УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ И ЗАКАЧКИ МЕЛКОДИСПЕРСНОЙ ВОДОГАЗОВОЙ СМЕСИ (МДВГС) В ПЛАСТ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения нефти из пласта путем закачки физико-химических веществ.
Закачку газов, как метод разработки нефтяных месторождений, в мировой практике применяются достаточно давно. Основное преимущество перед заводнением нефтяных пластов - реализация принципа смешивающегося вытеснения. Однако, возврат попутно добываемого нефтяного газа (ПНГ) в пласт для уменьшения выбросов в атмосферу парниковых газов, с одной стороны, и увеличение нефтеотдачи, с другой, требует, как правило, компремирования этого газа до давлений 40-50 МПа. Энергозатраты на компремирование при этом сопоставимы с энергией, получаемой от сжигания соответствующего количества углеводородного газа. Кроме того, обычная закачка ПНГ в неоднородный по проницаемости нефтяной пласт может привести к ускоренному прорыву закачиваемого в пласт газа к забою добывающих скважин и, соответственно, к уменьшению охвата пласта вытесняющим нефть агентом и, следовательно, к уменьшению нефтеотдачи. Этот недостаток преодолевается при закачке газа в виде водогазовой смеси - капиллярные силы препятствуют кинжальным прорывам газа. Тем не менее, одной из центральных нерешенных проблем данного метода воздействия на пласт является необходимость использования компрессоров. Действительно, попутный газ, поступающий с установок подготовки нефти к транспорту, имеет давление порядка одного МПа, а для реализации водогазового воздействия (ВГВ) требуется давление 10-11 МПа. Использование же компрессоров связано с приобретением дорогостоящего оборудования, сложного в эксплуатации, и большим энергопотреблением на сжатие газа. Кроме того, необходима достаточно сложная и металлоемкая система подготовки газа для компремирования.
Известны различные устройства подготовки и закачки МДВГ в пласт: «Система для водогазового воздействия на пласт» (патент РФ №2190760, 2002 г.), «Система для водогазового воздействия на пласт» (Патент РФ №2293178, 2005 г.), «Установка водогазового воздействия на нефтяной пласт» (Патент РФ №2455472, 2010 г.), «Система для водогазового воздействия на пласт» (патент РФ №2315859).
3
Общим недостатком известных устройств является низкое объемное содержание газа в водогазовой смеси при использовании в качестве источников газа низконапорных устройств - сепараторов I или II ступени сепарации с давлением газа не более 0,6 МПа. Например, при использовании газа из сепараторов I (II) ступеней сепарации при требуемом давлении закачки смеси в пласт 12,0 МПа и при давлении рабочей жидкости 20,0 МПа, объемный коэффициент эжекции составит не более 0,11, то есть в водогазовой смеси в каждом кубическом метре воды будет перемешано не более 0,11 м газа. Поэтому, в устройстве для увеличения объемного содержания газа в водогазовой смеси газ перед подачей в эжектор необходимо сжать с помощью компрессоров, использование которых усложняет конструкцию устройства и значительно повышает затраты.
Наиболее близким техническим решением к заявляемому изобретению является установка для осуществления способа увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси в пласт, содержащая эжектор-смеситель с линиями подачи газа и воды, на выходе которого установлен насосный агрегат, сепаратор высокого давления, для отделения избыточного количества воды, вход которого гидравлически связан с насосным агрегатом, линию подачи водогазовой смеси, соединяющую сепаратор с нагнетательной скважиной, и линию сброса воды, гидравлически связывающей сепаратор и линию подачи воды в сепаратор (Патент РФ 2357074, 2007 г.).
Недостатком известного технического решения является невозможность получения устойчивой водогазовой смеси (ВГС) не меняющей степень дисперсности при ее движении от устья до забоя нагнетательной скважины.
Также данное устройство не позволяет использовать его для утилизации низконапорного попутно добываемого нефтяного газа (ПНГ). Вытеснение нефти из продуктивного пласта осуществляют водогазовой смесью с содержанием газа в этой смеси в диапазоне от 30 до 75% от объема смеси, в условиях вытеснения нефти, для чего на выходе центробежной насосной установки и перед нагнетанием водогазовой смеси в скважины производят отделение лишнего количества воды из водогазовой смеси с помощью сепаратора, которую затем подают во всасывающий коллектор центробежной насосной установки.
Задачей изобретения является упрощение конструкции устройства и снижение энергозатрат при подготовке и закачке МДВГС в пласт.
На фиг.1. по казана общая схема установки, на фиг.2 изображена часть нагнетательной скважины со шнековым завихрителем в разрезе.
Установка содержит эжектор-смеситель (1), линия подачи газа (2) линия подачи воды (3), выход (5) из эжектора-смесителя, насосный агрегат (4), сепаратор высокого давления (A), выход (6) из сепаратора высокого давления, нагнетательная скважина (7), колонна насосно-компрессорных труб (8), межтрубное пространство (9), линия подачи (10) ВГС, линия сброса воды (11), пакер (12), межтрубное пространство (13), цилиндрическая камера (14) сепаратора, шнековый завихритель потока (15), патрубок (16), каналы (17) для отвода отсепарированной воды, расходомеры (18, 19, 20), регулирующие клапаны (21, 22, 23), контролер (24), вход (25) контролера, дозирующий насос (26), емкость для ПАВ (27), выходной патрубок дозирующего насоса (28).
Работает установка следующим образом.
Поступающие с промысла вода и газ по линиям (3) и (2) поступают в эжектор-смеситель (1), где происходит их перемешивание и диспергирование с образованием водогазовой смеси (ВГС). Полученная ВГС поступает на вход (6) насосного агрегата (4), где давление поднимается до необходимой величины, а затем высоконапорная ВГС подается по линии (10) в колонну НКТ (8). Двигаясь по колонне НКТ ВГС попадает в сепаратор A, выполненный в виде камеры (14) с установленным в ее верхней части шнековым завхрителем (15). Попадая в сепаратор А поток закручивается, что приводит к перераспределению концентрации газовых пузырьков в потоке, а именно, увеличению их концентрации в ядре потока и уменьшению в пристенной области. Таким образом, под действием центробежных сил избыточная вода отбрасывается к стенкам камеры (14), а в центе образуется поток ВГС с повышенным газосодержанием. Установка пакера (12) под сепаратором обеспечивает возможность удаления обезгаженной воды через каналы (17) в межтрубное пространство (13) и ее дальнейшее поступление по линии (11) на вход (6) насоса (4). Водогазовая смесь с повышенным до требуемого для эффективного воздействия на нефтеотдачу значением газосодержания выходит через патрубок (16) в колонну НКТ и далее в нефтяной пласт.Выполнение нижней части корпуса сепаратора обеспечивает более полное отделение избыточной воды. Установка на линиях подачи газа (2), воды (3) и сброса воды (11) из сепаратора расходомеров (18, 19 и 20) и регулирующих клапанов (21, 22, 23), и контролера (24), на вход (25) которого подаются показания расходомеров, а выходной сигнал подается на регулирующие клапаны обеспечивает возможность контроля за расходами воды и газа (т.е. контроль за величиной газосодержания в нагнетаемой ВГС и поддержание ее на заданном уровне), обеспечивая тем самым высокую эффективность процесса вытеснения нефти. Дозированную подачу ПАВ из емкости (27) осуществляют с помощью дозирующего насоса (26) через выходной патрубок (28).
В таблице приведены результаты использования установки.
P/G<sub>газа</sub> МПа/м<sup>3</sup>/ч
Р/G<sub>воды</sub> МПа/м<sup>3</sup>/ч
P<sub>эжект.</sub>
Газосо
Р<sub>уст</sub>. МПа
Газосо
P<sub>заб.</sub> МПа
G<sub>воды избыт.</sub> м<sup>3</sup>/ч
Газосодержание забой. %.
держание <sub>нач.</sub> %
держание <sub>уст.</sub> %
0,6/5
20/4
3
20
20
3.6
42
3.52
15
0,6/5
20/4
3
20
20
42
3.715
25
0,6/5
20/4
3
20
20
30
3.666
30
0,6/5
20/4
3
20
20
30
3.5
20
0,6/5
20/4
3
20
20
30
3.8
50
Из приведенных результатов видно, что при использовании установки были достигнуты следующие показатели: объемное содержания газа в пластовых условиях составило 20-25%, что позволило почти вдвое (по сравнению с прототипом) сократить объем закачиваемого газа при сохранение эффективности процесса извлечения нефти. Это в свою очередь обеспечило двукратное снижение затрат на компремирование и закачку газа. При использовании предложенного технического решения не происходит расслоение водогазовой смеси при ее движении по НКТ, так как водогазовая смесь с заданными параметрами получают вблизи забоя скважины и ее расслоение не успевает произойти. Важной особенность предложенного технического решения является использование для сжатия газа гидростатического давления столба воды в скважине, что также снижает затраты на закачку ВГС.
При этом использования компрессорного оборудования на поверхности не понадобилось, что значительно упростило конструкцию установки и снизило энергозатраты на подготовку и закачку МДВГС в пласт.