Модульная установка для обработки потока композиции обратного притока и способы его обработки
Группа изобретений относится к обработке потока композиции обратного притока из устья нефтегазодобывающей скважины. Способ по первому варианту включает прием потока композиции обратного притока из устья скважины, причем поток композиции обратного притока имеет первую скорость потока и первое давление, регулирование первой скорости потока до достижения второй скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения второго давления, которое отличается от первого давления, подачу потока композиции обратного притока в сепаратор, разделение потока композиции обратного притока на первый поток газа и конденсированный поток, регулирование первого потока газа до достижения третьего давления и третьей скорости потока, подачу конденсированного потока в дегазатор, удаление газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока, сжатие газа, обогащенного диоксидом углерода, до достижения третьего давления первого потока газа, смешивание газа, обогащенного диоксидом углерода, с первым потоком газа с образованием второго потока газа, имеющего третью скорость потока и третье давление, подачу второго потока газа в регулятор потока и регулирование третьей скорости потока второго потока газа посредством регулирования третьего давления второго потока газа до достижения четвертого давления, которое отличается от третьего давления. Обеспечивается модульная организация извлечения газа, возможность повторного использования компонентов потока и рециркуляция, обеспечивается безводная технология. 4 н. и 17. з.п. ф-лы, 5 ил.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Рассмотренные в настоящем описании воплощения в основном относятся к модульным установкам для обработки и, в частности, к способам и системам для селективной обработки композиции обратного притока (flow back composition), которую отбирают из устья скважины.
Поскольку во всем мире возрастает спрос на добычу нефти и природного газа, в этой промышленности продолжают разрабатывать все более сложные для эксплуатации нефтегазоносные залежи и, в частности, залежи, разработка которых может считаться экономически невыгодной из-за низкой проницаемости формации. В настоящее время применяют гидравлическую стимуляцию, также называемую гидравлическим разрывом, с использованием жидкостей для разрыва пласта, полученных на основе воды, при которой находящаяся под давлением жидкость раскалывает геологическую формацию. Обычно воду смешивают с расклинивающими агентами, которые представляют собой твердые материалы, такие как песок и оксид алюминия, и смесь вводят под высоким давлением в ствол скважины, создавая внутри геологической формации мелкие трещины, по которым в ствол скважины могут попадать текучие среды, такие как газ, нефть и соленая вода. После того как гидравлическое давление перестает действовать на ствол скважины и как только геологическая формация достигает равновесия, небольшие частицы расклинивающего агента удерживают трещины в открытом состоянии. Когда жидкость для разрыва пласта вытекает назад через ствол скважины, образующаяся текучая среда может состоять из отработанных текучих сред, природного газа, природного газоконденсата, нефти и соленых вод. Кроме того, природные пластовые воды могут втекать в ствол скважины, и для них может потребоваться обработка или утилизация. Эти текучие среды, обычно называемые потоком композиции обратного притока, могут быть направлены на обработку поверхностных отработанных вод.
Применение гидравлического разрыва потенциально может вызывать экологические проблемы, которые включают обработку больших объемов загрязненной воды, получаемой при выполнении этапа работы скважины в режиме обратного притока, и повышенное потребление локальных запасов пресной воды, в частности, в безводных областях или иных областях, испытывающих недостаток воды. Таким образом, необходимость применения больших объемов чистой воды для гидравлического разрыва может препятствовать использованию этого способа в некоторых областях. Гидравлический разрыв также может представлять техническую угрозу для месторождений, чувствительных к воде.
В по меньшей мере некоторых известных традиционных процедурах проведения разрыва воду, представляющую собой находящуюся под давлением текучую среду, заменяют другими текучими средами, такими как диоксид углерода, азот, пены и/или жидкий пропан. Хотя эти текучие среды, по сравнению с водой, обеспечивают более высокие исходные производительности и суммарную добычу углеводородов месторождения, все же могут возникать некоторые технологические сложности, связанные с обработкой потока обратного притока после стимуляции при использовании этих текучих сред, которые могут быть летучими при обычных температурах и давлениях. Эти сложности включают высокую изменчивость величин скорости потока, а также состава газа. Скорость потока обратного притока после стимуляции обычно изначально очень высока и может снижаться на несколько порядков величины в течение нескольких суток. Кроме того, состав газа может значительно изменяться. Например, при стимуляции скважины диоксидом углерода концентрация диоксида углерода в газе обратного притока изначально может быть высокой, например, более 90 об. %, и снижаться на порядок величины в течение нескольких суток. Традиционным способом работы с такими высокими скоростями потока и переменными параметрами при использовании этих летучих в нормальном состоянии текучих сред является выпуск газа обратного притока в атмосферу без процедуры извлечения, по меньшей мере в течение первых нескольких суток работы в режиме обратного притока. Выброс таких газообразных форм в атмосферу может приводить к неэффективному использованию текучих сред и/или неблагоприятным воздействиям на окружающую среду.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Один из аспектов изобретения относится к способу обработки потока композиции обратного притока из устья скважины. Способ включает прием потока композиции обратного притока из устья скважины, причем поток композиции обратного притока имеет первую скорость потока и первое давление. Способ также включает регулирование первой скорости потока до достижения второй скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения второго давления, которое отличается от первого давления. Способ дополнительно включает подачу потока композиции обратного притока в сепаратор. Способ также включает разделение потока композиции обратного притока на первый поток газа и конденсированный поток. Первый поток газа регулируют до достижения третьего давления и третьей скорости потока. Способ включает подачу конденсированного потока в дегазатор и удаление газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока. Способ дополнительно включает сжатие газа, обогащенного диоксидом углерода, до достижения третьего давления первого потока газа. Способ также включает смешивание газа, обогащенного диоксидом углерода, с первым потоком газа с образованием второго потока газа, имеющего третью скорость потока и третье давление. Способ дополнительно включает подачу второго потока газа в регулятор потока. Способ включает регулирование третьей скорости потока второго потока газа посредством регулирования третьего давления второго потока газа до достижения четвертого давления, которое отличается от третьего давления.
Другой аспект изобретения относится к модульной установке для обработки потока композиции обратного притока из устья скважины, имеющего первую скорость потока и первое давление. Модульная установка включает муфту в сборе, соединенную с устьем скважины и имеющую регулирующий клапан, предназначенный для приема потока композиции обратного притока. Регулирующий клапан предназначен для регулирования первой скорости потока до достижения второй скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения второго давления, которое отличается от первого давления. Выпускной узел соединен с сообщением по потоку с муфтой в сборе. Выпускной узел включает сепаратор, соединенный с сообщением по потоку с регулирующим клапаном и предназначенный для разделения потока композиции обратного притока на первый поток газа и конденсированный поток, включающий по меньшей мере один из следующих компонентов: газ, расклинивающий агент, нефть и воду. Дегазатор соединен с сообщением по потоку с сепаратором и предназначен для удаления газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока. Регулятор потока соединен с сообщением по потоку с сепаратором и дегазатором и предназначен для смешивания газа, обогащенного диоксидом углерода, и первого потока газа с образованием второго потока газа, имеющего третью скорость потока и третье давление, а также предназначен для регулирования третьей скорости потока посредством регулирования третьего давления до достижения четвертого давления, которое отличается от третьего давления.
Еще один аспект изобретения относится к способу сборки модульной установки для обработки потока композиции обратного притока из устья скважины. Способ включает присоединение муфты в сборе к устью скважины. Муфта в сборе включает регулирующий клапан, предназначенный для приема потока композиции обратного притока, имеющего первую скорость потока и первое давление, и для регулирования первой скорости потока до достижения второй скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения второго давления, которое отличается от первого давления. Способ включает присоединение сепаратора к регулирующему клапану с сообщением по потоку, причем сепаратор предназначен для разделения потока композиции обратного притока на первый поток газа, имеющий третье давление и третью скорость потока, и конденсированный поток. Способ также включает присоединение дегазатора к сепаратору с сообщением по потоку, причем дегазатор предназначен для удаления газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока. Способ дополнительно включает присоединение регулятора потока к сепаратору и дегазатору с сообщением по потоку, причем регулятора поток предназначен для смешивания газа, обогащенного диоксидом углерода, и первого потока газа с образованием второго потока газа, имеющего третью скорость потока и третье давление, а также предназначен для регулирования третьей скорости потока посредством регулирования третьего давления до достижения четвертого давления, которое отличается от третьего давления.
Дополнительный аспект изобретения относится к способу обработки потока композиции обратного притока из устья скважины. Способ включает прием потока композиции обратного притока из устья скважины, причем поток композиции обратного притока имеет начальную скорость потока и начальное давление. Способ включает регулирование начальной скорости потока до достижения промежуточной скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения промежуточного давления, которое меньше начального давления. Способ также включает подачу потока композиции обратного притока в сепаратор. Способ дополнительно включает разделение потока композиции обратного притока на первый поток газа и конденсированный поток, включающий по меньшей мере один из следующих компонентов: газ, расклинивающий агент, нефть и воду. Способ включает подачу конденсированного потока в дегазатор и удаление газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока. Способ включает смешивание газа, обогащенного диоксидом углерода, с первым потоком газа с образованием второго потока газа. Способ также включает подачу второго потока газа в регулятор потока. Способ дополнительно включает регулирование второго потока газа до достижения конечной скорости потока посредством регулирования второго потока газа до достижения конечного давления, которое меньше промежуточного давления.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Приведенные выше и другие признаки, аспекты и полезные эффекты изобретения станут более понятными после прочтения нижеследующего подробного описания со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых одинаковые детали обозначены одинаковыми позициями, где:
на Фиг. 1 схематично представлен пример воплощения модульной системы извлечения газа, присоединенной к стволу скважины, откуда поступает поток композиции обратного притока;
на Фиг. 2 схематично представлена модульная установка системы извлечения газа, изображенная на Фиг. 1;
на Фиг. 3 представлена блок-схема одного из примеров воплощения способа обработки потока композиции обратного притока;
на Фиг. 4 представлена блок-схема одного из примеров воплощения способа сборки модульной установки для обработки потока композиции обратного притока; и
на Фиг. 5 представлена блок-схема одного из примеров воплощения способа обработки потока композиции обратного притока.
Если не указано иное, то приведенные здесь чертежи иллюстрируют признаки воплощений настоящего изобретения. Эти признаки предположительно применимы к множеству разнообразных систем, включающих одно или более воплощений настоящего изобретения. Как таковые, чертежи не включают все традиционные признаки, которые, как должны понимать специалисты в данной области техники, необходимы для осуществления рассмотренных в настоящем описании воплощений.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В приведенном ниже описании и пунктах формулы изобретения будет упомянуты несколько терминов, которые согласно определению должны иметь следующие значения. Если из контекста не следует иное, формы единственного числа включают формы множественного числа. "Необязательный" или "необязательно" означает, что рассмотренное после этого термина событие или обстоятельство может произойти или может не произойти, и что описание включает примеры, в которых данное событие происходит, а также примеры, в которых данное событие не происходит.
Используемые в настоящем описании и формуле изобретения термины, описывающие приблизительность, могут модифицировать любую численную величину, имеющую допустимые вариации, которые не приводят к изменению основной функции, к которой относится величина. Соответственно, величина, модифицированная таким термином или терминами, как "приблизительно" и "по существу", не ограничена точной указанной величиной. В по меньшей мере некоторых случаях приближение может соответствовать точности прибора, измеряющего величину. Таким образом, в настоящем описании и формуле изобретения границы диапазонов могут быть скомбинированы и/или взаимно заменены, и эти диапазоны являются указанными и включают все содержащиеся в них поддиапазоны, если из контекста и структуры предложения не следует иное.
Воплощения, рассмотренные в настоящем описании, относятся к системам для извлечения и способам извлечения и повторного использования компонентов потока композиции обратного притока, выпускаемого из устья скважины. Воплощения также относятся к способам, системам и/или устройствам для регулирования потока композиции обратного притока с целью повышения производительности скважины. В воплощениях описаны системы и способы безопасной обработки больших объемов изменчивого обратного притока после стимуляции месторождения с применением текучих сред, являющихся газообразными при нормальных условиях, в качестве альтернативы традиционной водной стимуляции. В воплощениях также описаны системы и способы извлечения стимулирующих текучих сред для повторного использования. Следует понимать, что воплощения, рассмотренные в настоящем описании, включают множество различных типов оборудования устья скважины, а также следует понимать, что упоминание применения газообразного диоксида углерода в описании и на чертежах приведено только для примера. Пример воплощения модульной системы представляет собой систему для извлечения, с помощью которой производят рециркуляцию, хранение и/или утилизацию компонентов потока композиции обратного притока. С помощью системы для извлечения улавливают ряд компонентов, что позволяет эффективно эксплуатировать оборудование устья скважины в течение длительных периодов времени и/или при переменной скорости потока.
На Фиг. 1 представлен вертикальный вид сбоку системы 100 извлечения, присоединенной к стволу 102 скважины через устье 104 скважины. Система 100 извлечения предназначена для размещения на прискважинной площадке 106 внутри геологической формации 108, содержащей целевые добываемые текучие среды (флюиды) 110, пример которых включает, без ограничений, нефть. В представленном примере воплощения систему 100 извлечения применяют в нетрадиционных геологических формациях 108, примеры которых включают, без ограничений, плотный нефтяной коллектор и сланцевый газовый коллектор. В качестве альтернативы, систему 100 извлечения можно применять в любой геологической формации 108. Ствол 102 скважины бурят внутри геологической формации 108 и облицовывают обсадной трубой 112 скважины. Обсадная труба 112 скважины включает внутреннюю боковую стенку 114 и наружную боковую стенку 116, которые расположены по горизонтали и/или по вертикали внутри геологической формации 108. Внутренняя боковая стенка 114 ограничивает канал 118, сообщающийся по потоку с устьем 104 скважины. Обсадная труба 112 скважины может иметь любую ориентацию внутри геологической формации 108, которая позволяет системе 100 извлечения функционировать так, как указано в настоящем описании. Кроме того, обсадная труба 112 скважины может быть закрепленной или незакрепленной. В обсадной трубе 112 скважины проделано множество сквозных отверстий 120, позволяющих текучей среде 122, используемой для разрыва пласта, вытекать из канала 118 и течь в геологическую формацию 108 при осуществлении процесса разрыва пласта под давлением. После осуществления процесса разрыва пласта отверстия 120 позволяют нефтяной текучей среде 110 вытекать из геологической формации 108 в канал 118. Кроме того, канал 118 предназначен для приема и направления полученного потока 124 композиции обратного притока из геологической формации 108 в устье 104 скважины.
В представленном примере воплощения текучая среда 122, используемая для разрыва пласта, включает по меньшей мере один из следующих компонентов: жидкий диоксид углерода 126 и множество расклинивающих агентов 128. В альтернативных вариантах текучая среда 122, используемая для разрыва пласта, может включать воду, смешанную с жидким диоксидом углерода с образованием пенистой текучей среды для разрыва пласта. В альтернативных вариантах текучая среда 122, используемая для разрыва пласта, может включать текучую среду любого типа, позволяющую системе 100 извлечения функционировать так, как указано в настоящем описании. Кроме того, поток 124 композиции обратного притока включает по меньшей мере один из следующих компонентов: расклинивающий агент 128, газообразный диоксид углерода 130, воду 132, нефть 134, природный газ 136, природный газоконденсат 138, и другие побочные продукты (не показаны). Природный газоконденсат 138 может включать общеизвестные углеводороды, которые могут быть извлечены в виде конденсированной жидкости, в то время как природный газ 136 может включать в основном обогащенный метаном поток. Канал 118 предназначен для приема потока 124 композиции обратного притока и направления потока 124 композиции обратного притока в устье 104 скважины. Поток 124 композиции обратного притока имеет начальное давление, такое как, например, первое давление Р1, составляющее от приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм ("psi") до приблизительно 10000 фунтов на квадратный дюйм (от приблизительно 345 кПа до приблизительно 69 МПа). В частности, первое давление Р1 составляет от приблизительно 500 фунтов на квадратный дюйм до приблизительно 5000 фунтов на квадратный дюйм (от приблизительно 3,4 МПа до приблизительно 34 МПа). Кроме того, поток 124 композиции обратного притока в устье 104 скважины имеет начальную скорость потока, такую как, например, первую скорость F1 потока, составляющую от приблизительно 0,1 миллиона стандартных кубических футов в сутки ("scfd") до приблизительно 300 миллионов стандартных кубических футов в сутки (от приблизительно 2800 стандартных кубических метров в сутки до приблизительно 8,5 миллионов стандартных кубических метров в сутки). В частности, первая скорость F1 потока составляет от приблизительно 1 миллиона стандартных кубических футов в сутки до приблизительно 200 миллионов стандартных кубических футов в сутки (от приблизительно 28000 стандартных кубических метров в сутки до приблизительно 5,7 миллионов стандартных кубических метров в сутки). В альтернативных вариантах поток 124 композиции обратного притока может иметь любое давление и любую скорость потока.
На Фиг. 2 схематично представлена модульная установка 140 системы 100 извлечения. Система 100 извлечения включает модульную установку 140 и установку 142 для обработки газа, соединенные друг с другом съемным образом с сообщением по потоку. В представленном примере воплощения модульная установка 140 включает муфту 144 в сборе и выпускной узел 146. Модульная установка 140 сконструирована таким образом, что муфта 144 в сборе и выпускной узел 146 могут быть предварительно изготовлены в удаленном от места разработки производственном цехе (не показан) и доставлены в виде модульного блока на прискважинную площадку 106 с целью удобного и эффективного присоединения к устью 104 скважины. В альтернативных вариантах муфта 144 в сборе и выпускной узел 146 могут быть предварительно изготовлены в виде модульного блока и погружены на грузовую платформу (не показана) для мобильного применения системы 100 извлечения во множестве различных прискважинных площадок 106. Дополнительно, в альтернативных вариантах муфта 144 в сборе и выпускной узел 146 могут быть доставлены на прискважинную площадку 106 в виде набора (не показан) и удобным образом собраны в виде модульной установки 140 на прискважинной площадке 106.
В представленном примере воплощения установка 142 для обработки газа соединена с выпускным узлом 146. В одном из воплощений установка 142 для обработки газа может быть доставлена на прискважинную площадку 106 в виде модульного блока для удобного и эффективного присоединения к выпускному узлу 146. В альтернативных вариантах установка 142 для обработки газа может быть предварительно изготовлена и соединена с выпускным узлом 146 и доставлена в виде модульного блока вместе с выпускным узлом 146. Система 100 извлечения дополнительно включает коллектор 148, соединенный с сообщением по потоку с по меньшей мере одной из следующих установок: модульной установкой 140 и установкой 142 для обработки газа. В представленном примере воплощения коллектор 148 включает по меньшей мере одно из следующих устройств: автоцистерну 150, контейнер 152 для хранения и трубопровод 154. Коллектор 148 предназначен для сбора компонентов потока 124 композиции обратного притока после разрыва пласта для повторного использования, хранения и/или утилизации, как указано в настоящем описании.
Муфта 144 в сборе включает по меньшей мере один регулирующий клапан 156, соединенный с сообщением по потоку с устьем 104 скважины и выпускным узлом 146. Регулирующий клапан 156 предназначен для приема потока 124 композиции обратного притока из устья скважины 104. Регулирующий клапан 156 дополнительно предназначен для обеспечения удобного и эффективного соединения/разъединения для селективной работы с множеством различных модульных установок 140. Регулирующий клапан 156 предназначен для приема потока 124 композиции обратного притока из устья скважины 104. Кроме того, регулирующий клапан 156 предназначен для регулирования первой скорости F1 потока до достижения промежуточной скорости потока, например, второй скорости F2 потока, посредством регулирования промежуточного противодавления, например, противодавления Р2, относительно первого давления Р1. В представленном примере воплощения второе давление Р2 отличается от первого давления Р1. В частности, регулирующий клапан 156 предназначен для снижения первого давления Р1 до достижения второго давления Р2 с целью регулирования первой скорости F1 потока до достижения второй скорости F2 потока. В представленном примере воплощения второе давление Р2 составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 14 МПа (приблизительно 2000 фунтов на квадратный дюйм). В альтернативных вариантах второе давление Р2 может быть по существу таким же как первое давление Р1 или может превышать первое давление Р1 и может включать любой диапазон давлений.
Величины второго давления Р2 могут зависеть от состава потока 124 композиции обратного притока и второй скорости F2 потока, требуемых для эффективного и экономически выгодного разделения продуктов на компоненты в расположенном ниже по потоку различном оборудовании, выбранном в выпускном узле 146 и установке 142 для обработки газа. Размеры различного оборудования выпускного узла 146 и установки 142 для обработки газа могут быть выбраны на основе предполагаемых условий в устье 106 скважины, например, в зависимости от скорости потока, состава газов и требуемого разделения на конечные потоки газообразных, жидких и/или твердых продуктов. В процессе работ по освоению скважины на прискважинной площадке 106 могут возникнуть значительные вариации скоростей обратного притока и состава газа в потоке 124 композиции обратного притока. При выборе оборудования (не показано), обычно применяемого для отделения газов от жидкостных потоков, такого как емкости для отделения паров от жидкостей, абсорберы, коагуляторы, размеры оборудования должны быть пропорциональны времени пребывания газа в емкости. Время пребывания может быть оценено делением размера оборудования на фактическую скорость потока газа через емкость.
В представленном примере воплощения, если начальные молярные скорости потока 124 композиции обратного притока являются высокими, то для регулирования фактических скоростей потока газа посредством понижения и/или повышения могут быть выбраны более высокие величины второго давления Р2, чтобы доступное оборудование, сконструированное для обеспечения целевого времени пребывания, могло обеспечивать требуемое разделение. Кроме того, если молярные скорости потока 124 композиции обратного притока являются низкими, обычно в более поздние периоды освоения скважины, то могут быть выбраны более низкие величины второго давления Р2, поскольку доступное разделительное оборудование может быть способно производить необходимое разделение при более высоких фактических скоростях потока газа. Величины второго давления Р2 могут быть определены, исходя из того, сколько газа будет растворяться в жидкостной фракции во время разделения, поскольку это может увеличить нагрузку по удалению газа на дегазатор, так как растворимость газа в воде и нефтяных фракциях потока 124 композиции обратного притока будет более высокой при более высоких величинах второго давления Р2. Регулирующий клапан 156 предназначен для подачи потока 124 композиции обратного притока при втором давлении Р2 и второй скорости F2 потока в выпускной узел 146. Регулирующий клапан 156 предназначен для регулирования первой скорости F1 потока до достижения второй скорости F2 потока посредством регулирования первого давления Р1 до достижения второго давления Р2 для создания более устойчивого и предсказуемого течения потока 124 композиции обратного притока из устья скважины 104 в выпускной узел 146. В одном из воплощений второе давление Р2 составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 14 МПа (приблизительно 2000 фунтов на квадратный дюйм). Кроме того, вторая скорость F2 потока составляет от приблизительно 2800 стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 0,1 миллиона стандартных кубических футов в сутки) до приблизительно 5,7 миллионов стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 200 миллионов стандартных кубических футов в сутки). В альтернативных вариантах второе давление Р2 и вторая скорость F2 потока могут находиться в любых диапазонах, которые позволяют системе 100 извлечения функционировать так, как указано в настоящем описании.
Кроме того, регулирующий клапан 156 предназначен для регулирования второй скорости F2 потока таким образом, чтобы модуль 142 для обработки газа мог эффективно разделять поток 124 композиции обратного притока на требуемые конечные продукты. В частности, если предполагается, что поток 124 композиции обратного притока будет высоким, как в начале работы, то конструкция модульной установки 140 позволяет экономически эффективно улавливать диоксид углерода, а не выпускать или выбрасывать его в атмосферу, а также позволяет учитывать ограничения по площади на прискважинной площадке 106, а также другие ограничения (т.е. нормативы по мощности, выбросам и т.д.).
В представленном примере воплощения муфта 144 в сборе предназначена для регулирования скоростей обратного притока и/или величин давления потока 124 композиции обратного притока таким образом, чтобы они были приемлемыми для системы 100 извлечения газа, находящейся на прискважинной площадке 106. Пространство, доступное для размещения различного оборудования, связанного с системой 100 извлечения, на прискважинной площадке 106 ограничено. Система 100 извлечения сконструирована таким образом, что размер ее оборудования и технологические рабочие условия позволяют снизить площадь, занимаемую системой 100 извлечения, при одновременном снижении расходов на монтаж оборудования, текущих расходов и/или расходов по техническому обслуживанию. Кроме того, могут иметься ограничения по обработке конечных продуктов, получаемых в системе 100 извлечения газа, и их отправки с прискважинной площадки 106. Если получаемый СО2 представляет собой жидкий продукт, транспортируемый авторефрижераторами, то при высокой скорости улавливания и обработки CO2 системой 100 потребуется высокая скорость транспортировки получаемого СО2 с прискважинной площадки 106. В другом примере воплощения, если получаемый природный газ должен быть направлен в коллектор 148, например, в трубопровод, то скорость выгрузки продукта будет ограничена пропускной способностью трубопровода 184. Регулирующий клапан 156, предназначенный для регулирования обратного притока, регулирует вторую скорость F2 потока таким образом, что оптимально сконструированная система 100 извлечения функционирует в экономически эффективных условиях, позволяющих извлекать конечные продукты из системы 100 извлечения. Кроме того, система 100 извлечения предназначена для облегчения размещения установки извлечения диоксида углерода после стимуляции, которая может быть установлена вблизи устья 104 скважины, то есть на участке, площадь которого может быть ограниченной.
В представленном примере воплощения выпускной узел 146 включает сепаратор 158, дегазатор 160, компрессор 162 и регулятор потока 164. Сепаратор 158 соединен с сообщением по потоку с муфтой 144 в сборе и предназначен для приема потока 124 композиции обратного притока из муфты 144 в сборе. В частности, сепаратор 158 предназначен для разделения газообразных компонентов в потоке 124 композиции обратного притока с образованием первого потока 166 газа, такого как, например, модифицированный поток газа, и конденсированного потока 165. Конденсированный поток 165 газа включает по меньшей мере одну из конденсированных фаз, примеры которых включают, без ограничений, расклинивающие агенты 128 (если таковые имеются), воду 132 и нефть 134. Рабочее давление в сепараторе 158 может быть близким по величине к второму давлению Р2, но может быть и ниже из-за, например, потерь давления на трение в оборудовании сепаратора 158. В зависимости от скоростей потока обратного притока, требуемого состава и/или разделения, сепаратор 158 предназначен для регулирования первого потока газа 166 до достижения третьего давления Р3 и третьей скорости F3 потока. В представленном примере воплощения третье давление Р3 отличается от второго давления Р2, а третья скорость F3 потока отличается от второй скорости F2 потока. В частности, третье давление Р3 ниже второго давления Р2, например, на величину потерь давления на трение. В одном из воплощений третье давление Р3 составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до 14 МПа (приблизительно 2000 фунтов на квадратный дюйм). Кроме того, третья скорость F3 потока составляет от приблизительно 2800 стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 0,1 миллиона стандартных кубических футов в сутки) до приблизительно 5,7 миллиона стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 200 миллионов стандартных кубических футов в сутки). В альтернативных вариантах величины третьего давления Р3 и третьей скорости F3 потока могут находиться в любых диапазонах, позволяющих системе 100 извлечения функционировать так, как указано в настоящем описании.
Сепаратор 158 соединен с сообщением по потоку с дегазатором 160 через конденсированный поток 165 и соединен с сообщением по потоку с регулятором 164 потока. Сепаратор 158 предназначен для подачи первого потока 166 газа в регулятор 164 потока и подачи конденсированного потока 165 в дегазатор 160. Сепаратор 158 включает зону отделения газа от жидкости и/или другие компоненты, примеры которых включают, без ограничений, коагуляторы и фильтры для удаления мелких капель жидкости из газовой фазы; последняя операция может быть проведена в коагуляторах, фильтрах и подобных устройствах. В дегазаторе 160 растворенный диоксид углерода и другие газы удаляют из потока 165 конденсированной фазы. В представленном примере воплощения дегазацию в дегазаторе 160 выполняют, понижая давление и/или повышая температуру конденсированного потока 165. При проведении операции дегазации в дегазаторе 160 получают модифицированный газ 127, обогащенный диоксидом углерода, и извлекают из конденсированного потока 165 по меньшей мере один из следующих компонентов: расклинивающие агенты 128, воду 130 и нефть 134. Дегазатор 160 предназначен для получения по меньшей мере одного из следующих потоков: расклинивающих агентов 128, воды 132 и жидкой нефти 134, причем содержание газообразных веществ в каждом из этих потоков является достаточно низким для соответствия требованиям к содержанию конечных продуктов в этих потоках. В дегазаторе 160 могут быть созданы рабочие условия, способствующие удалению газов, растворенных в жидкой нефти 134 и воде 132, посредством снижения давления и/или повышения температуры.
Дегазатор 160 соединен с сообщением по потоку с сепаратором 158 и предназначен для приема конденсированного потока 165. В представленном примере воплощения дегазатор 160 предназначен для разделения или удаления газа 127, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока 165. Дегазатор 160 предназначен для подачи обогащенного диоксидом углерода газа 127, полученного при дегазации, в компрессор 162 при давлении Р и скорости F потока. В представленном примере воплощения давление Р ниже второго давления Р2, а скорость F потока меньше второй скорости F2 потока. В альтернативных вариантах давление Р и скорость F потока могут быть по существу такими же как или больше чем второе давление Р2 и вторая скорость F2 потока, соответственно. Кроме того, дегазатор 160 предназначен для подачи по меньшей мере одного из следующих компонентов: расклинивающих агентов 128, воды 132 и нефти 134 в соответствующий коллектор 148, такой как, например, автоцистерна 150, контейнер 152 и трубопровод 154.
Компрессор 162 соединен с сообщением по потоку с дегазатором 160 и предназначен для приема обогащенного диоксидом углерода газа 127 из дегазатора 160. Компрессор 162 предназначен для повышения давления обогащенного диоксидом углерода газа 127, полученного при дегазации, что способствует получению потока 129. В представленном примере воплощения компрессор 162 предназначен для повышения давления Р до третьего давления Р3. Для повышения давления обогащенного диоксидом углерода газа 127, полученного при дегазации, компрессор 162 может включать множество компрессоров. Компрессор 162 включает газокомпрессорное оборудование (не показано), такое как, например, оборудование для многоступенчатого сжатия, и обеспечивает охлаждение сжатого газа на каждом из промежуточных этапов сжатия, а также охлаждение готового потока сжатого газа. Компрессор 162 также может включать оборудование (не показано) для отделения и сбора любых жидкостей, образующихся в процессе охлаждения. Компрессор 162 предназначен для подачи обогащенного диоксидом углерода газа 127, полученного при дегазации, в регулятор 164 потока и для смешивания обогащенного диоксидом углерода газа 127 с первым потоком газа 166, извлекаемого из сепаратора 158. Смешивание первого потока газа 166 и обогащенного диоксидом углерода газа 127, полученного при дегазации, способствует получению второго потока 167 газа, имеющего третье давление Р3 и третью скорость F3 потока, который подают в регулятор 164 потока. Первый поток 166 газа и обогащенный диоксидом углерода газ 127 могут быть смешаны с образованием второго потока 167 газа перед введением в регулятор 164 потока. В альтернативных вариантах регулятор 164 потока предназначен для раздельного приема первого потока 166 газа и обогащенного диоксидом углерода газа 127 и последующего смешивания, приводящего к получению второго потока 167 газа.
Регулятор 164 потока соединен с сообщением по потоку с сепаратором 158 и компрессором 162 и предназначен для приема второго потока 167 газа. Регулятор 164 потока предназначен для регулирования или модификации третьей скорости F3 потока второго потока 167 газа и регулирования третьей скорости F3 потока до достижения четвертой скорости F4 потока посредством регулирования третьего давления Р3 до достижения четвертого давления Р4, которое отличается от третьего давления Р3, с образованием модулированного потока 169 газа. Регулирование или модификация третьей скорости F3 потока до достижения четвертой скорости F4 потока может быть осуществлено посредством снижения третьего давления Р3 до достижения четвертого давления Р4. В альтернативных вариантах регулятор 164 потока может повышать третье давление Р3 до достижения четвертого давления Р4. Величины давления Р4 могут быть выбраны в соответствии с производительностью разделительного модуля 142. В представленном примере воплощения четвертая скорость F4 потока составляет от приблизительно 283 действительных кубических метров в сутки (приблизительно 10000 действительных кубических футов в сутки) до 0,28 миллиона действительных кубических метров в сутки (10 миллионов действительных кубических футов в сутки). Кроме того, четвертое давление Р4 составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 10,3 МПа (приблизительно 1500 фунтов на квадратный дюйм). В частности, четвертое давление Р4 составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 5,5 МПа (приблизительно 800 фунтов на квадратный дюйм). Регулятор 164 потока предназначен для регулирования и/или изменения третьей скорости F3 потока до достижения четвертой скорости F4 потока и третьего давления Р3 до достижения четвертого давления Р4 для обеспечения более постоянного и предсказуемого течения модулированного потока 169 газа в установку 142 для обработки газа. В частности, регулятор 164 потока эффективно сконструирован для создания регулируемых давления и скорости потока (т.е. четвертого давления Р4 и четвертой скорости F4 потока) при подаче модулированного потока 169 газа в установку 142 для обработки газа. Кроме того, установка 142 для обработки газа эффективно сконструирована на основе предварительно определенных и регулируемых давления и скорости потока модулированного потока 169 газа.
Установка 142 для обработки газа предназначена для приема модулированного потока 169 газа из регулятора 164 потока при, например, четвертом давлении Р4 и четвертой скорости F4 потока. Установка 142 для обработки газа включает множество разделительных модулей 168, соединенных с сообщением по потоку с регулятором 164 потока. Каждый разделительный модуль 168, такой как, например, разделительный модуль 170, разделительный модуль 172 и разделительный модуль 174, съемным образом соединен с регулятором 164 потока. Хотя показаны три разделительных модуля 170, 172 и 174, для того, чтобы установка 142 для обработки газа могла функционировать так, как указано в настоящем описании, множество разделительных модулей 168 может включать единственный разделительный модуль, менее трех разделительных модулей или более трех разделительных модулей.
Множество разделительных модулей 168 соединены съемным образом с регулятором 164 потока для обеспечения модульной схемы управления обратным притоком для модулированного потока 169 газа и, в частности, для газообразного диоксида углерода, присутствующего в модулированном потоке 169 газа. В частности, размеры множества разделительных модулей 168 соответствуют различающимся с течением времени величинам скорости потока и давления модулированного потока 169 газа. Соответственно, различное количество разделительных модулей 168 соединены съемным образом с регулятором 164 потока, и их применяют в разные периоды времени для соответствия различным рабочим параметрам в устье 104 скважины в течение соответствующего времени. Например, в начале работы начальное течение и/или давление потока 124 композиции обратного притока в устье 104 скважины могут быть повышенными. По мере эксплуатации скважины более высокие начальные верхние боковые потоки (top side flows) и/или давления могут снижаться. При повышенных рабочих потоках и/или давлениях к регулятору 164 потока селективно присоединяют такое количество разделительных модулей 168, которое соответствует рабочим параметрам. По мере снижения скоростей потока и/или давлений с течением времени эксплуатации скважины, разделительные модули 170, 172 и 174 селективно отсоединяют от выпускного узла 146 для соответствия снижению потоков и/или величин давления. Соответственно, количество разделительных модулей 170, 172 и 174, используемых в модульной установке 140, можно селективно менять с течением времени.
Отсоединенные разделительные модули 170, 172 и 174 могут оставаться на прискважинной площадке 106 для последующего присоединения к выпускному узлу 146 и/или последующего присоединения к устью другой скважины (не показано). В альтернативных вариантах отсоединенные разделительные модули 170, 172 и 174 могут быть эффективно доставлены на другую прискважинную площадку (не показана) для последующего использования. Модульность разделительных модулей 170, 172 и 174 обеспечивает соответствие изменяющимся рабочим параметрам прискважинной площадки 106, повышает эффективное использование прискважинной площадки 106, повышает продолжительность эксплуатации прискважинной площадки 106 и снижает затраты на обслуживание и/или эксплуатацию прискважинной площадки 106.
В представленном примере воплощения по меньшей мере один из разделительных модулей 170, 172, 174 предназначен для обработки и/или разделения модулированного потока 169 газа, например, при четвертом давлении Р4 и четвертой скорости F4 потока. В частности, по меньшей мере один из разделительных модулей 170, 172 и 174 предназначен для обработки модулированного потока 169 газа с получением по меньшей мере одного из следующих потоков: очищенного потока диоксида углерода, потока природного газа и потока природного газоконденсата. По меньшей мере один из разделительных модулей 170, 172 и 174 предназначен для подачи природного газа 136 в коллектор 148, примеры которого включают, без ограничений, трубопровод 154. Выпускаемый природный газ 136 можно хранить и/или использовать как, например, без ограничений: сжигаемый или отходящий газ, источник топлива для выработки энергии, продукт - сжатый природный газ и/или продукт для продажи, который может включать газ, распределяемый через трубопровод системы сбора продукции скважин (не показан) на газоперерабатывающие предприятия (не показаны). Кроме того, по меньшей мере один из разделительных модулей 170, 172 и 174 предназначен для подачи природного газоконденсата 138 в коллектор 148, примеры которого включают, без ограничений, автоцистерну 150, контейнер 152 и трубопровод 154.
В представленном примере воплощения по меньшей мере один из разделительных модулей 170, 172 и 174 предназначен для обработки и/или разделения газообразного диоксида углерода на множество состояний 200 диоксида углерода. Множество состояний 200 диоксида углерода включают, без ограничений, жидкий диоксид углерода, газообразный диоксид углерода при высоком давлении и газообразный диоксид углерода при низком давлении. По меньшей мере один из разделительных модулей 170, 172 и 174 предназначен для подачи множества состояний 200 диоксида углерода в коллектор 148, примеры которого включают, без ограничений, автоцистерну 150, контейнер 152 и трубопровод 154.
На Фиг. 3 представлена блок-схема способа 300 обработки потока композиции обратного притока, такого как поток 124 композиции обратного притока (как показано на Фиг. 1), поступающий из устья 106 скважины (как показано на Фиг. 1). Поток 124 композиции обратного притока имеет первую скорость F1 потока и первое давление Р1 (как показано на Фиг. 1). Способ 300 включает прием 302 потока 124 композиции обратного притока из устья 106 скважины. Кроме того, способ 300 включает регулирование 304 первой скорости F1 потока до достижения второй скорости F2 потока посредством регулирование потока 124 композиции обратного притока до достижения второго давления Р2, которое отличается от первого давления Р1 (как показано на Фиг. 2). В примере воплощения способа 300 поток 124 композиции обратного притока подают 306 в сепаратор 158 (как показано на Фиг. 2).
В сепараторе производят разделение 308 потока 124 композиции обратного притока на первый поток 166 газа и конденсированный поток 165 (как показано на Фиг. 2). Конденсированный поток 165 включает по меньшей мере один из следующих компонентов: расклинивающие агенты 128, газообразный диоксид углерода 130, воду 132 и нефть 134 (как показано на Фиг. 2). Способ 300 включает регулирование 310 первого потока 166 газа до достижения третьего давления Р3 (как показано на Фиг. 2). Конденсированный поток 165 подают 312 в дегазатор 160 (как показано на Фиг. 2). Способ 300 включает удаление 314 обогащенного диоксидом углерода газа 127 (как показано на Фиг. 2) из конденсированного потока 165.
Способ 300 включает сжатие 316 обогащенного диоксидом углерода газа 127 до достижения третьего давления Р3 первого потока газа 166. Обогащенный диоксидом углерода газ 127 смешивают 318 с первым потоком 166 газа с образованием второго потока 167 газа (как показано на Фиг. 2). Способ 300 включает подачу 320 второго потока 167 газа в регулятор 164 потока (как показано на Фиг. 2). Кроме того, способ 300 включает регулирование 322 третьей скорости F3 потока второго потока 167 газа до достижения четвертой скорости F4 потока посредством регулирования третьего давления до достижения четвертого давления Р4 (как показано на Фиг. 2), которое отличается от третьего давления Р3.
На Фиг. 4 представлена блок-схема способа 400 сборки модульной установки, такой как модульная установка 140 (как показано на Фиг. 2), для обработки потока композиции обратного притока, такого как поток 124 композиции обратного притока (как показано на Фиг. 2), поступающий из устья скважины, например, устья 106 скважины (как показано на Фиг. 1). Способ 400 включает присоединение 402 муфты 144 в сборе к устью 106 скважины. Муфта 144 в сборе включает регулирующий клапан 156 (как показано на Фиг. 1), который предназначен для приема потока 124 композиции обратного притока, имеющего первую скорость F1 потока и первое давление Р1. Регулирующий клапан 156 предназначен для регулирования первой скорости F1 потока до достижения второй скорости F2 потока посредством регулирования потока 124 композиции обратного притока до достижения второго давления Р2, которое отличается от первого давления Р1 (как показано на Фиг. 2).
Сепаратор 158 (как показано на Фиг. 2) соединен с сообщением по потоку с регулирующим клапаном 156 и предназначен для разделения потока 124 композиции обратного притока на первый поток 166 газа, имеющий третье давление Р3 и третью скорость F3 потока, и конденсированный поток 165 (как показано на Фиг. 2). Конденсированный поток 165 включает по меньшей мере один из следующих компонентов: расклинивающие агенты 128, газообразный диоксид углерода 130, воду 132 и нефть 134 (как показано на Фиг. 2). Способ 400 включает присоединение 406 дегазатора 160 (как показано на Фиг. 2) с сообщением по потоку к сепаратору 158. Дегазатор 160 предназначен для удаления обогащенного диоксидом углерода газа 127 (как показано на Фиг. 7) из конденсированного потока 165. Регулятор 164 потока (как показано на Фиг. 2) соединен 408 с сообщением по потоку с сепаратором 158. Регулятор потока предназначен для регулирования третьей скорости F3 потока посредством регулирования третьего давления Р3 до достижения четвертого давления Р4, которое отличается от третьего давления Р3 (как показано на Фиг. 2).
На Фиг. 5 представлена блок-схема способа 500 обработки потока композиции обратного притока, такого как поток 124 композиции обратного притока (как показано на Фиг. 1), поступающий из устья 106 скважины (как показано на Фиг. 1). Поток 124 композиции обратного притока имеет начальную скорость F1 потока и начальное давление Р1 (как показано на Фиг. 1). Способ 500 включает прием 502 потока 124 композиции обратного притока из устья 106 скважины. Кроме того, способ 500 включает регулирование 504 начальной скорости F1 потока до достижения промежуточной скорости F2 потока посредством регулирования потока 124 композиции обратного притока до достижения промежуточного давления Р2, которое отличается от начального давления Р1 (как показано на Фиг. 2). В примере воплощения способа 500 поток 124 композиции обратного притока подают 506 в сепаратор 158 (как показано на Фиг. 2).
В сепараторе производят разделение 508 потока 124 композиции обратного притока на первый поток 166 газа и конденсированный поток 165 (как показано на Фиг. 2). Конденсированный поток 165 включает по меньшей мере один из следующих компонентов: расклинивающие агенты 128, газообразный диоксид углерода 130, воду 132 и нефть 134 (как показано на Фиг. 2). Конденсированный поток 165 подают 510 в дегазатор 160 (как показано на Фиг. 2). Способ 500 включает удаление 512 обогащенного диоксидом углерода газа 127 (как показано на Фиг. 2) из конденсированного потока 165. Обогащенный диоксидом углерода газ 127 смешивают 518 с первым потоком 166 газа с образованием второго потока 167 газа (как показано на Фиг. 2). Способ 500 включает подачу 520 второго потока 167 газа в регулятор 164 потока (как показано на Фиг. 2). Кроме того, способ 500 включает регулирование 522 второго потока 167 газа до достижения конечной скорости F4 потока посредством регулирования второго потока 165 газа до достижения конечного давления Р4, которое ниже промежуточного давления Р2 (как показано на Фиг. 2).
Рассмотренные в настоящем описании примеры воплощения относятся к модульной системе извлечения газа, которую применяют в способе разрыва пласта под действием жидкого диоксида углерода. Использование жидкого диоксида углерода в качестве текучей среды для разрыва пласта обеспечивает ряд преимуществ по сравнению с водной стимуляцией, примеры которых включают, без ограничений, испарение при температурах формации и повышение продуктивности скважины. Кроме того, использование жидкого диоксида углерода в качестве текучей среды для разрыва пласта позволяет снизить и/или устранить необходимость транспортировки воды, обработки воды и/или утилизации воды, которые требуются при осуществлении операций разрыва с использованием воды. Кроме того, жидкий диоксид углерода смешивается с жидкими углеводородами, такими как флюиды нефтяной формации, что позволяет снизить вязкость флюидов формации, и легко отделяется при разделении фаз, что также повышает продуктивность скважины.
Рассмотренные в настоящем описании примеры воплощения относятся к способам разделения, подходящим для стимуляции с использованием диоксида углерода и для регулирования обратного притока, в которых можно применять оборудование, примеры которого включают, без ограничений, разделительные емкости, компрессоры, турбодетантеры, вакуумные насосы, насосы для жидкостей, мембраны для селективного разделения газов, абсорбционные растворители, дистилляционные колонны (деметанизаторы), сорбенты для нежелательных компонентов (H2S), оборудование для обезвоживания (колонны с гликолем или сорбенты), емкости для хранения газа, жидкостей и твердых веществ и/или оборудование для обработки, хранения и утилизации твердых веществ. Примеры воплощения могут быть интегрированными и управляемыми с помощью надежной системы управления (не показана).
Рассмотренные в настоящем описании воплощения позволяют создавать экономически эффективные и пригодные для транспортировки системы для улавливания/рециркуляции диоксида углерода, которые могут облегчить широкое распространение стимуляции жидким диоксидом углерода и соответствующее замещение других способов стимуляции разрыва пласта. В частности, примеры воплощения позволяют проводить безводную стимуляцию, устраняют проблемы, связанные с обработкой отработанной воды, позволяют улучшать разработку чувствительных к воде формаций, а также позволяют разрабатывать нетрадиционные запасы нефти и газа в регионах, страдающих от недостатка воды.
В таких геологических формациях, как, например, трудноизвлекаемая нефтяная формация, с помощью примеров воплощения изобретения можно компенсировать высокие начальные и/или резко снижающиеся скорости потока газа и высокие начальные и/или умеренно снижающиеся концентрации диоксида углерода в обратном притоке или при последующей добыче газа, и при этом обеспечить высокий выход нефти и оптимальное извлечение диоксида углерода, пригодного для повторного использования. В случае сланцевого газа с помощью примеров воплощения изобретения можно компенсировать высокие начальные и/или умеренно снижающиеся скорости потока газа и умеренные начальные и/или резко снижающиеся концентрации диоксида углерода, и при этом обеспечить поступление газа, пригодного для подачи в магистральный трубопровод, и оптимальное извлечение диоксида углерода, пригодного для повторного использования. В условиях высокой скорости потока, например, имеющейся в начальный период освоения скважины, могут быть применены несколько модульных установок согласно изобретению. По мере освоения скважины скорость потока снижается, и количество применяемых модульных установок может быть пропорционально уменьшено, и модульные установки могут быть переведены на другие геологические формации.
Рассмотренные в настоящем описании воплощения позволяют производить стимуляцию диоксидом углерода с целью осуществления гидравлического разрыва пласта, а также выгодны производителям энергии, поскольку известно, что стимуляция диоксидом углерода приводит к более глубокому освоению и более высокой продуктивности. Кроме того, примеры воплощения изобретения дают обоснование поощрению улавливания антропогенного диоксида углерода, поступающего из источников, примеры которых включают, без ограничений, электростанции, нефтеперерабатывающие заводы и химическую промышленность, для последующей продажи в целях стимуляции месторождений диоксидом углерода; наряду с повышением добычи трудноизвлекаемой нефти и/или сланцевого газа это может способствовать, в качестве вторичного полезного эффекта, снижению выбросов, приводящих к парниковому эффекту.
Технический результат, обеспечиваемый применением систем и способов, рассмотренных в настоящем описании, включает по меньшей мере один из следующих эффектов: (а) модульная организация извлечения газа в месте расположения скважины; (b) извлечение компонентов потока композиции обратного притока для повторного использования, рециркуляции, хранения и/или утилизации; (с) проведение безводной стимуляции; (d) устранение проблем, связанных с обработкой отработанной воды; (е) улучшение разработки чувствительных к воде формаций; (f) улучшение разработки нетрадиционных запасов нефти и газа в регионах, страдающих от недостатка воды; и (g) снижение затрат на конструирование, монтаж, эксплуатацию, техническое обслуживание и/или ремонт для способа разрыва пласта с использованием диоксида углерода в месте расположения скважины.
В настоящем описании рассмотрены примеры воплощения модульной установки извлечения газа и способов сборки модульной установки извлечения газа. Способы и системы не ограничены конкретными воплощениями, рассмотренными в настоящем описании; напротив, компоненты систем и/или стадии способов могут быть применены независимо и отдельно от других компонентов и/или стадий, рассмотренных в настоящем описании. Например, способы также могут быть применены в сочетании с другими производственными системами и способами и не ограничены осуществлением только в системах и способах, рассмотренных в настоящем описании. Напротив, примеры воплощения могут быть осуществлены и использованы во множестве применений, связанных с другими текучими средами и/или газами.
Для удобства некоторые конкретные признаки различных воплощений изобретения могут быть показаны на некоторых чертежах и не показаны на других. Согласно принципам изобретения, любой признак, представленный на одном чертеже, может быть упомянут и/или заявлен в сочетании с любым признаком, представленным на любом другом чертеже.
Предложенное описание, в котором для раскрытия воплощений, включая наилучший способ осуществления изобретения, приведены примеры, позволяет любому специалисту в данной области техники воплощать его на практике, включая изготовление и применение любых устройств или систем и выполнение любых связанных с ними способов. Объем защиты настоящего изобретения определяется формулой изобретения и может включать другие примеры, которые могут предложить специалисты в данной области техники. Эти другие примеры включены в объем, определяемый формулой изобретения, если они имеют структурные элементы, описание которых буквально соответствует описанию, представленному в формуле изобретения, или если они включают эквивалентные структурные элементы, описание которых имеет несущественные отличия от описания, представленного в формуле изобретения.
1. Способ обработки потока композиции обратного притока из устья скважины, включающий:
прием потока композиции обратного притока из устья скважины, причем поток композиции обратного притока имеет первую скорость потока и первое давление;
регулирование первой скорости потока до достижения второй скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения второго давления, которое отличается от первого давления;
подачу потока композиции обратного притока в сепаратор;
разделение потока композиции обратного притока на первый поток газа и конденсированный поток;
регулирование первого потока газа до достижения третьего давления и третьей скорости потока;
подачу конденсированного потока в дегазатор;
удаление газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока;
сжатие газа, обогащенного диоксидом углерода, до достижения третьего давления первого потока газа;
смешивание газа, обогащенного диоксидом углерода, с первым потоком газа с образованием второго потока газа, имеющего третью скорость потока и третье давление;
подачу второго потока газа в регулятор потока; и
регулирование третьей скорости потока второго потока газа посредством регулирования третьего давления второго потока газа до достижения четвертого давления, которое отличается от третьего давления.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий подачу второго потока газа из регулятора потока в по меньшей мере одну установку для обработки газа.
3. Способ по п. 1, дополнительно включающий обработку второго потока газа при четвертом давлении с получением по меньшей мере одного из следующих потоков: потока очищенного диоксида углерода, потока природного газа и потока природного газоконденсата.
4. Способ по п. 1, дополнительно включающий обработку второго потока газа с получением множества состояний диоксида углерода.
5. Способ по п. 1, дополнительно включающий снижение первого давления до достижения второго давления.
6. Способ по п. 1, дополнительно включающий регулирование первой скорости потока до достижения второй скорости потока.
7. Способ по п. 1, дополнительно включающий снижение второго давления до достижения третьего давления.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий подачу газа, обогащенного диоксидом углерода, в компрессор.
9. Способ по п. 1, дополнительно включающий отбор из конденсированного потока по меньшей мере одного из следующих компонентов: расклинивающего агента, нефти и воды.
10. Способ по п. 1, в котором регулирование третьей скорости потока второго потока газа включает регулирование третьего давления второго потока газа до достижения четвертого давления, составляющего от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 5,5 МПа (приблизительно 800 фунтов на квадратный дюйм).
11. Модульная установка для обработки потока композиции обратного притока, поступающего из устья скважины и имеющего первую скорость потока и первое давление, включающая:
муфту в сборе, соединенную с устьем скважины и включающую регулирующий клапан, предназначенный для приема потока композиции обратного притока и регулирования первой скорости потока до достижения второй скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения второго давления, которое отличается от первого давления; и
выпускной узел, соединенный с сообщением по потоку с указанной муфтой в сборе и включающий:
сепаратор, соединенный с сообщением по потоку с указанным регулирующим клапаном и предназначенный для разделения потока композиции обратного притока на первый поток газа и конденсированный поток, включающий по меньшей мере один из следующих компонентов: газ, расклинивающий агент, нефть и воду;
дегазатор, соединенный с сообщением по потоку с указанным сепаратором и предназначенный для удаления газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока; и
регулятор потока, соединенный с сообщением по потоку с указанным сепаратором и указанным дегазатором и предназначенный для смешивания газа, обогащенного диоксидом углерода, и первого потока газа с образованием второго потока газа, имеющего третью скорость потока и третье давление, а также предназначенный для регулирования третьей скорости потока посредством регулирования третьего давления до достижения четвертого давления, которое отличается от третьего давления.
12. Модульная установка по п. 11, дополнительно включающая компрессор, соединенный с сообщением по потоку с указанным дегазатором и указанным регулятором потока и расположенный между ними.
13. Модульная установка по п. 11, в которой указанный регулятор потока предназначен для регулирования третьей скорости потока композиции обратного притока до достижения четвертой скорости потока.
14. Модульная установка по п. 11, в которой указанный регулятор потока предназначен для регулирования третьего давления до достижения четвертого давления.
15. Модульная установка по п. 11, в которой первое давление составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 34 МПа (приблизительно 5000 фунтов на квадратный дюйм), второе давление составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 14 МПа (приблизительно 2000 фунтов на квадратный дюйм), третье давление составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 5,5 МПа (приблизительно 800 фунтов на квадратный дюйм), а четвертое давление составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 5,5 МПа (приблизительно 800 фунтов на квадратный дюйм).
16. Модульная установка по п. 11, в которой первая скорость потока составляет от приблизительно 2800 стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 0,1 миллиона стандартных кубических футов в сутки) до приблизительно 8,5 миллионов стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 300 миллионов стандартных кубических футов в сутки), вторая скорость потока составляет от приблизительно 2800 стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 0,1 миллиона стандартных кубических футов в сутки) до приблизительно 5,7 миллионов стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 200 миллионов стандартных кубических футов в сутки), третья скорость потока составляет от приблизительно 2800 стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 0,1 миллиона стандартных кубических футов в сутки) до 5,7 миллионов стандартных кубических метров в сутки (200 миллионов стандартных кубических футов в сутки), а четвертая скорость потока составляет от приблизительно 283 действительных кубических метров в сутки (приблизительно 10000 действительных кубических футов в сутки) до приблизительно 283000 действительных кубических метров в сутки (приблизительно 10 миллионов действительных кубических футов в сутки).
17. Модульная установка по п. 11, дополнительно включающая установку для обработки газа, соединенную съемным соединением с сообщением по потоку с указанным регулятором потока и включающую множество разделительных модулей, предназначенных для разделения второго потока газа на множество состояний диоксида углерода, что способствует повторному использованию газообразного диоксида углерода из второго потока газа.
18. Модульная установка по п. 11, дополнительно включающая коллектор, соединенный с сообщением по потоку с указанным сепаратором и предназначенный для приема по меньшей мере одного из следующих: расклинивающих агентов, нефти и воды.
19. Способ сборки модульной установки для обработки потока композиции обратного притока из устья скважины, включающий:
присоединение муфты в сборе к устью скважины, причем муфта в сборе включает регулирующий клапан, предназначенный для приема потока композиции обратного притока, имеющего первую скорость потока и первое давление, и регулирования первой скорости потока до достижения второй скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения второго давления, которое отличается от первого давления;
присоединение сепаратора к регулирующему клапану с сообщением по потоку, причем сепаратор предназначен для разделения потока композиции обратного притока на первый поток газа, имеющий третье давление и третью скорость потока, и конденсированный поток;
присоединение дегазатора к сепаратору с сообщением по потоку, причем дегазатор предназначен для удаления газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока; и
присоединение регулятора потока к сепаратору и дегазатору с сообщением по потоку, причем регулятор потока предназначен для смешивания газа, обогащенного диоксидом углерода, и первого потока газа с образованием второго потока газа, имеющего третью скорость потока и третье давление, а также предназначен для регулирования третьей скорости потока посредством регулирования третьего давления до достижения четвертого давления, которое отличается от третьего давления.
20. Способ по п. 19, дополнительно включающий присоединение компрессора к регулятору потока с сообщением по потоку.
21. Способ обработки потока композиции обратного притока из устья скважины, причем указанный способ включает:
прием потока композиции обратного притока из устья скважины, причем поток композиции обратного притока имеет начальную скорость потока и начальное давление;
регулирование начальной скорости потока до достижения промежуточной скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения промежуточного давления, которое меньше начального давления;
подачу потока композиции обратного притока в сепаратор;
разделение потока композиции обратного притока на первый поток газа и конденсированный поток;
подачу конденсированного потока в дегазатор;
удаление газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока;
смешивание газа, обогащенного диоксидом углерода, с первым потоком газа с образованием второго потока газа;
подачу второго потока газа в регулятор потока; и
регулирование второго потока газа до достижения конечной скорости потока посредством регулирования второго потока газа до достижения конечного давления, которое меньше промежуточного давления.
