EA201792476A1 20180531 Номер и дата охранного документа [PDF] EAPO2018\PDF/201792476 Полный текст описания [**] EA201792476 20160516 Регистрационный номер и дата заявки GB1508818.0 20150522 Регистрационные номера и даты приоритетных заявок EP2016/060948 Номер международной заявки (PCT) WO2016/188783 20161201 Номер публикации международной заявки (PCT) EAA1 Код вида документа [PDF] eaa21805 Номер бюллетеня [**] ОТДЕЛЕНИЕ ТВЕРДЫХ ЧАСТИЦ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И/ИЛИ ГАЗА Название документа [8] E21B 43/34, [8] E21B 43/017, [8] E21B 37/00 Индексы МПК [NO] Арефьорд Андерс, [NO] Брунтвейт Йорген, [NO] Лингбо Карл Оле Давикснес, [GB] Макканн Доминик Патрик Сведения об авторах [NO] ФОРФЭЙЗ АС Сведения о заявителях
 

Патентная документация ЕАПВ

 
Запрос:  ea201792476a*\id

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[RU]

Установка для отделения твердых частиц от углеводородсодержащей текучей среды, добываемой на оборудовании для добычи нефти и/или газа, включающая первичный добывающий трубопровод, имеющий расположенную выше по потоку часть и расположенную ниже по потоку часть, по меньшей мере один клапан, соединенный с расположенной выше по потоку частью и имеющий первый выход, находящийся в сообщении по текучей среде с первичным добывающим трубопроводом, второй выход, находящийся в сообщении по текучей среде с блоком отделения твердых частиц, и вход, выполненный с возможностью соединения со скважиной для добычи нефти и/или газа, где первый и второй выходы клапана выполнены с возможностью селективного соединения с расположенной выше по потоку частью или с блоком отделения твердых частиц, и клапан выполнен с возможностью приведения в действие для выбора между соответствующими первым и вторым выходами; блок отделения твердых частиц, включающий по меньшей мере один сепаратор твердых веществ и имеющий первый выход для твердых веществ и второй выход для текучей среды, причем второй выход находится в сообщении по текучей среде со входом сепаратора текучей среды, имеющего выход для жидкости и выход для газа, при этом выход для жидкости находится в сообщении по текучей среде с расположенной ниже по потоку частью посредством возвратного трубопровода; контроллер для регулирования потока жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть по возвратному трубопроводу и насос для повышения давления в возвратном трубопроводе для повышения давления жидкости в возвратном трубопроводе и перекачивания жидкости под давлением в возвратном трубопроводе в направлении от сепаратора текучей среды к расположенной ниже по потоку части, при этом контроллер выполнен с возможностью регулирования одного или более параметров из выходного давления насоса, расхода на насосе и функции включения/выключения насоса, в любом сочетании.


Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

Установка для отделения твердых частиц от углеводородсодержащей текучей среды, добываемой на оборудовании для добычи нефти и/или газа, включающая первичный добывающий трубопровод, имеющий расположенную выше по потоку часть и расположенную ниже по потоку часть, по меньшей мере один клапан, соединенный с расположенной выше по потоку частью и имеющий первый выход, находящийся в сообщении по текучей среде с первичным добывающим трубопроводом, второй выход, находящийся в сообщении по текучей среде с блоком отделения твердых частиц, и вход, выполненный с возможностью соединения со скважиной для добычи нефти и/или газа, где первый и второй выходы клапана выполнены с возможностью селективного соединения с расположенной выше по потоку частью или с блоком отделения твердых частиц, и клапан выполнен с возможностью приведения в действие для выбора между соответствующими первым и вторым выходами; блок отделения твердых частиц, включающий по меньшей мере один сепаратор твердых веществ и имеющий первый выход для твердых веществ и второй выход для текучей среды, причем второй выход находится в сообщении по текучей среде со входом сепаратора текучей среды, имеющего выход для жидкости и выход для газа, при этом выход для жидкости находится в сообщении по текучей среде с расположенной ниже по потоку частью посредством возвратного трубопровода; контроллер для регулирования потока жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть по возвратному трубопроводу и насос для повышения давления в возвратном трубопроводе для повышения давления жидкости в возвратном трубопроводе и перекачивания жидкости под давлением в возвратном трубопроводе в направлении от сепаратора текучей среды к расположенной ниже по потоку части, при этом контроллер выполнен с возможностью регулирования одного или более параметров из выходного давления насоса, расхода на насосе и функции включения/выключения насоса, в любом сочетании.


Евразийское (21) 201792476 (13) A1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки 2018.05.31
(22) Дата подачи заявки 2016.05.16
(51) Int. Cl.
E21B 43/34 (2006.01) E21B 43/017 (2006.01) E21B 37/00 (2006.01)
(54) ОТДЕЛЕНИЕ ТВЕРДЫХ ЧАСТИЦ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И/ИЛИ ГАЗА
(31) 1508818.0
(32) 2015.05.22
(33) GB
(86) PCT/EP2016/060948
(87) WO 2016/188783 2016.12.01
(88) 2017.01.05
(71) Заявитель: ФОРФЭЙЗ АС (NO)
(72) Изобретатель: Арефьорд Андерс, Брунтвейт Йорген, Лингбо Карл Оле Давикснес (NO), Макканн Доминик Патрик (GB)
(74) Представитель:
Поликарпов А.В., Соколова М.В., Путинцев А.И., Черкас Д.А., Игнатьев А.В. (RU)
(57) Установка для отделения твердых частиц от углеводородсодержащей текучей среды, добываемой на оборудовании для добычи нефти и/или газа, включающая первичный добывающий трубопровод, имеющий расположенную выше по потоку часть и расположенную ниже по потоку часть,
по меньшей мере один клапан, соединенный с расположенной выше по потоку частью и имеющий первый выход, находящийся в сообщении по текучей среде с первичным добывающим трубопроводом, второй выход, находящийся в сообщении
6 по текучей среде с блоком отделения твердых ча-47 стиц, и вход, выполненный с возможностью соеди-2 нения со скважиной для добычи нефти и/или газа, где первый и второй выходы клапана выпол-
7 нены с возможностью селективного соединения с 1 расположенной выше по потоку частью или с бло-20 ком отделения твердых частиц, и клапан выполнен
с возможностью приведения в действие для выбора между соответствующими первым и вторым выходами; блок отделения твердых частиц, включающий по меньшей мере один сепаратор твердых веществ и имеющий первый выход для твердых веществ и второй выход для текучей среды, причем второй выход находится в сообщении по текучей среде со входом сепаратора текучей среды, имеющего выход для жидкости и выход для газа, при этом выход для жидкости находится в сообщении по текучей среде с расположенной ниже по потоку частью посредством возвратного трубопровода; контроллер для регулирования потока жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть по возвратному трубопроводу и насос для повышения давления в возвратном трубопроводе для повышения давления жидкости в возвратном трубопроводе и перекачивания жидкости под давлением в возвратном трубопроводе в направлении от сепаратора текучей среды к расположенной ниже по потоку части, при этом контроллер выполнен с возможностью регулирования одного или более параметров из выходного давления насоса, расхода на насосе и функции включения/выключения насоса, в любом сочетании.
РСТ/ЕР2016/060948
Е21В 43/34; Е21В 43/017; Е21В 37/00
Отделение твердых частиц при добыче нефти и/или газа
Настоящее изобретение относится к установке и способу отделения твердых частиц от углеродсодержащих текучих сред, добываемых на оборудовании для добычи нефти и/или газа. Настоящее изобретение также относится к системе удаления твердых веществ в нефтяной скважине и способу удаления твердых веществ из нефтяной скважины. В частности, настоящее изобретение относится к установке и способу удаления твердых веществ из скважины, чтобы повысить ее продуктивность и обеспечить возможность смешивания продукции из этой скважины с продукцией из других скважин на одной и той же платформе для добычи нефти и/или газа. Эти установка и способ также обеспечивают отделение твердых веществ и промывку удаленных твердых веществ.
Многие морские месторождения нефти и газа разрабатывают и эксплуатируют с использованием многоскважинной платформы. Обычно на морское дно помещают опорную плиту для бурения, которая включает буровые шахты, и через каждую буровую шахту бурят скважину. Не является пределом бурение от 10 до 20 скважин на одной опорной плите для бурения. Каждую скважину бурят для попадания в конкретный целевой продуктивный пласт или пласты. Траектория скважин может быть различной, но следят за тем, чтобы не допустить пересечения скважин друг с другом. Добычные характеристики для отдельных скважин могут быть очень разными, поскольку каждая скважина нацелена на различные геологические горизонты или продуктивные пласты или на различные части одного и того же продуктивного пласта. Поскольку добыча на одном месторождении продолжается в течение многих лет, добыча из некоторых скважин может падать более быстро, чем из других, поскольку целевые продуктивные пласты каждой скважины обедняются с различной скоростью. Продукцию из всех скважин на опорной плите собирают и обрабатывают на одной платформе. Поэтому эту платформу необходимо эксплуатировать при различных давлениях добычи и расходах в течение срока службы скважин, которые она обслуживает. В некоторых случаях добыча из одной или более скважин является очень низкой при гораздо более низком давлении, чем в других скважинах на одной и той же платформе для бурения. Обычным следствием этого является накопление твердых веществ в таких
низкопродуктивных скважинах. Часто, спустя много лет добычи и по мере обеднения продуктивного пласта, пластовое давление понижается и в результате дебит добычи подобным образом снижается. К тому же, вынос песка из такого обедненного продуктивного пласта может увеличиваться, поскольку напряженное состояние в продуктивном пласте изменяется из-за изменений пластового давления. При том, что дебит также уменьшается, выносимый песок не полностью удаляется из скважины и таким образом собирается, и еще больше тормозит добычу. В некоторых случаях, когда давление в продуктивном пласте снижается, в соседние скважины закачивают воду, чтобы увеличить давление в пласте и "вымести" нефть в сторону добывающей скважины (скважин). Нередко случается, что эта закаченная вода повышает вынос песка в добывающей скважине. Существуют способы удаления этого песка из скважины (скважин), но во многих случаях песок собирают и транспортируют на берег для переработки. Также, даже после удаления песка дебит и давление скважин(ы) может быть намного меньше, чем у других скважин, эксплуатируемых на той же платформе. В результате продукция из этой скважины (скважин) не может обрабатываться таким же путем, и ее обычно собирают в резервуары и периодически их объединяют в "партии", например, для транспортировки на берег. Это требует наличия больших резервуаров на платформе, что занимает очень большое пространство (или требует большой установочной площади), что в свою очередь увеличивает размер платформы и ее стоимость.
Было разработано техническое решение для преодоления ограничений, связанных с используемыми в настоящее время в промышленности или раскрытыми в уровне техники технологиями.
Соответственно, настоящее изобретение обеспечивает установку для отделения твердых частиц от углеводородсодержащей текучей среды, добываемой на оборудовании для добычи нефти и/или газа, включающую первичный добывающий трубопровод, имеющий расположенную выше по потоку часть и расположенную ниже по потоку часть, по меньшей мере один клапан, соединенный с расположенной выше по потоку частью и имеющий первый выход, находящийся в сообщении по текучей среде с первичным добывающим трубопроводом, второй выход, находящийся в сообщении по текучей среде с блоком отделения твердых частиц, и вход, выполненный с
возможностью соединения со скважиной для добычи нефти и/или газа, где первый и второй выходы клапана выполнены с возможностью селективного соединения с расположенной выше по потоку частью или с блоком отделения твердых частиц, и клапан выполнен с возможностью приведения в действие для выбора между соответствующими первым и вторым выходами; блок отделения твердых частиц, включающий по меньшей мере один сепаратор твердых веществ и имеющий первый выход для твердых веществ и второй выход для текучей среды, причем второй выход находится в сообщении по текучей среде со входом сепаратора текучей среды, имеющего выход для жидкости и выход для газа, при этом выход для жидкости находится в сообщении по текучей среде с расположенной ниже по потоку частью посредством возвратного трубопровода; контроллер для регулирования потока жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть по возвратному трубопроводу и насос для повышения давления в возвратном трубопроводе для повышения давления жидкости в возвратном трубопроводе и перекачивания жидкости под давлением в возвратном трубопроводе в направлении от сепаратора текучей среды к расположенной ниже по потоку части, при этом контроллер выполнен с возможностью регулирования одного или более параметров из выходного давления насоса, расхода на насосе и функции включения/выключения насоса, в любом сочетании.
Предпочтительно контроллер выполнен с возможностью регулирования выходного давления насоса так, чтобы оно превышало давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе. Обычно контроллер выполнен с возможностью регулирования выходного давления насоса так, чтобы оно превышало давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе на заданную минимальную разность давления. Возможно, установка дополнительно включает датчик давления для измерения давления жидкости в первичном добывающем трубопроводе, причем датчик давления соединен с контроллером для передачи сигнала давления на контроллер, чтобы регулировать выходное давление насоса.
Предпочтительно установка дополнительно включает датчик резервуара для измерения количества жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды, и контроллер выполнен с возможностью выдачи управляющего сигнала для регулирования потока жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную
ниже по потоку часть по возвратному трубопроводу, когда количество жидкости превышает заданное пороговое значение. Обычно датчик резервуара представляет собой датчик уровня жидкости. Предпочтительно управляющий сигнал настроен так, чтобы вызывать или пропускать поток жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть, когда уровень жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды превышает заданное пороговое значение. Предпочтительно управляющий сигнал настроен так, чтобы поддерживать уровень жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды выше заданного минимального порогового значения уровня и/или ниже заданного максимального порогового значения уровня.
В некоторых воплощениях насос предназначен для ограничения потока жидкости из расположенной ниже по потоку части в сепаратор текучей среды по возвратному трубопроводу.
В других воплощениях установка дополнительно включает невозвратный клапан в возвратном трубопроводе между насосом и первичным добывающим трубопроводом для ограничения потока жидкости из расположенной ниже по потоку части в сепаратор текучей среды по возвратному трубопроводу. Обычно невозвратный клапан является саморегулирующимся так, что он открывается для пропускания через него потока в прямом направлении при заданном перепаде давления в невозвратном клапане. Альтернативно, контроллер может быть выполнен с возможностью регулирования невозвратного клапана так, чтобы открывать его для пропускания потока через него в прямом направлении при заданном давлении в возвратном трубопроводе выше по потоку от невозвратного клапана или при заданном перепаде давления в невозвратном клапане. Возможно, контроллер выполнен с возможностью регулирования невозвратного клапана так, чтобы открывать его для пропускания потока через него в прямом направлении, когда заданное давление в возвратном трубопроводе выше по потоку от невозвратного клапана превышает давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе на заданную минимальную разность давления.
Предпочтительно установка дополнительно включает газовый компрессор, соединенный с выходом для газа сепаратора текучей среды для обеспечения подачи сжатого газа из сепаратора текучей среды. Обычно выход газового компрессора соединен с газовым добывающим трубопроводом
оборудования по добыче газа. Предпочтительно контроллер выполнен с возможностью регулирования выходного давления газового компрессора так, чтобы оно превышало давление газа в газовом добывающем трубопроводе. Возможно, контроллер выполнен с возможностью регулирования выходного давления газового компрессора так, чтобы оно превышало давление газа в газовом добывающем трубопроводе на заданную минимальную разность давления.
Установка может дополнительно включать датчик давления для регистрации давления текучей среды на входе клапана и управляющее устройство клапана для переключения входа на сообщение по текучей среде со вторым выходом, когда зарегистрированное давление текучей среды ниже заданного порогового значения давления или когда разность давления между зарегистрированным давлением и давлением в первичном добывающем трубопроводе превышает заданную минимальную разность давления.
Возможно по меньшей мере один клапан включает множество трехходовых клапанов, соединенных с расположенной выше по потоку частью, каждый трехходовой клапан имеет первый выход, находящийся в сообщении по текучей среде с первичным добывающим трубопроводом, второй выход, находящийся в сообщении по текучей среде с блоком отделения твердых частиц, и вход, выполненный с возможностью соединения со скважиной для добычи нефти и/или газа, где первый и второй выходы каждого трехходового клапана выполнены с возможностью селективного соединения с расположенным выше по потоку концом или блоком отделения твердых частиц, и трехходовые клапаны выполнены с возможностью приведения в действия по отдельности для выбора между соответствующими первым и вторым выходом.
Обычно блок отделения твердых частиц имеет общий магистральный трубопровод, к которому присоединен каждый второй выход непосредственно или посредством промежуточного трубопровода и/или соединительной системы клапанов.
Настоящее изобретение дополнительно обеспечивает способ отделения твердых частиц от углеводородсодержащей текучей среды, добываемой на оборудовании для добычи нефти и/или газа, включающий стадии:
(i) подачу углеводородсодержащей текучей среды, добываемой из скважины для добычи нефти и/или газа, в расположенную выше по потоку часть первичного добывающего трубопровода;
(ii) селективное отведение текучей среды из первичного добывающего трубопровода в блок отделения твердых частиц, если текучая среда имеет содержание твердых частиц выше конкретного порогового значения и/или давление ниже конкретного порогового значения;
(III) отделение углеводородсодержащей текучей среды в блоке отделения твердых частиц с получением выходящего потока твердых частиц и выходящего потока текучей среды;
(iv) разделение выходящего потока текучей среды на выходящий поток жидкости и выходящий поток газа в сепараторе текучей среды;
(v) повышение давления выходящего потока жидкости и
(vi) перекачку посредством насоса выходящего потока жидкости
повышенного давления в расположенную ниже по потоку часть первичного
добывающего трубопровода по возвратному трубопроводу.
Обычно повышение давления на стадии (v) и перекачку на стадии (vi) осуществляют с помощью насоса для повышения давления. Возможно повышение давления на стадии (v) и перекачку на стадии (vi) осуществляют посредством регулирования одного или более параметров из выходного давления насоса, расхода на насосе и/или функции включения/выключения насоса, в любом сочетании.
Возможно повышение давления на стадии (v) и перекачку на стадии (vi) осуществляют посредством регулирования давления жидкости повышенного давления так, чтобы оно превышало давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе. Обычно давление жидкости повышенного давления регулируют так, чтобы оно превышало давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе на заданную минимальную разность давления. Предпочтительно способ дополнительно включает измерение давления жидкости в первичном добывающем трубопроводе для обеспечения сигнала давления, который используют для регулирования давления жидкости повышенного давления.
Предпочтительно способ дополнительно включает измерение количества жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды и регулирование потока
жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть по возвратном трубопроводу, когда количество жидкости превышает заданное пороговое значение. Предпочтительно датчик резервуара представляет собой датчик уровня жидкости. Обычно регулирование вызывает или пропускает поток жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть, когда уровень жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды превышает заданное пороговое значение уровня. Предпочтительно уровень жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды поддерживают выше заданного минимального порогового значения уровня и/или ниже заданного максимального порогового значения уровня.
В некоторых воплощениях насос предназначен для ограничения потока жидкости из расположенной ниже по потоку части в сепаратор текучей среды по возвратном трубопроводу.
В других воплощениях в возвратном трубопроводе обеспечивают невозвратный клапан между насосом и первичным добывающим трубопроводом для ограничения потока жидкости из расположенной ниже по потоку части в сепаратор текучей среды по возвратном трубопроводу. Возможно невозвратный клапан является саморегулирующимся так, что он открывается для пропускания через него потока в прямом направлении при заданном перепаде давления в невозвратном клапане. Альтернативно, способ дополнительно включает регулирование невозвратного клапана так, чтобы открывать его для пропускания через него потока в прямом направлении при заданном давлении в возвратном трубопроводе выше по потоку от невозвратного клапана или при заданном перепаде давления в невозвратном клапане. Обычно невозвратный клапан регулируют так, чтобы открывать его для пропускания потока через него в прямом направлении, когда заданное давление в возвратном трубопроводе выше по потоку от невозвратного клапана превышает давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе на заданную минимальную разность давления.
Предпочтительно способ дополнительно включает регистрацию давления текучей среды в углеводородсодержащей текучей среде и переключение углеводородсодержащей текучей среды на сообщение по текучей среде с блоком отделения твердых частиц, когда зарегистрированное давление текучей среды ниже заданного порогового значения давления или
когда разность давления между зарегистрированным давлением и давлением в первичном добывающем трубопроводе превышает заданную минимальную разность давления.
Обычно на стадии (II) отведение выполняют посредством трехходового клапана, соединенного с расположенной выше по потоку частью, причем трехходовой клапан имеет первый выход, находящийся в сообщении по текучей среде с первичным добывающим трубопроводом, второй выход, находящийся в сообщении по текучей среде с блоком отделения твердых частиц, и вход, соединенный со скважиной для добычи нефти и/или газа, где первый и второй выходы трехходового клапана выполнены с возможностью селективного соединения с расположенной выше по потоку частью или блоком отделения твердых частиц.
Возможно оборудование для добычи нефти и/или газа включает скважины, и углеводородсодержащую текучую среду, добываемую из скважин для добычи нефти и/или газа, подают одновременно в расположенную выше по потоку часть первичного добывающего трубопровода, и на стадии (ii) отведение выполняют посредством трехходовых клапанов, соединенных с расположенной выше по потоку частью, причем каждый трехходовой клапан имеет соответствующий вход, соединенный с соответствующей скважиной для добычи нефти и/или газа, и трехходовые клапаны выполнены с возможностью приведения в действие по отдельности для соединения соответствующей скважины с первичным добывающим трубопроводом или с блоком отделения твердых частиц. Предпочтительно блок отделения твердых частиц имеет общий магистральный трубопровод, к которому присоединен соответствующий второй выход каждого трехходового клапана непосредственно или посредством промежуточного трубопровода и/или соединительной системы клапанов.
Настоящее изобретение дополнительно обеспечивает систему удаления твердых частиц в нефтяной скважине, включающую струйный наконечник для псевдоожижения, выполненный с возможностью размещения в слое твердых веществ на дне скважины, первый протяженный трубопровод, проходящий от наконечника и выполненный с возможностью соединения с источником псевдоожижающей жидкости, второй протяженный трубопровод, проходящий от наконечника и выполненный с возможностью соединения с блоком отделения твердых веществ, расположенным над скважиной, где наконечник
включает форсунки для выпуска текучей среды, находящиеся в сообщении по текучей среде с первым протяженным трубопроводом, и вход для псевдоожиженной смеси твердых веществ в псевдоожижающей жидкости, находящийся в сообщении по текучей среде со вторым протяженным трубопроводом.
Обычно первый и второй протяженные трубопроводы являются коаксиальными. Возможно первый протяженный трубопровод окружает второй протяженный трубопровод.
Настоящее изобретение дополнительно обеспечивает способ удаления твердых веществ из нефтяной скважины, включающий стадии:
a) размещение струйного наконечника для псевдоожижения в слое твердых веществ на дне скважины, где наконечник включает форсунки для выпуска текучей среды;
b) подачу псевдоожижающей жидкости в форсунки для выпуска текучей среды из первого протяженного трубопровода, проходящего вверх от наконечника и соединенного с источником псевдоожижающей жидкости;
c) выпуск струй псевдоожижающей жидкости из форсунок для выпуска текучей среды для псевдоожижения твердых веществ вблизи наконечника в пределах псевдоожижающей жидкости, чтобы образовать псевдоожиженную смесь твердых веществ в псевдоожижающей жидкости;
d) удаление псевдоожиженной смеси из слоя твердых веществ через вход наконечника, причем вход находится в сообщении по текучей среде со вторым протяженным трубопроводом, проходящим вверх от наконечника, и
e) транспортировку псевдоожиженной смеси в блок отделения твердых веществ, расположенный над скважиной.
Обычно первый и второй протяженные трубопроводы являются коаксиальными. Возможно первый протяженный трубопровод окружает второй протяженный трубопровод.
Предпочтительно на стадии (а) наконечник для псевдоожижения располагают в первом положении по вертикали в слое твердых веществ, и после того, как содержание твердых веществ уменьшено, наконечник для псевдоожижения опускают до второго положения по вертикали в слое твердых веществ.
Обычно псевдоожижающую жидкость подают в форсунки для выпуска текучей среды при абсолютном давлении от 0,05 МПа до 0,25 МПа (от 0,5 до 2,5 бар). Обычно псевдоожижающую жидкость подают в форсунки для выпуска текучей среды при расходе от 50 до 250 л/мин. Давление и расход псевдоожижающей жидкости могут меняться в зависимости от глубины скважины, размера трубопровода и т.д.
Обычно псевдоожижающая жидкость представляет собой воду.
Настоящее изобретение дополнительно обеспечивает установку для отделения твердых частиц от углеводородсодержащей текучей среды, добываемой на оборудовании для добычи нефти и/или газа, согласно настоящему изобретению, где первичный добывающий трубопровод находится в сообщении по текучей среде со вторым протяженным трубопроводом системы удаления твердых веществ согласно настоящему изобретению.
Настоящее изобретение дополнительно обеспечивает способ удаления твердых веществ из нефтяной скважины согласно изобретению, в котором текучая среда, отводимая на стадии (ii), включает псевдоожиженную смесь, полученную на стадии (е) способа удаления твердых веществ из нефтяной скважины согласно изобретению.
Предпочтительные воплощения настоящего изобретения соответственно обеспечивают установку и способы, который могут объединять промывку низкопродуктивной скважины (скважин), отделение удаленных твердых веществ, отделение добываемого газа от нефти и сбор и повышение давления нефти/газа, добываемых из этих скважин, так что нефть/газ автоматически смешиваются с продукцией из других скважин. Такая система может предоставить значительные улучшения по сравнению с известным уровнем техники и позволяет повысить производительность платформы, которая поддерживает широкий диапазон добычных характеристик отдельных скважин.
Предпочтительные воплощения настоящего изобретения обеспечивают систему, включающую блок промывки или очистки скважин от твердых веществ, трехфазный сепаратор с резервуаром для хранения и блок повышения давления.
Промывка или очистка скважин от твердых веществ может включать двойную колонну гибких труб с внутренней колонной гибких труб и внешней колонной гибких труб, расположенными концентрически относительно друг
друга. Можно использовать одну колонну гибких труб при обратной циркуляции вниз через кольцевое пространство между колонной гибких труб и колонной труб для добычи из скважины или колонной обсадных труб. Двойная колонна гибких труб может иметь струйный наконечник для псевдоожижения, который находится на одном конце, и текучая среда, закачиваемая вниз в кольцевое пространство между внутренней и внешней колонной гибких труб, проходит через струйный наконечник. При эксплуатации двойную колонну гибких труб опускают в скважину, которую требуется промыть для удаления твердых веществ. После этого текучая среда, закачиваемая через струйный наконечник для псевдоожижения, обеспечивает псевдоожижение твердых веществ в скважине, и смесь твердых веществ и текучей среды вымывают из скважины через внутреннюю колонну гибких труб к поверхности. Вымываемую смесь направляют в установку для отделения и промывки твердых веществ.
Предпочтительные воплощения настоящего изобретения также обеспечивают трехфазный сепаратор с резервуаром для хранения и блок повышения давления, который может быть соединен с блоком промывки или очистки скважины от твердых веществ. В этих воплощениях нефть, добытую из скважины или скважин низкого давления можно обработать с помощью трехфазного сепаратора для удаления твердых веществ, обычно песка, и затем собрать газ и нефть в резервуар для хранения текучей среды. Резервуар для хранения текучей среды может быть снабжен датчиком уровня, который обеспечивает измерение уровня текучей среды в нем. Вывод датчика уровня может быть соединен с контроллером, который в свою очередь используют для управления насосом для повышения давления. Контроллер может поддерживать уровень собранной текучей среды на заданном уровне, например, в средней точке резервуара, посредством регулирования расхода наоса от 0 до максимальной скорости или запуска/останова насоса. Может быть обеспечен датчик давления, который измеряет давление нефти при добыче из скважин, соединенных с добывающим магистральным трубопроводом. Датчик давления соединен с контроллером, который используют для регулирования выходного давления насоса для повышения давления, так что выходящая нефть находится при давлении немного более высоком, чем давление в добывающем магистральном трубопроводе, так что нефть, пропускаемая через трехфазный сепаратор, смешивается с нефтью, добываемой из других скважин
платформы. После насоса для повышения давления может быть обеспечен невозвратный клапан, который предотвращает возвращение добываемых текучих сред в резервуар для хранения. Невозвратный клапан может также служить для обеспечения того, что нефть, поступающая в добывающий магистральный трубопровод, находится при надлежащем давлении, которое выше давления потока в добывающем магистральном трубопроводе.
Предпочтительные воплощения этого изобретения могут обеспечивать способ промывки скважин от твердых веществ, отделения и промывки указанных твердых веществ, сбора и повышения давления очищенных добываемых нефти/газа, включающий стадии:
1) Опускание в скважину двойной колонны гибких труб, содержащей концентрически расположенные внутреннюю и внешнюю колонны гибких труб со струйным наконечником для псевдоожижения.
2) Закачку текучей среды вниз в кольцевое пространство между концентрически расположенными внутренней и внешней колоннами гибких труб для псевдоожижения твердых веществ, в которые опускают струйный наконечник.
3) Сбор вымываемых твердых веществ и псевдоожижающей текучей среды, которые выходят вверх через внутреннюю колонну гибких труб и направление их на установку для отделения и промывки твердых веществ.
4) После того, как скважина очищена от твердых веществ и начинает опять пропускать поток нефти, удаление колонны гибких труб из скважины и направление добываемой нефти (которая содержит часть твердых веществ) в трехфазный сепаратор с резервуаром для хранения.
5) Сбор добываемой нефти, которая очищена от твердых веществ и газа в резервуаре для хранения.
6) Использование измерения уровня текучей среды в резервуаре для включения насоса для повышения давления, который перемещает нефть из резервуара для хранения, как только уровень поднимается выше заданного значения уровня в резервуаре, и останова насоса, как только уровень текучей среды падает ниже заданного значения уровня.
7) Использование измерения давления в основном нефтедобывающем магистральном трубопроводе для регулирования выходного давления нефти из резервуара для хранения в насосе для повышения давления до давления,
1)
которое выше давления в магистральном трубопроводе, так что нефть, перемещаемая из резервуара для хранения, может смешиваться с основной продукцией с платформы.
Далее воплощения настоящего изобретения описаны более подробно, только посредством примеров со ссылкой на приложенные чертежи, где:
на Фиг. 1 схематически показан вид сбоку платформы для добычи нефти и/или газа для применения с ней устройства и способа по настоящему изобретению;
на Фиг. 2 схематически показан вид сбоку системы удаления твердых веществ согласно настоящему изобретению;
на Фиг. 3 схематически показан вид с торца струйного наконечника для псевдоожижения в системе удаления твердых веществ по Фиг. 2, и
на Фиг. 2 схематически показан вид сбоку трехфазного сепаратора и устройства для повышения давления согласно настоящему изобретению.
На Фиг. 1 показана схема платформы 103 для добычи нефти и/или газа с опорной плитой 104 для бурения, которая имеет четыре скважины 105, пробуренные в различные продуктивные пласты 106 и 109. Морское дно обозначено позицией 101, а поверхность моря обозначена позицией 102. На Фиг. 1 все четыре скважины являются добывающими, однако скважина 107 была обеднена быстрее, чем другие, и в результате ее дебит ниже, и выносимые твердые вещества, обычно песок, не полностью удалены из скважины, а осели, как показано в виде слоя твердых веществ, обозначенного позицией 108. Без какого-либо вмешательства для очистки от этих твердых веществ, скважина 107 прекратит пропускать поток полностью, что приведет к более низкой продуктивности платформы в целом. К тому же, поскольку скважина 107 была обеднена быстрее, давление в пласте 109 ниже, чем в других пластах 106, так что нефть, добываемая из скважины 107, находится при более низком давлении. В результате продукция из этой скважины 107 не может быть непосредственно смешана с продукцией других скважин, добывающих из 106, поскольку это приведет к тому, что поток из них будет протекать вниз в скважину 107 и в обедненный пласт 109.
Ниже описаны различные воплощения настоящего изобретения, которые могут преодолеть или устранить такие ограничения.
На Фиг. 2 и 3 показана схема системы 200 удаления твердых веществ, которую можно использовать для восстановления скважины 107, показанной на Фиг.1.
Система 200 включает струйный наконечник 204 для псевдоожижения, выполненный с возможностью размещения в слое 203 твердых веществ на дне скважины 201. Первый протяженный трубопровод 207 проходит от наконечника 204 и выполнен с возможностью соединения с источником (не показан) псевдоожижающей жидкости, такой как вода. Второй протяженный трубопровод 208 проходит от наконечника 204 и выполнен с возможностью соединения с блоком отделения твердых веществ (показан на Фиг. 4), расположенным над скважиной 201. Наконечник 204 включает форсунки 209 для выпуска текучей среды, находящиеся в сообщении по текучей среде с первым протяженным трубопроводом 207, и вход 206 для псевдоожиженной смеси твердых веществ в псевдоожижающей жидкости, находящийся в сообщении по текучей среде со вторым протяженным трубопроводом 208. Первый и второй протяженные трубопроводы 207, 208 расположены коаксиально, и первый протяженный трубопровод 207 кольцеобразно окружает второй протяженный трубопровод 208.
Показанная на Фиг. 2 скважина 201 имеет пониженную производительность, так что твердые вещества больше не удаляются в потоке и накапливаются в слое 203 твердых веществ в течение периода времени. Колонну 202 гибких труб, состоящую из двух концентрических труб, определяющих первый протяженный трубопровод 207 и второй протяженный трубопровод 208, опускают в скважину 201 так, что струйный наконечник 204 для псевдоожижения на ее нижнем конце размещают внутри слоя 203 твердых веществ. В этом воплощении, как показано на Фиг. 2, конец струйного наконечника 204 обычно имеет восемь форсунок 209 для выпуска текучей среды. Специалисту в данной области техники понятно, что количество форсунок 209 может быть меньше или больше этого количество, и их размеры могут быть определены для обеспечения подходящих свойств струи и псевдоожижающих свойств.
Двойная концентрическая колонна гибких труб 202 имеет внешний кольцеобразный трубопровод 207, определяющий входной канал потока, и внутренний круглый трубопровод 208, определяющий выходной канал потока.
Текучую среду, обычно воду, закачивают вниз по кольцеобразному трубопроводу 207 и выпускают в виде струй через форсунки 209 в слой 203 твердых веществ, как показано стрелками 205. Это обеспечивает псевдоожижение твердых веществ вблизи струйного наконечника 204. Псевдоожиженная смесь выпущенной в виде струй текучей среды и твердых веществ выходит через внутренний круглый трубопровод 208 двойной колонны 202 гибких труб, как показано стрелками, обозначенными позицией 206.
Струйный наконечник 204 для псевдоожижения размещен в первом положении по вертикали в слое 203 твердых веществ. После того, как содержание твердых веществ в смеси снижено, струйный наконечник 204 для псевдоожижения можно опустить во второе положение по вертикали в слое 203 твердых веществ.
Обычно псевдоожижающую жидкость подают в форсунки 209 для выпуска текучей среды при абсолютном давлении от 0,05 до 0,25 МПа (от 0,5 до 2,5 бар) и/или при расходе от 50 до 250 л/мин. Давление и расход псевдоожижающей жидкости может меняться в зависимости от глубины скважины, размера трубопровода и т.д.
По мере удаления слоя 203 твердых веществ, колонну 202 гибких труб постепенно опускают дальше в скважину 201, пока не удален слой 203 твердых веществ. Твердые вещества, удаляемые из скважины 201, могут быть покрыты углеводородами, так что они должны быть отделены и очищены прежде чем их можно будет отправить в отходы подходящим образом. Предпочтительно этого достигают с использованием установки и способа, раскрытых в патентной заявке UK 1420257.6.
После того, как слой 203 твердых веществ удален, скважина 201 больше не забита, и ее можно обратно присоединить к технологической линии, поскольку она может добывать больше нефти, чем до процесса восстановления. Однако специалистам в данной области техники понятно, что из-за обеднения пласта добыча из этой скважины будет происходить при более низком давлении, чем давление в других скважинах на той же добывающей платформе. Следовательно, твердые вещества, по видимому, начнут снова накапливаться, но это займет некоторое время и в определенный период времени достигают экономически целесообразной дополнительной добычи
нефти. К тому же, можно неоднократно проводить дальнейшее восстановление с использованием такого же процесса, как описано в этом документе.
На Фиг. 4 показана схема трехфазного сепаратора и устройства для повышения давления, которые представляют другое воплощение этого изобретения.
На Фиг. 4 показана установка для отделения твердых частиц от углеводородсодержащей текучей среды, добываемой на оборудовании для добычи нефти и/или газа. Оборудование включает три скважины 300, названные скважинами 1, 2 и 3, соединенные с первичным добывающим трубопроводом в форме общего магистрального трубопровода 309. Понятно, что количество скважин 300 может быть большим или меньшим в любой конкретной реализации.
Первичный добывающий трубопровод 309 имеет расположенную выше по потоку часть 320 и расположенную ниже по потоку часть 322. К расположенной выше по потоку части 320 присоединен по меньшей мере один трехходовой клапан 301. Клапан 301 имеет первый выход 324, находящийся в сообщении по текучей среде с первичным добывающим трубопроводом 309, второй выход 326, находящийся в сообщении по текучей среде с блоком отделения твердых частиц, выполненным в общем как 328, и вход 330, выполненный с возможностью соединения со скважиной 300 для добычи нефти и/или газа. Первый и второй выходы 324, 326 клапана 301 выполнены с возможностью селективного соединения с расположенным выше по потоку концом 320 или с блоком 328 отделения твердых частиц. Клапан 301 или каждый из клапанов 301 выполнены с возможностью приведения в действие для выбора между соответствующими первым и вторым выходами 324, 326.
По меньшей мере один клапан 301 включает трехходовые клапаны 301, соединенные с расположенной выше по потоку частью 320. Каждый трехходовой клапан 301 имеет первый выход 324, находящийся в сообщении по текучей среде с первичным добывающим трубопроводом 309, второй выход 326, находящийся в сообщении по текучей среде с блоком 328 отделения твердых частиц, возможно через двухпозиционный клапан, и вход 330, при эксплуатации соединенный со скважиной 300 для добычи нефти и/или газа. Первый и второй выходы 324, 326 каждого трехходового клапана 301 выполнены с возможностью селективного соединения с расположенной выше
по потоку частью 320 или с блоком 328 отделения твердых частиц, и трехходовые клапаны 301 выполнены с возможностью приведения в действие по отдельности для выбора между соответствующими первым и вторым выходами 324, 326.
Датчик давления 344 может регистрировать давление текучей среды на входе 330 клапана. Может быть обеспечено устройство 344 управления клапаном для переключения входа 330 в сообщение по текучей среде со вторым выходом 326, когда зарегистрированное давление текучей среды ниже заданного порогового значения давления или когда разность давления между зарегистрированным давлением и давлением в первичном добывающем трубопроводе 309 превышает заданную минимальную разность давления.
Блок 328 отделения твердых частиц имеет общий магистральный трубопровод 310, с которым соединен каждый выход 326 непосредственно или посредством промежуточного трубопровода и/или соединительной системы клапанов.
Блок 328 отделения твердых частиц включает по меньшей мере один сепаратор 303, 304 твердых веществ и имеет первый выход 306 для твердых веществ и второй выход 332 для текучей среды. Второй выход 332 для текучей среды находится в сообщении по текучей среде со входом 334 сепаратора 305 текучей среды, имеющего выход 336 для жидкости и выход 338 для газа. Выход 336 для жидкости находится в сообщении по текучей среде с расположенной ниже по потоку частью 332 посредством возвратного трубопровода 340.
Для регулирования потока жидкости из сепаратора 335 текучей среды в расположенную ниже по потоку часть 322 по возвратному трубопроводу 340 обеспечен контроллер 313.
В возвратном трубопроводе 340 расположен насос 308 для повышения давления, предназначенный для повышения давления жидкости в возвратном трубопроводе 340 и перекачки жидкости под давлением в возвратном трубопроводе 340 в направлении от сепаратора 305 текучей среды к расположенной ниже по потоку части 322.
Контролер 313 выполнен с возможностью регулирования одного или более параметров из выходного давления насоса 308, расхода насоса 308 и функции включения /выключения насоса 308, в любом сочетании.
В этом воплощении контролер 313 выполнен с возможностью регулирования выходного давления насоса 305 так, чтобы оно было выше давления жидкости в первичном добывающем трубопроводе 309, предпочтительно на заданную минимальную разность давления.
Датчик 312 давления для измерения давления жидкости в первичном добывающем трубопроводе 309 соединен с контроллером 313, чтобы выдавать сигнал давления на контроллер 313 для регулирования выходного давления насоса 305.
Датчик 311 резервуара, предпочтительно датчик уровня жидкости, измеряет количество жидкости в резервуаре 342 сепаратора 305 текучей среды. Контроллер 313 выдает управляющий сигнал для регулирования потока жидкости из сепаратора 305 текучей среды в расположенную ниже по потоку часть 322 по возвратному трубопроводу 340, когда количество жидкости превышает заданное пороговое значение. Управляющий сигнал настроен так, чтобы вызывать или пропускать поток жидкости из сепаратора 305 текучей среды в расположенную ниже по потоку часть 322, когда уровень жидкости в резервуаре 342 сепаратора 305 текучей среды превышает заданное пороговое значение уровня. Управляющий сигнал может поддерживать уровень жидкости в резервуаре 342 сепаратора 305 текучей среды выше заданного минимального порогового значения уровня и/или ниже заданного максимального порогового значения уровня.
Насос 308 может быть предназначен для ограничения потока жидкости из расположенной ниже по потоку части 322 в сепаратор 305 текучей среды по возвратному трубопроводу 340, например, посредством обеспечения невозвратной конструкции. В проиллюстрированном воплощении в возвратном трубопроводе 340 расположен невозвратный клапан 314 между насосом 308 и первичным добывающим трубопроводом 309 для ограничения, предпочтительно предотвращения потока жидкости из расположенной ниже по потоку части 322 в сепаратор 305 текучей среды по возвратному трубопроводу 340. Невозвратный клапан 314 может быть саморегулирующимся так, что он открывается для пропускания через него потока в прямом направлении при заданном перепаде давления через невозвратный клапан 314. Альтернативно контроллер 313 может быть выполнен с возможностью регулирования невозвратного клапана, чтобы открывать его для пропускания потока через него
в прямом направлении при заданном давлении в возвратном трубопроводе 340 выше по потоку от невозвратного клапана 314 или при заданном перепаде давления через невозвратный клапан 314. Контроллер 313 может быть выполнен с возможностью регулирования невозвратного клапана 314, чтобы открывать его для обеспечения протекания через него потока в прямом направлении, когда заданное давление в возвратном трубопроводе 340 выше по потоку от невозвратного клапана 314 выше давления жидкости в первичном добывающем трубопроводе 309 на заданную минимальную разность давления.
Газовый компрессор 316 возможно соединен с выходом 338 для газа сепаратора 305 текучей среды для обеспечения подачи сжатого газа из сепаратора 305 текучей среды. Обычно выход 307 газового компрессора 316 соединен с газовым добывающим трубопроводом (не показан) оборудования для добычи газа. Контроллер 313 может быть выполнен с возможностью регулирования выходного давления газового компрессора 316 так, чтобы оно было выше давления газа в газовом добывающем трубопроводе, возможно на заданную минимальную разность давления.
Следовательно, обеспечены настройки трехходовых клапанов 301 и двухпозиционных клапанов 302, которые позволяют направлять поток из любой скважины или группы скважин 300 либо в главный добывающий магистральный трубопровод 315, или через второй магистральный трубопровод 310 в трехфазный сепаратор и устройство для повышения давления. Давление в магистральном трубопроводе 310 может быть ниже, чем давление в добывающем магистральном трубопроводе 309 например, равно атмосферному давлению. Если поток из скважины 1 выходит из обедненного пласта, эксплуатируемого при более низком давлении и также выносит песок, как описано в других воплощениях этого изобретения, тогда поток из этой скважины больше не направляют в основной добывающий магистральный трубопровод 309, но направляют через магистральный трубопровод 310 в сепаратор и систему повышения давления. Этого достигают посредством регулирования клапана 301 в скважине 1 и открывания клапана 302 скважины 1 так, что поток из скважины больше не поступает в основной добывающий магистральный трубопровод 309, но его направляют в магистральный трубопровод 310. Поток из магистрального трубопровода 310 вначале направляют в первую установку 303 для отделения твердых веществ, как
показано на Фиг.4. Предпочтительно сепаратор является таким, как описанный в патентной заявке UK 1420257.6, однако специалистам в данной области техники понятно, что он может представлять собой другой тип сепаратора твердых веществ. Текучая среда, из которой удалили твердые вещества, выходит из верха установки 303, и его направляют во второй сепаратор 304 твердых частиц. В некоторых вариантах реализации будет достаточно одного сепаратора твердых веществ, но в других вариантах реализации может потребоваться более двух сепараторов, но предпочтительно используют систему из двух сепараторов твердых веществ. Твердые вещества, отделенные с помощью 303 и 304, собирают на дне сепараторов, и они покидают систему, как показано стрелкой 306. Текучая среда, дополнительно очищенная от твердых веществ, выходит из 304, и ее подают в сепаратор нефти/газа и резервуар 305 для хранения текучей среды, показанный на Фиг. 4.
Газ, отделенный от потока, выходит из 305 сверху, как обозначено позицией 307, и его собирают или сжигают в факеле хорошо известным способом. Возможно компрессор 316 используют для повышения давления газа до давления другого добываемого газа на платформе, так что собранный газ смешивают с основным добываемым газом.
Отделенную нефть собирают на дне резервуара 305, который снабжен датчиком 311 уровня, как описано в других воплощениях этого изобретения и схематически проиллюстрировано. Также измеряют давление в основном добывающем магистральном трубопроводе, используя датчик 312 давления. Уровень текучей среды как в сепараторе нефти/газа, так и в резервуаре 305 для хранения текучей среды и давление, измеренное в магистральном трубопроводе 309 связаны с контроллером 313. Дополнительно обеспечен насос 308 для повышения, также соединенный с контроллером 313. Контроллер запрограммирован так, чтобы использовать эти измерения для поддержания уровня в резервуаре 305 для хранения на заданном уровне, например, посередине резервуара. Как только уровень текучей среды в резервуаре 305 для хранения достигает определенного уровня выше середины, контроллер 313 приводит в действие насос 308 для повышения давления, и давление текучей среды перекачиваемой из резервуара 305 для хранения, повышают до давления, которое выше давления основного добываемого потока в магистральном трубопроводе 309, измеренного датчиком 312 давления. Насос
308 для повышения давления продолжает снижать уровень жидкости в резервуаре 305 для хранения до тех пор, пока он не достигнет заданного уровня ниже середины, и в этот момент времени насос 308 для повышения давления прекращает перекачку. Невозвратный клапан 314 предотвращает возврат добываемой текучей среды обратно в сторону трехфазного сепаратора. Эта невозвратная функция может быть присуща насосу 308 для повышения давления как таковому. При выключении насоса 308 для повышения давления уровень в резервуаре 305 для хранения начинает снова повышаться, поскольку добыча из скважины 1 продолжается, и добываемый поток пропускают через сепараторы 303, 304. Как только уровень жидкости в резервуаре 305 для хранения опять повышается до заданного уровня выше середины, насос для повышения давления приводят в действие и цикл повторяют. Контроллер 313 может быть связан с отображающим устройством (не показано), где можно отображать измеренные параметры и состояние насоса. Предпочтительно насос 308 для повышения давления приводят в действие автоматически, как описано, но его может включать и выключать вручную оператор, который действует в ответ на отображаемые измеренные данные.
В упрощенной форме датчик 312 давления не требуется и насос 308 для повышения давления повышает давление нефти, удаляемой из резервуара 305 для хранения, посредством откачки от невозвратного клапана 314. Как только давление этой нефти становится выше давления нефти в добывающем магистральном трубопроводе 309, невозвратный клапан 314 открывается и нефть повышенного давления из резервуара 305 для хранения поступает в основной добываемый поток 315. В этом случае наосом 308 для повышения давления управляют с помощью контроллера 313, который использует только данные измерения уровня текучей среды в резервуаре 305 для хранения, обеспечиваемые датчиком 311. В этом воплощении датчик 312 давления отсутствует на Фиг. 4, и контроллер 313 имеет один вход от датчика 311, и выходной сигнал от 313 включает и выключает насос 308 для повышения давления или регулирует его скорости, как показано на Фиг. 4 и описано ранее, используя уровень текучей среды в резервуаре 305 для хранения.
Собранную в резервуаре 305 для хранения продукцию из скважины 1 низкого давления вначале очищают от твердых частиц и газа, как описано, и
затем повышают давление до такого давления, при котором ее можно смешивать с продукцией из других скважин, например, скважин 2 и 3, для того, чтобы внести вклад в общую производительность платформы, как проиллюстрировано позицией 315.
Используя установку и способ по описанному в этом документе предпочтительному воплощению, низкопродуктивную нефтяную скважину или группу нефтяных скважин, на которые оказало отрицательное влияние накопление твердых веществ в скважине или скважинах, можно восстановить посредством удаления твердых веществ и очистки. В экстремальных ситуациях скважина или скважины могут даже прекращать добычу нефти из-за этого накопления, и после восстановления могут возвращаться к добыче нефти. Продукцию из низкопродуктивной скважины или скважин можно очистить от любого количества выносимых твердых веществ, которые обычно представляют собой песок, и любого количества добываемого газа. После этого добываемую нефть собирают и затем повышают ее давление до более высокого давления, чтобы ее можно было смешивать с нефтью, добываемой из других скважин на той же платформе. Такая система позволит продолжать добычу нефти из этих скважин, пусть даже и при низком темпе, и вносить вклад в увеличение общей производительности платформы. Это также продлевает срок службы платформы и обеспечивает значительные преимущества по сравнению с современной практикой.
Настоящее изобретение может быть реализовано во многих различных формах, и его не следует ограничивать воплощениями, изложенными в этом документе; напротив, эти воплощения представлены для того, чтобы это описание было подробным и полным и в полной мере доносило до сведения специалистов в данной области техники концепцию изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Установка для отделения твердых частиц от углеводородсодержащей текучей среды, добываемой на оборудовании для добычи нефти и/или газа, включающая первичный добывающий трубопровод, имеющий расположенную выше по потоку часть и расположенную ниже по потоку часть, по меньшей мере один клапан, соединенный с расположенной выше по потоку частью и имеющий первый выход, находящийся в сообщении по текучей среде с первичным добывающим трубопроводом, второй выход, находящийся в сообщении по текучей среде с блоком отделения твердых частиц, и вход, выполненный с возможностью соединения со скважиной для добычи нефти и/или газа, где первый и второй выходы клапана выполнены с возможностью селективного соединения с расположенной выше по потоку частью или с блоком отделения твердых частиц, и клапан выполнен с возможностью приведения в действие для выбора между соответствующими первым и вторым выходами; блок отделения твердых частиц, включающий по меньшей мере один сепаратор твердых веществ и имеющий первый выход для твердых веществ и второй выход для текучей среды, причем второй выход находится в сообщении по текучей среде со входом сепаратора текучей среды, имеющего выход для жидкости и выход для газа, при этом выход для жидкости находится в сообщении по текучей среде с расположенной ниже по потоку частью посредством возвратного трубопровода; контроллер для регулирования потока жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть по возвратному трубопроводу и насос для повышения давления в возвратном трубопроводе для повышения давления жидкости в возвратном трубопроводе и перекачивания жидкости под давлением в возвратном трубопроводе в направлении от сепаратора текучей среды к расположенной ниже по потоку части, при этом контроллер выполнен с возможностью регулирования одного или более параметров из выходного давления насоса, расхода на насосе и функции включения/выключения насоса, в любом сочетании.
2. Установка по п.1, в которой контроллер выполнен с возможностью регулирования выходного давления насоса так, чтобы оно превышало давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе.
1.
3. Установка по п.2, в которой контроллер выполнен с возможностью регулирования выходного давления насоса так, чтобы оно превышало давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе на заданную минимальную разность давления.
4. Установка по п.2 или п.З, дополнительно включающая датчик давления для измерения давления жидкости в первичном добывающем трубопроводе, причем датчик давления соединен с контроллером для передачи сигнала давления на контроллер, чтобы регулировать выходное давление насоса.
5. Установка по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающая датчик резервуара для измерения количества жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды, и контроллер выполнен с возможностью выдачи управляющего сигнала для регулирования потока жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть по возвратному трубопроводу, когда количество жидкости превышает заданное пороговое значение.
6. Установка по п.5, в которой датчик резервуара представляет собой датчик уровня жидкости.
7. Установка по п.6, в которой управляющий сигнал настроен так, чтобы вызывать или пропускать поток жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть, когда уровень жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды превышает заданное пороговое значение.
8. Установка по п.6 или п.7, в которой управляющий сигнал настроен так, чтобы поддерживать уровень жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды выше заданного минимального порогового значения уровня и/или ниже заданного максимального порогового значения уровня.
9. Установка по любому из предшествующих пунктов, в которой насос предназначен для ограничения потока жидкости из расположенной ниже по потоку части в сепаратор текучей среды по возвратному трубопроводу.
1.
10. Установка по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающая невозвратный клапан в возвратном трубопроводе между насосом и первичным добывающим трубопроводом для ограничения потока жидкости из расположенной ниже по потоку части в сепаратор текучей среды по возвратному трубопроводу.
11. Установка по п. 10, в которой невозвратный клапан является саморегулирующимся так, что он открывается для пропускания через него потока в прямом направлении при заданном перепаде давления в невозвратном клапане.
12. Установка по п. 10, в которой контроллер выполнен с возможностью регулирования невозвратного клапана так, чтобы открывать его для пропускания через него потока в прямом направлении при заданном давлении в возвратном трубопроводе выше по потоку от невозвратного клапана или при заданном перепаде давления в невозвратном клапане.
13. Установка по п. 12, в которой контроллер выполнен с возможностью регулирования невозвратного клапана так, чтобы открывать его для пропускания потока через него в прямом направлении, когда заданное давление в возвратном трубопроводе выше по потоку от невозвратного клапана превышает давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе на заданную минимальную разность давления.
14. Установка по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающая газовый компрессор, соединенный с выходом для газа сепаратора текучей среды для обеспечения подачи сжатого газа из сепаратора текучей среды.
15. Установка по п. 14, в которой выход газового компрессора соединен с газовым добывающим трубопроводом оборудования по добыче газа.
1.
16. Установка по п. 15, в которой контроллер выполнен с возможностью регулирования выходного давления газового компрессора так, чтобы оно превышало давление газа в газовом добывающем трубопроводе.
17. Установка по п. 16, в которой контроллер выполнен с возможностью регулирования выходного давления газового компрессора так, чтобы оно превышало давление газа в газовом добывающем трубопроводе на заданную минимальную разность давления.
18. Установка по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающая датчик давления для регистрации давления текучей среды на входе клапана и управляющее устройство клапана для переключения входа на сообщение по текучей среде со вторым выходом, когда зарегистрированное давление текучей среды ниже заданного порогового значения давления или когда разность давления между зарегистрированным давлением и давлением в первичном добывающем трубопроводе превышает заданную минимальную разность давления.
19. Установка по любому из предшествующих пунктов, в которой по меньшей мере один клапан включает множество трехходовых клапанов, соединенных с расположенной выше по потоку частью, каждый трехходовой клапан имеет первый выход, находящийся в сообщении по текучей среде с первичным добывающим трубопроводом, второй выход, находящийся в сообщении по текучей среде с блоком отделения твердых частиц, и вход, выполненный с возможностью соединения со скважиной для добычи нефти и/или газа, где первый и второй выходы каждого трехходового клапана выполнены с возможностью селективного соединения с расположенной выше по потоку частью или блоком отделения твердых частиц, и трехходовые клапаны выполнены с возможностью приведения в действия по отдельности для выбора между соответствующими первым и вторым выходом.
20. Установка по п. 19, в которой блок отделения твердых частиц имеет общий магистральный трубопровод, к которому присоединен каждый второй
1.
выход непосредственно или посредством промежуточного трубопровода и/или соединительной системы клапанов.
21. Способ отделения твердых частиц от углеводородсодержащей текучей среды, добываемой на оборудовании для добычи нефти и/или газа, включающий стадии:
(i) подачу углеводородсодержащей текучей среды, добываемой из скважины для добычи нефти и/или газа, в расположенную выше по потоку часть первичного добывающего трубопровода;
(ii) селективное отведение текучей среды из первичного добывающего трубопровода в блок отделения твердых частиц, если текучая среда имеет содержание твердых частиц выше конкретного порогового значения и/или давление ниже конкретного порогового значения;
(III) отделение углеводородсодержащей текучей среды в блоке отделения твердых частиц с получением выходящего потока твердых частиц и выходящего потока текучей среды;
(iv) разделение выходящего потока текучей среды на выходящий поток жидкости и выходящий поток газа в сепараторе текучей среды;
(v) повышение давления выходящего потока жидкости и
(vi) перекачку посредством насоса выходящего потока жидкости
повышенного давления в расположенную ниже по потоку часть первичного
добывающего трубопровода по возвратному трубопроводу.
22. Способ по п.21, в котором повышение давления на стадии (v) и перекачку на стадии (vi) осуществляют с помощью насоса для повышения давления.
23. Способ по п.22, в котором повышение давления на стадии (v) и перекачку на стадии (vi) осуществляют посредством регулирования одного или более параметров из выходного давления насоса, расхода на насосе и/или функции включения/выключения насоса, в любом сочетании.
24. Способ по любому из пп.21-23, в котором повышение давления на стадии (v) и перекачку на стадии (vi) осуществляют посредством регулирования
22.
давления жидкости повышенного давления так, чтобы оно превышало давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе.
25. Способ по п.24, в котором давление жидкости повышенного давления регулируют так, чтобы оно превышало давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе на заданную минимальную разность давления.
26. Способ по п.24 или п.25, дополнительно включающий измерение давления жидкости в первичном добывающем трубопроводе для обеспечения сигнала давления, который используют для регулирования давления жидкости повышенного давления.
27. Способ по любому из пп.21-26, дополнительно включающий измерение количества жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды и регулирование потока жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть по возвратному трубопроводу, когда количество жидкости превышает заданное пороговое значение.
28. Способ по п.27, в котором датчик резервуара представляет собой датчик уровня жидкости.
29. Способ по п.28, в котором регулирование вызывает или пропускает поток жидкости из сепаратора текучей среды в расположенную ниже по потоку часть, когда уровень жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды превышает заданное пороговое значение уровня.
30. Способ по п.28 или п.29, в котором уровень жидкости в резервуаре сепаратора текучей среды поддерживают выше заданного минимального порогового значения уровня и/или ниже заданного максимального порогового значения уровня.
31. Способ по любому из пп.21-30, в котором насос предназначен для ограничения потока жидкости из расположенной ниже по потоку части в сепаратор текучей среды по возвратному трубопроводу.
27.
32. Способ по любому из пп.21-31, в котором в возвратном трубопроводе
обеспечивают невозвратный клапан между насосом и первичным добывающим
трубопроводом для ограничения потока жидкости из расположенной ниже по
потоку части в сепаратор текучей среды по возвратном трубопроводу.
33. Способ по п.32, в котором невозвратный клапан является саморегулирующимся так, что он открывается для пропускания через него потока в прямом направлении при заданном перепаде давления в невозвратном клапане.
34. Способ по п.32, дополнительно включающий регулирование невозвратного клапана так, чтобы открывать его для пропускания через него потока в прямом направлении при заданном давлении в возвратном трубопроводе выше по потоку от невозвратного клапана или при заданном перепаде давления в невозвратном клапане.
35. Способ по п.34, в котором невозвратный клапан регулируют так, чтобы открывать его для пропускания потока через него в прямом направлении, когда заданное давление в возвратном трубопроводе выше по потоку от невозвратного клапана превышает давление жидкости в первичном добывающем трубопроводе на заданную минимальную разность давления.
36. Способ по любому из пп.21-35, дополнительно включающий регистрацию давления текучей среды в углеводородсодержащей текучей среде и переключение углеводородсодержащей текучей среды на сообщение по текучей среде с блоком отделения твердых частиц, когда зарегистрированное давление текучей среды ниже заданного порогового значения давления или когда разность давления между зарегистрированным давлением и давлением в первичном добывающем трубопроводе превышает заданную минимальную разность давления.
37. Способ по любому из пп.21-36, в котором отведение на стадии (II)
выполняют посредством трехходового клапана, соединенного с расположенной
выше по потоку частью, причем трехходовой клапан имеет первый выход, находящийся в сообщении по текучей среде с первичным добывающим трубопроводом, второй выход, находящийся в сообщении по текучей среде с блоком отделения твердых частиц, и вход, соединенный со скважиной для добычи нефти и/или газа, где первый и второй выходы трехходового клапана выполнены с возможностью селективного соединения с расположенной выше по потоку частью или блоком отделения твердых частиц.
38. Способ по п.37, в котором оборудование для добычи нефти и/или газа включает скважины, и углеводородсодержащую текучую среду, добываемую из скважин для добычи нефти и/или газа, подают одновременно в расположенную выше по потоку часть первичного добывающего трубопровода, и на стадии (ii) отведение выполняют посредством трехходовых клапанов, соединенных с расположенной выше по потоку частью, причем каждый трехходовой клапан имеет соответствующий вход, соединенный с соответствующей скважиной для добычи нефти и/или газа, и трехходовые клапаны выполнены с возможностью приведения в действие по отдельности для соединения соответствующей скважины с первичным добывающим трубопроводом или с блоком отделения твердых частиц.
39. Способ по п.38, в котором блок отделения твердых частиц имеет общий магистральный трубопровод, к которому присоединен соответствующий второй выход каждого трехходового клапана непосредственно или посредством промежуточного трубопровода и/или соединительной системы клапанов.
40. Система удаления твердых частиц в нефтяной скважине,
включающая струйный наконечник для псевдоожижения, выполненный с
возможностью размещения в слое твердых веществ на дне скважины, первый
протяженный трубопровод, проходящий от наконечника и выполненный с
возможностью соединения с источником псевдоожижающей жидкости, второй
протяженный трубопровод, проходящий от наконечника и выполненный с
возможностью соединения с блоком отделения твердых веществ,
расположенным над скважиной, где наконечник включает форсунки для
выпуска текучей среды, находящиеся в сообщении по текучей среде с первым
протяженным трубопроводом, и вход для псевдоожиженной смеси твердых веществ в псевдоожижающей жидкости, находящийся в сообщении по текучей среде со вторым протяженным трубопроводом.
41. Система удаления твердых частиц по п.40, в которой первый и второй
протяженные трубопроводы являются коаксиальными.
42. Система удаления твердых частиц по п.41, в которой первый протяженный трубопровод окружает второй протяженный трубопровод.
43. Способ удаления твердых веществ из нефтяной скважины, включающий стадии:
a) размещение струйного наконечника для псевдоожижения в слое твердых веществ на дне скважины, где наконечник включает форсунки для выпуска текучей среды;
b) подачу псевдоожижающей жидкости в форсунки для выпуска текучей среды из первого протяженного трубопровода, проходящего вверх от наконечника и соединенного с источником псевдоожижающей жидкости;
c) выпуск струй псевдоожижающей жидкости из форсунок для выпуска текучей среды для псевдоожижения твердых веществ вблизи наконечника в пределах псевдоожижающей жидкости, чтобы образовать псевдоожиженную смесь твердых веществ в псевдоожижающей жидкости;
d) удаление псевдоожиженной смеси из слоя твердых веществ через вход наконечника, причем вход находится в сообщении по текучей среде со вторым протяженным трубопроводом, проходящим вверх от наконечника, и
e) транспортировку псевдоожиженной смеси в блок отделения твердых веществ, расположенный над скважиной.
44. Способ по п.43, в котором первый и второй протяженные трубопроводы являются коаксиальными.
45. Способ по п.44, в которой первый протяженный трубопровод окружает
второй протяженный трубопровод.
46. Способ по любому из пп.43-45, в котором на стадии (а) наконечник для псевдоожижения располагают в первом положении по вертикали в слое твердых веществ, и после того, как содержание твердых веществ уменьшено, наконечник для псевдоожижения опускают до второго положения по вертикали в слое твердых веществ.
47. Способ по любому из пп.43-46, в котором псевдоожижающую жидкость подают в форсунки для выпуска текучей среды при абсолютном давлении от 0,05 МПа до 0,25 МПа (от 0,5 до 2,5 бар).
48. Способ по любому из пп.43-47, в котором псевдоожижающую жидкость подают в форсунки для выпуска текучей среды при расходе от 50 до 250 л/мин.
49. Способ по любому из пп.43-48, в котором псевдоожижающая жидкость представляет собой воду.
50. Установка по любому из пп.1-20, в которой первичный добывающий трубопровод находится в сообщении по текучей среде со вторым протяженным трубопроводом системы по любому из пп.40-42.
51. Способ по любому из пп.21-39, в котором текучая среда, отводимая на стадии (ii), включает псевдоожиженную смесь, полученную на стадии (е) способа по любому из пп.43-49.
46.
46.
Отделение твердых частиц при добыче нефти и/или газа
2/3
(19)
(19)
(19)