УСТАНОВКА ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ
INSTALLATION FOR WATER-ALTERNATED-GAS INJECTION TO OIL FORMATION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к установкам получения водогазовой смеси и закачки ее в нефтяной пласт.
Известны технические устройства подготовки газированной жидкости и закачки ее в пласт с использованием эжекторов (например, патент РФ №2190757, патент РФ №2383723).
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.
3
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 известных устройствах для увеличения объемного содержания газа в водогазовой смеси газ перед подачей в эжектор необходимо сжать с помощью компрессоров, использование которых значительно повышает затраты.
Наиболее близкой к предлагаемому решению по технической сущности является установка подготовки газированной воды для закачки в систему поддержания пластового давления по патенту РФ №2293843 - прототип, в которой реализовано решение по сжатию водогазовой смеси в несколько ступеней.
Недостатком известной установки является уменьшение объемного содержания газа в водогазовой смеси на каждой последующей ступени сжатия после первой, вследствие того что только в эжектор первой ступени подается газ, а на последующих ступенях для перекачивания и сжатия водогазовой смеси в каждый эжектор добавляется вода, используемая в качестве рабочей жидкости, в итоге на выходе из эжектора последней ступени получается «обедненная» газом водогазовая смесь.
Например, для получения на выходе из известного технического комплекса водогазовой смеси с давлением 12,0 МПа и при использовании на входе в комплекс газа из 1-й ступени сепарации (Р=0,6 МПа) необходимо применить не менее трех силовых агрегатов, расположенных последовательно в три ступени сжатия:
3
3
- на 1-й ступени: в эжектор подается газ (Р=0,6 МПа), рабочая жидкость - вода (Р~12,0 МПа), на выходе из эжектора - водогазовая смесь с давлением до ~2,5 МПа и объемным содержанием газа примерно 0,3…0,3 5 м в 1 м воды;
3
3
- на 2-й ступени: в эжектор подается водогазовая смесь из 1-й ступени сжатия (Р=2,5 МПа), рабочая жидкость - вода (Р~18,0 МПа), на выходе из эжектора - водогазовая смесь с давлением до ~7,5 МПа и объемным содержанием газа не более 0,15 м в 1 м воды (уменьшается за счет добавления в перекачиваемую водогазовую смесь дополнительного объема воды в виде рабочей жидкости);
3
3
- на 3-й ступени: в эжектор подается водогазовая смесь из 2-й ступени сжатия (Р=7,5 МПа), рабочая жидкость - вода (Р~22,0 МПа), на выходе из эжектора - водогазовая смесь с давлением до ~12,0 МПа и объемным содержанием газа не более 0,1 м в 1 м воды (уменьшается за счет добавления в перекачиваемую водогазовую смесь дополнительного объема воды в виде рабочей жидкости).
Технической задачей настоящего изобретения является повышение объемного содержания газа в водогазовой смеси на выходе из установки.
Технический результат достигается тем, что в установке водогазового воздействия на нефтяной пласт, включающей водогазовые эжекторы с насосами рабочей жидкости, расположенными последовательно в несколько ступеней сжатия, в состав установки входят водогазовые сепараторы, установленные после каждого эжектора кроме эжектора последней ступени сжатия, при этом газовые патрубки водогазовых сепараторов соединены с входными газовыми патрубками эжекторов соответствующих ступеней сжатия, а патрубки выхода воды из водогазовых сепараторов соединены с входными патрубками насосов рабочей жидкости, выходные патрубки которых соединены с патрубками подачи рабочей жидкости эжекторов соответствующих ступеней.
На фиг. показана схема установки водогазового воздействия, содержащей: насос рабочей жидкости 1 и водогазовый эжектор 2 первой ступени сжатия водогазовой смеси; водогазовый сепаратор 3, насос рабочей жидкости 4 и водогазовый эжектор 5 второй ступени сжатия водогазовой смеси; сепаратор 6, насос рабочей жидкости 7 и водогазовый эжектор 8 третьей ступени сжатия водогазовой смеси; насос 9 дополнительной ступени сжатия; входные патрубки 10 насосов рабочей жидкости 1, 4, 7, 9; выходные патрубки 11 насосов рабочей жидкости 1, 4, 7, 9; входные газовые патрубки 12 эжекторов 2, 5, 8; патрубки 13 подачи рабочей жидкости в эжекторы 2, 5, 8; выходные водогазовые патрубки 14 эжекторов 2, 5, 8; входные водогазовые патрубки 15 сепараторов 3, 6; патрубки 16 выхода воды из сепараторов 3, 6; газовые патрубки 17 сепараторов 3, 6.
На чертеже условно показана схема установки с трехступенчатым сжатием водогазовой смеси, количество ступеней сжатия в установке может быть и больше. Кроме этого, в установке в качестве последней дожимной ступени может быть использован насос рабочей жидкости без эжектора (в случае технической возможности работы насоса с полученным содержанием водогазовой смеси).
Предлагаемая установка работает следующим образом.
Вода (рабочая жидкость) из системы поддержания пластового давления (ППД) (на фиг. не показано) через входной патрубок 10 поступает в насос рабочей жидкости 1 первой ступени сжатия, выходя из которого через патрубок 11 под давлением ~12,0 МПа направляется в патрубок 13 подачи рабочей жидкости в эжектор 2. Одновременно газ из первой (второй) ступени сепарации (на фиг. не показано) под давлением ~0,6 МПа подается через входной газовый патрубок 12 в эжектор 2, из которого водогазовая смесь через выходной водогазовый патрубок 14 под давлением ~2,0…2,5 МПа поступает через входной патрубок 15 в водогазовый сепаратор 3 второй ступени сжатия, где происходит отделение газа от воды и выход их из сепаратора, соответственно, через газовый патрубок 17 и патрубок выхода воды 16.
Далее вода из сепаратора 3 под давлением ~2,5 МПа поступает через патрубок 10 в насос 4, из которого через выходной патрубок 11 под давлением ~15,0 МПа направляется в патрубок 13 подачи рабочей жидкости эжектора 5, а газ из сепаратора 3 под давлением ~2,5 МПа поступает через входной газовый патрубок 12 в эжектор 5, из которого водогазовая смесь под давлением ~7,0…8,0 МПа поступает в водогазовый сепаратор 6, в котором снова происходит отделение воды и газа.
Затем вода из сепаратора 6 под давлением ~8,0 МПа через входной патрубок 10 поступает в насос рабочей жидкости 7, из которого под давлением ~19,0 МПа направляется в патрубок 13 подачи рабочей жидкости эжектора 8, а газ из сепаратора 6 под давлением ~8,0 МПа поступает во входной газовый патрубок 12 эжектора 8, из которого водогазовая смесь под давлением ~12,0 МПа подается в нефтяной пласт.
При необходимости сжатия водогазовой смеси до более высокого значения (до 35,0 МПа), возможно использование дополнительной ступени сжатия, на которой применяется один насос рабочей жидкости 9, конструкция которого позволяет работать на водогазовой смеси с полученным процентным содержанием газа в воде (по условиям входа). Например, в качестве такого дожимного насоса возможно использовать установку электроцентробежного насоса (УЭЦН), применяемую в системах поддержания пластового давления (ППД), которая позволяет работать на водогазовой смеси с процентным объемным содержанием газа в воде до 25%.
Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет увеличить объемное содержание газа в водогазовой смеси при многоступенчатом сжатии за счет того, что на каждой последующей ступени сжатия после первой в состав водогазовой смеси не добавляется дополнительный объем воды, используемый в качестве рабочей жидкости для сжатия водогазовой смеси.