СИСТЕМА НАГНЕТАНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована при освоении, разработке и эксплуатации мелких и средних по запасам нефтяных месторождений, расположенных вдали от обустроенных нефтегазодобывающих регионов.
Известна технология поддержания пластового давления и интенсификации добычи нефти путем реализации водогазового воздействия на пласт закачкой попутно добываемых продуктов. Наиболее массовыми попутно добываемыми продуктами являются попутный нефтяной газ (ПНГ) и пластовая минерализованная вода.
Известна система нагнетания в скважину газожидкостных смесей включающая разделение продукции скважин на нефть, газ и воду на существующих системах сбора, транспорта и подготовки, сжатие и закачку определенной части газа и попутно добываемой воды в виде водогазовой смеси в пласты. (Р.В.Вафин, М.С.Зарипов, Д.Л.Алексеев, О.И.Буторин, Д.К.Сагитов «Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласты». Нефтепромысловое дело 6/2004. Стр.32. Рис.1). При этом для закачки газожидкостной смеси используют двухвинтовые насосы, главная конструкторская особенность которых - использование в качестве основных рабочих органов цельных двух- или однозаходных винтов повышенной длины с малым ходом и увеличенным числом замкнутых камер в рабочих органах для постепенного сжатия газа в них при небольших утечках жидкости.
Однако устойчивая работа многофазного винтового насоса возможна при содержании газовой фазы до 90%. Кроме того, разделение режима работы насоса при предельно высоких содержаниях газа на «устойчивый» и «неустойчивый» является в достаточной мере условным, так как оценка уровня допустимой вибрации насоса и температурного режима работы при этом определяется во многом субъективно.
Известна также система нагнетания в скважину газожидкостной смеси включающая в обвязку оборудования вспомогательное компрессорное и насосное оборудование. Этим достигается снижение рабочего давления мультифазного насоса, обеспечивающего перекачку газожидкостной смеси, при неизменной степени повышения давления на выходе за счет поднятия давлений рабочих флюидов на входе в насосный агрегат, либо, при использовании насосно-бустерной техники, достигается устойчивая подача и высокая производительность бустерного
насоса. (Р.В.Вафин, М.С.Зарипов, Д.Л.Алексеев, О.И.Буторин, Д.К. Сагитов «Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласты». Нефтепромысловое дело 6/2004. Стр.33. Рис.2).
Однако указанная система, принятая нами за прототип, приемлема лишь для относительно невысоких давлений закачки. В других случаях, например, для условий Западной Сибири требуется обеспечить на стороне всасывания более высокие значения давления (0,5-6 МПа) с тем, чтобы на нагнетательной линии получать газожидкостную смеси с давлением 25-30 МПа. Кроме того, обе системы не имеют в своем составе источника энергии, обеспечивающего автономную работу самой системы.
Предлагаемая нами система лишена перечисленных недостатков.
Технической задачей предлагаемой системы нагнетания в скважину газожидкостных смесей является повышение технологической и экологической эффективности разработки нефтяных месторождений за счет совмещения технологий разработки и эксплуатации месторождений и добычи нефти в один замкнутый автономный безотходный технологический цикл с утилизацией крупнотоннажных попутно добываемых с нефтью или получаемых в результате сжигания газа продуктов-отходов попутного нефтяного газа, пластовой воды и выхлопных (дымовых) газов энергоагрегатов.
Указанная задача решается тем, система нагнетания в скважину газожидкостных смесей, включающая источники водоснабжения и газа, нагнетательную скважину, сепараторы, теплообменники, бустерную насосно-компрессорную установку, газовые счетчики, подпорные насосы, дозаторы подачи ингибиторов гидратообразования и запорную арматуру, согласно изобретению, дополнительно содержит тепловую электростанцию и мультифазную насосно-компрессорную установку, соединенную с бустерной насосно-компрессорной установкой, причем часть газа после сепарации подается на тепловую электростанцию, теплообменник размещен между бустерной насосно-компрессорной установкой и нагнетательной скважиной, а выхлопные газы тепловой электростанции подаются через теплообменник в нагнетательную скважину.
Система нагнетания в скважину газожидкостных смесей, состоит из источника водоснабжения и газа добывающей скважины 1, узла предварительного сброса воды и сепарации газа 2, тепловой электростанции 3 газового счетчика-регулятора подачи воды в поток газа 4, мультифазной насосно-компрессорной установки 5, подпорного водяного насоса 6, дозатора поверхностно-активных веществ и ингибиторов коррозии 7, бустерной насосно-компрессорной установки 8, теплообменника 9, нагнетательных скважин 10 и дозатора подачи ингибиторов гидратообразования 11. Теплообменник 9 размещен между бустерной
наосоно-компрессорной установкой 8 и нагнетательной скважиной 10. Для утилизации дымовых газов система включает дымосос 12, устройство для дожигания избыточного кислорода 13, фильтр-сепаратор 14, компрессор 15, факел 16 и отстойник 17.
Система работает следующим образом.
Продукция скважин 1 разделяется на нефть, воду и газ в узле предварительного сброса воды и сепарации газа 2. Часть попутного нефтяного газа (ПНГ) после сепарации поступает в тепловую электростанцию 3. Другая часть ПНГ по линии нагнетания газа, на которой установлен газовый счетчик-регулятор подачи воды в поток газа 4, поступает в мультифазную насосно-компрессорную установку 5, где газ смешивается с водой образуя газожидкостную смесь. Вода от узла предварительного сброса воды и сепарации газа 2 подается в мультифазную насосно-компрессорную установку 5 подпорным водяным насосом 6. На линии подачи воды установлен дозатор поверхностно-активных веществ 7, которые добавляются для устойчивости газожидкостной смеси. Ввод в газожидкосную смесь ингибиторов для предотвращения коррозии осуществляется дозатором 7. Газожидкостная смесь из мультифазной насосно-компрессорной установки 5 поступает в бустерную насосно-компрессорную установку 8, где дожимается до требуемого для закачки в пласт давления. Далее газожидкостная смесь поступает в теплообменник 9 и далее к нагнетательным скважинам 10 для закачки в пласт. Для борьбы с гидратообразованием в условиях вечной мерзлоты предусматривается дозатор метанола 11.
Часть газа после сепарации из узла предварительного сброса воды и сепарации газа 2 поступает на тепловые электростанции 3, для выработки электроэнергии необходимой для осуществления технологии нагнетания в скважину газожидкостной смеси. Выхлопные (инертные) газы по выхлопной линии электростанции, оснащенной дымососом 12, поступают в устройство для дожигания избыточного кислорода 13 и далее в теплообменник 9, охлаждающий поступающий инертный газ за счет нагрева закачиваемого в скважины водогазового агента. Далее инертный газ поступает в фильтр-сепаратор 14, где отделяется вода и сажа, сжимается компрессором 15 и подается для закачки в нагнетательную скважину 10 или при необходимости на факел 16. Вода и сажа, отделяемые от инертного газа, из фильтра-сепаратора 14 поступают в отстойник 17, а затем в узел предварительного сброса воды и сепарации газа 2.
Такое выполнение системы нагнетания в скважину газожидкостной смеси позволит довести утилизацию попутного газа и воды до 100%, увеличить нефтеотдачу до 5-20%, создать автономную безотходную технологию и при этом повысить коэффициент полезного действия процесса.