Способ закачки газа в пласт

СПОСОБ ЗАКАЧКИ ГАЗА В ПЛАСТ, включающий компримирование, подвод к устью скважины, транспорт по самостоятельному каналу скважины и закачку газа в пласт, отличающийся тем, что, с целью упрощения технологии закачки газа в пласт при снижении энергоемкости, подвод газа к устью и транспорт по самостоятельному каналу скважины осуществляют ниже перфорационных отверстий продуктивного пласта совместно с жидкостью плотностью выше 1,0 т/м³ с последующим отделением газа от жидкости перед закачкой газа в пласт и отводом жидкости по самостоятельному каналу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам закачки газа в пласт.
Цель изобретения - упрощение технологии закачки газа в пласт при снижении энергоемкости.
Способ осуществляется в следующей последовательности. Газ закачивается в скважину вместе с жидкостью с относительно высокой плотностью, доводится до забоя, где производится разделение фаз, например, с использованием забойного газосепаратора, с последующим перепуском газа, сжатого до давления закачки, в продуктивный пласт, отводом жидкости по самостоятельному каналу на дневную поверхность и повторном использовании ее в указанном технологическом процессе или в других производственных операциях.
Повышение давления компримирования газа и предотвращение закачки в пласт вместе с газом жидкости достигаются отводом отсепарированной жидкости по самостоятельному каналу на дневную поверхность в регулируемом объеме, например в объеме, равном закаченному объему, и с противодавлением путем использования регулирующего устройства (регулятора расхода или давления).
Для достижения высокого давления закачки газа в пласт скважину, через которую осуществляют закачку газа в пласт, пробуривают до глубины, превышающей глубину залегания этого пласта, а прокачку газожидкостной смеси и разделение фаз производят на большей глубине, чем залегает пласт, в который производят закачку газа.
В общем случае глубина скважины, в которой устанавливают забойный газосепаратор и производят разделение газа и жидкости с достаточным приближением, определяется по следующей формуле:
H_скв= + h_потерь , где Н_скв - глубина скважины, на которой устанавливают забойный газосепаратор, м;
Р_нагнет - давление нагнетания газа в пласт на глубине залегания пласта, МПа;
Р_у - давление на устье при закачке в скважину газожидкостной смеси, МПа;
_см- плотность газожидкостной смеси, т/м³;
h_потерь - потери давления на участке от устья скважины до забоя при прокачке газожидкостной смеси, м.
В случае отсутствия необходимости в закачке всего сжатого газа в пласт он частично отводится по самостоятельному каналу через регулятор противодавления на дневную поверхность и используется в аналогичных или других операциях.
Способ позволяет закачивать в пласт вместе с газом и жидкость частично или в полном объеме.
Закачку газа в пласт осуществляют путем перекачки его через забой скважины вместе с жидкостью повышенной плотности. При этом газ за счет гидростатического столба газожидкостной смеси приобретает давление, необходимое для закачки в пласт, и под этим давлением закачивается в пласт, а жидкость, использованную для производства работы по компримированию газа и отделившуюся от него, отводят по самостоятельному каналу на устье скважины и далее в индивидуальную систему для повторного использования или для использования в других целях.
На чертеже показана схема для осуществления способа закачки газа в пласт.
От насосной установки 1, например блочной кустовой насосной станции (БКНС), жидкость, например вода, под некоторым избыточным давлением поступает в смеситель 2, к которому от источника газа, например месторождения природного газа 3, под тем же или меньшим давлением поступает природный газ. В качестве смесителя 2 можно использовать жидкость-газовый эжектор, что позволит использовать источник газа с меньшим давлением. От смесителя 2 газожидкостная смесь по трубопроводу 4 поступает на устье нагнетательной скважины 5 (поз. А) и далее по насосно-компрессорным трубам 6 к забойному газосепаратору 7, установленному ниже залегания продуктивного пласта 8. От забойного газосепаратора 7 выделившийся из жидкости газ под действием давления закачки нагнетается в пласт 8, а жидкость по самостоятельному каналу 9, например по второму концентричному (или параллельному) ряду насосно-компрессорных труб, поднимается на дневную поверхность к устью скважины 5 и через регулирующее устройство 10 перепускается в систему сброса жидкости 11 для повторного использования в указанном технологическом процессе или в других производственных операциях.
При избыточном объеме нагнетаемого газа он частично по самостоятельному каналу, например по затрубному пространству 12 скважины 5, также поднимается на устье скважины 5, перепускается через регулирующее устройство 13 и направляется для закачки в пласт через другую нагнетательную скважину или для других нужд производства.
Пример осуществления способа с указанием параметров рабочего процесса приводится ниже.
Жидкость повышенной плотности, например 1,5 т/м³, в виде мелового раствора, минерализованной воды и других под давлением, например 15 МПа, подается на прием жидкостно-газового эжектора 2 в объеме 3 тыс. м³/сут. На прием эжектора 2 подается газ, например углеводородный, под давлением 5,0 МПа с месторождения природного газа 3. При потере давления на эжекторе 5,0 МПа за счет эжекторного эффекта в поток жидкости вовлекается газ в объеме 60 тыс. м³/сут из расчета 20 м³ газа на 1 м³прокачиваемой жидкости. Газожидкостная смесь под давлением 10,0 МПа на устье закачивается в скважину 5. Скважина 5 оборудуется двумя концентричными рядами насосно-компрессорных труб 6 и 9, опущенных ниже пласта 8, в который предусматривается закачка газа. На конце внутреннего ряда труб 9 устанавливается скважинный забойный газосепаратор 7.
Газожидкостная смесь на забой скважины 5 закачивается по внутреннему ряду насосно-компрессорных труб 9, проходит через забойный газосепаратор 7, в котором происходит разделение газа и жидкости при давлении, равном сумме устьевого давления и давления столба газожидкостной смеси. При этом величина давления столба газожидкостной смеси зависит от ее плотности, т.е. от плотности жидкой фазы и газового фактора, а также от глубины скважины 5, т. е. глубины установки забойного газосепаратора 7, например 1500 м.
Глубина залегания продуктивного пласта 8, в который предусматривается закачка газа, составляет, например, 1000 м. Давление закачки газа в пласт 8 на глубине его залегания составляет 20,0 МПа. При плотности газожидкостной смеси 1,1 т/м³ давление отсепарированного газа на глубине 1500 м за вычетом гидравлических потерь составляет 20,0 МПа, что обеспечивает нагнетание его в пласт 8 путем перепуска из газосепаратора 7 по затрубному пространству 12. Дегазированная жидкость перепускается в кольцевое пространство, образованное между внутренним 6 и внешним 9 рядами насосно-компрессорных труб, и поднимается на устье скважины 5, где, пройдя через регулирующее устройство 10, сбрасывается в систему сброса жидкости 11 для подачи на повторное использование или на другие нужды производства.
В случае, если из соображений разработки не весь газ потребуется закачивать в пласт 8 или полностью отпадает необходимость в его закачке через данную скважину 5 (см. поз. А), его частично или полностью отбирают по затрубному пространству 12 на дневную поверхность и после прохождения через регулирующее устройство 13 его направляют в другую нагнетательную скважину или используют для других нужд производства.
В таблице приведены параметры известного и предлагаемого технологических процессов.
Как следует из данных таблицы, предлагаемое изобретение позволяет закачать в пласт газ под давлением 20 МПа, имеющий на поверхности первоначальное давление 5 МПа. Если учесть, что до 10 МПа, т.е. на 5 МПа, компримирование газа осуществляется известным способом, например за счет эжекции, то увеличение давления газа на остальные 10 МПа достигается только за счет реализации предлагаемого изобретения.
Пример использования данной расчетной формулы. При Р_нагет=20 МПа, Р_у=10 МПа, потери давления на участке 100 м и плотности газожидкостной смеси, закачиваемой в скважину, 1,1:
H_скв= + 100 = 1500 м , что соответствует глубине установки забойного газосепаратора, принятой в примере осуществления предлагаемого способа.
Процесс поддается регулированию за счет изменения различных параметров. Например, изменяя плотность жидкости, газожидкостной фактор, величину давления на устье скважины, глубину установки забойного газосепаратора и другие, можно изменять величину давления нагнетания газа в пласт. Применение регулирующих устройств на устье скважины позволяет закачивать в пласт чистый газ, газожидкостную смесь в любой пропорции или использовать данную скважину лишь для компримирования газа с последующим его отводом на дневную поверхность. Возможность многократного использования в технологическом процессе жидкости повышенной плотности повышает его экономическую эффективность. Данная технология позволяет в качестве энергоисточника для компримирования газа использовать не сложные и энергоемкие компрессорные машины, а насосные агрегаты, производство которых освоено отечественной промышленностью идостигнут высокий уровень их эксплуатации. Преимущество предлагаемого способа состоит в том, что он может быть реализован на удаленных и рассредоточенных месторождениях как в малых, так и в больших масштабах. При этом в качестве газа может быть использован сырой газ без учета каких бы то ни было требований к его подготовке. При использовании для компримирования газа компрессорных машин возникает необходимость в обеспечении высокой степени его подготовки: очистка, осушка, утилизация жидкой фазы и др. При этом не всегда удается потребные объемы и параметры закачки газа обеспечить имеющимися мощностями компрессорных машин.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - упрощение технологии закачки газа в пласт при снижении энергоемкости. Для этого осуществляют компримирование, подвод газа к устью и транспорт по самостоятельному каналу скважины ниже перфорационных отверстий продуктивного пласта совместно с жидкостью плотностью выше 1,0 т/м³. В последующем отделяют газ от жидкости перед закачкой газа в пласт и отводят жидкость по самостоятельному каналу. В качестве газа м.б. использован сырой газ без учета каких бы то ни было требований к его подготовке. Предлагаемый способ может быть реализован на удаленных и рассредоточенных месторождениях как в малых, так и в больших масштабах. 1 ил. 1 табл.