаря наличию блока улавливания и сероочистки легких углеводородов, включающего теплообменник, соединенный с емкостью стабилизации углеводородов и источником холодного газа происходит процесс частичной конденсации легких углеводородов из газа стабилизации за счет снижения температуры потока газа стабилизации.
Благодаря наличию устройства предварительного отбора жидкости происходит процесс отделения жидкой фазы - легких углеводородов от газовой.
Благодаря наличию сепаратора, соединенного с линией подвода холодного газа и содержащего узел подачи щелочи, и фильтра для удаления остатков щелочи происходит процесс окончательной очистки
легких углеводородов за счет барботажа смеси легких углеводородов и щелочного раствора холодным газом, а также удаления остатков щелочи.
Благодаря наличию емкости для сбора легких углеводородов и системы отгрузки легких углеводородов происходит сбор и отгрузка потребителям товарного продукта - легких углеводородов.
В случае использования в качестве источника холодного газа соединенных трубопроводами трехпоточной вихревой трубы с теплообменником, соединенным с линией отвода газа сепарации дополнительным техническим результатом является повышение экологичности процесса за счет очистки от сероводорода и его производных собственного газа сепарации установки и его использования для подогрева теплоносителя установки.
На чертеже приведена блок-схема установки исследования скважин.
Установка содержит блок (I) газового сепаратора, включающий линию 1 приема сырья, оборудованную клапаном-отсекателем 2 и клапаном-регулятором давления 3 и соединенную с газовым трехфазным сепаратором 4, соединенным с линией 5 отвода газа сепарации на блок (VI) улавливания и сероочистки легких углеводородов и далее - 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 11 давления, 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 6 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 в емкость 20 дегазации; 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 в емкость стабилизации, теплообменник 23, емкость 24 стабилизации, соединенную с линией 25 отвода газа стабилизации на установку 6 факельную горизонтальную и в теплообменник 37 блока (VI) улавливания и сероочистки легких углеводородов и линией 26 отвода жидких углеводородов в емкости хранения жидких углеводородов, насосы 27 перекачки жидких углеводородов; блок (IY) хранения и отпуска товарных продуктов - жидких углеводородов, включающий емкости 28 хранения жидких углеводородов, и автоматическую систему 29 налива жидких углеводородов; блок (Y) 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) улавливания и сероочистки легких углеводородов включает линию 36 отвода газа стабилизации из емкости 20 стабилизации, теплообменник 37 «холодный газ - газ стабилизации», устройство 39 предварительного отбора жидкости, соединенное с межтрубным пространством теплообменника 37 «холодный газ - газ стабилизации» линией 38, источник холодного газа, включающий теплообменник 42, соединенный с линией 40 отвода газа сепарации, содержащей клапан-регулятор давления 41, межтрубное пространство которого связано с линией 43 входа газа
сепарации в трехпоточную вихревую трубу 44 и линией 45 отвода сконденсировавшихся жидких углеводородов, трехпоточную вихревую трубу 44, включающую одну линию входа газа 43 и три линии выхода: линию 49 холодного потока газа, направляемого в трубное пространство теплообменника 42, линию отвода «горячего потока» газа на установку 6 факельную горизонтальную и линию 48 отвода сконденсированных жидких углеводородов на блок (II) сепарации нефти; линию 49, соединяющую выход «холодного потока» газа из трубного пространства теплообменника 42 с трубным пространством теплообменника 37 «холодный газ - газ стабилизации»; сепаратор 50, соединенный с линией 51 отвода легких углеводородов из УПО, с линией 52 подачи холодного потока газа из трубного пространства теплообменника 37 «холодный газ - газ стабилизации», с линией 53 отвода очищенных легких углеводородов, с линией 54 отвода раствора щелочи и с линией 55 отвода очищенного газа на устройство подогрева теплоносителя 33, оборудованной клапаном-регулятором давления 56; емкость 57 для раствора щелочи, соединенную линией 58 с дозировочным насосом 59; песчаный фильтр 60, емкость 61 для сбора легких углеводородов (приемную емкость для легких углеводородов), систему 62 отгрузки легких углеводородов.
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 линиям 5 и 36 отвода газа сепарации поступает на блок (VI) улавливания и сероочистки легких углеводородов. 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 (II) нефтяного сепаратора.
Нефтегазовая смесь от нефтяных скважин поступает на блок (II) 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 (VI) улавливания и сероочистки легких углеводородов. 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. Газ дегазации из емкости 20 блока стабилизации отводится по линии 21 на установку 6 факельную горизонтальную для термического обезвреживания. Газ стабилизации из емкости 24 стабилизации направляется по линии 25 на установку 6 факельную горизонтальную для сжигания и по линии отвода 36 - на блок (VI) улавливания и сероочистки легких углеводородов. 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.
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.
Вновь вводимый в состав установки исследования скважин блок (YI) улавливания и сероочистки легких углеводородов предназначен для улавливания из газа стабилизации легких фракций жидких углеводородов с последующей их очисткой от сероводорода и меркаптанов.
Газ стабилизации из емкости 24 стабилизации блока (II) сепарации нефти по линиям отвода 25 и 36 поступает в межтрубное пространство теплообменника 37, в трубный пучок которого подается холодный газ из источника холодного газа, состоящего из теплообменника 42 и трехпоточной вихревой трубы 44. Для охлаждения используется газ сепарации блока (I) сепарации газа.
Генератором холода является ТВТ - трехпоточная вихревая труба Ранка-Хилша 44, утилизирующая располагаемый перепад давления. 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 (углеводородный конденсат).
Неочищенный газ сепарации поступает в теплообменник 42 из сепаратора 4 по линиям 5 и 40 через клапан-регулятор давления 41. Далее
5+в
поток неочищенного газа сепарации поступает в межтрубное пространство теплообменника 42, где охлаждается "холодным потоком" очищенного газа, поступающего из верхней части ТВТ по линии 46. В теплообменнике 40 происходит конденсация углеводородов С и воды из газа, а также абсорбция сероводорода конденсирующимися жидкими углеводородами.
Нестабильный конденсат с примесью воды из межтрубного пространства теплообменника 42 по линии 45 направляется в сепаратор 14. Охлажденный поток неочищенного газа из межтрубного пространства теплообменника 42 поступает по линии 43 в ТВТ 44 через тангенциальный сопловой ввод, где происходит его расширение, закручивание и разделение на два потока: "холодный" и "горячий".
"Холодный поток" очищенного газа из верхней части трубы по линии 44 поступает в трубное пространство теплообменника 42, охлаждая встречный поток неочищенного газа и по линии 49 подается в трубное пространство теплообменника 37.
"Горячий поток" газа выводится из нижней части ТВТ 42 по линии 45 отводится на установку 6 факельную горизонтальную. Количественное соотношение потоков устанавливается регулировочным вентилем, который находится на трехпоточной вихревой трубе (на чертеже не показан).
Конденсат с примесью воды, попадающий в вихревую трубу с исходным газом, 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 48 направляется вместе с конденсатом из теплообменника 42 в сепаратор 14 отстоя воды.
Подогретый в теплообменнике 37 холодный поток газа подается в нижнюю часть сепаратора 50 на дополнительную очистку от сернистых
соединений и для барботажа смеси раствора щелочи и легких фракций жидких углеводородов.
Устройство 39 предварительного отбора жидкости представляет собой герметичную конструкцию типа «труба в трубе». Газ стабилизации поступает во внутреннюю трубу устройства предварительного отбора жидкости, снабженную пластинами - отбойниками, где и происходит отделение жидкой фазы (легких углеводородов) от газовой. Через отверстия, расположенные по нижней образующей внутренней трубы устройства предварительного отбора жидкости, жидкая фаза (легкие углеводороды) попадает в межтрубное пространство устройства предварительного отбора жидкости, откуда через патрубок в наружной трубе устройства предварительного отбора и линию 51 легкие углеводороды направляются в сепаратор 50 для дальнейшей очистки с помощью раствора щелочи. Раствор щелочи подается в сепаратор 50 из емкости для раствора щелочи 57 по линии 58 дозировочным насосом 59.
В сепараторе 50 происходит барботаж легких углеводородов и щелочного раствора холодным газом, поступающим в сепаратор 50 по линии 52 из трубного пространства теплообменника 37. Для увеличения эффективности очистки легких углеводородов подача газа в сепаратор 50 осуществляется через распределительную решетку (на чертеже не показана). По истечении времени контактирования раствора щелочи и легких углеводородов в сепараторе 50 производится отстой контактируемых реагентов. Отстоявшийся раствор щелочи из нижней части сепаратора 50 направляется в емкость 57 по линии 54. Легкие углеводороды из сепаратора 50, отстоявшиеся от раствора щелочи, проходят через песчаный фильтр 60, предназначенный для удаления остатков щелочи и поступают в приемную емкость 61. Из приемной
емкости 61 легкие углеводороды через систему отгрузки 62 направляются потребителям.
Холодный газ отводится из сепаратора 50 отводится на печь подогрева теплоносителя 33 по линии 55, снабженной клапаном-регулятором давления 56.
5
7
Предварительные испытания предлагаемой полезной модели, проведенные на Нагумановском НГКМ, показывают высокую эффективность по улавливанию легких фракций углеводородов. Количество улавливаемых легких фракций жидких углеводородов составляет 5-7% от количества жидких углеводородов, подготавливаемых на установке исследования скважин. Легкие фракции на 75-85% состоят из углеводородов C-C, выкипают в пределах 40-180°С. Улавливаемые легкие углеводороды являются эффективным растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах, системе сбора и призабойной зоне продуктивного пласта.
Предлагаемая установка исследования скважин по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:
- обеспечивает снижение технологических потерь легких углеводородов, содержащихся в газе стабилизации;
- обеспечивает получение товарного продукта - легких углеводородов и отгрузку их потребителю, что расширяет функциональные возможности 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.