УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЗАКАЧКИ ГАЗА В ПЛАСТ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для закачки газа в пласт.
Из опыта применения технологий водогазового воздействия на пласт существует два варианта принципиальных подхода к реализации компримирования газа. Первый вариант - с предварительной подготовкой газа. Достигается он путем выделения из попутного нефтяного газа (ПНГ) метановой составляющей, а это свыше 70% по объему, и дальнейшим сжатием метана с применением серийно выпускаемых поршневых компрессорных агрегатов. При этом конечное давление зависит только от количества ступеней компримирования.
При этом варианте существует ряд преимуществ и недостатков, но основной характерной чертой является необходимость подготавливать ПНГ перед сжатием, что влечет за собой, в первую очередь высокие капитальные вложения и немалые эксплуатационные затраты (обслуживание, запчасти, электроэнергия и т.д.).
Второй вариант - без предварительной подготовки газа. Достигается он путем применения в качестве первой ступени компримирования мультифазных насосно-компрессорных агрегатов либо водо/газоэжекторных установок.
На сегодняшний день водо/газоэжекторные установки не получили широкого распространения в связи с их невысоким КПД (≈20%), что зачастую связано с большими затратами энергии на циркуляцию рабочей жидкости.
Заявляемая полезная модель позволяет обеспечить утилизацию ПНГ без значительных затрат на строительство и проектирование.
Анализ научно-технической литературы и патентов в этой области позволил выявить в качестве аналога устройство с помощью которого осуществляется способ закачки газа в пласт [Патент РФ №1538586, МПК Е21В 43/00, 1994 г.], состоящее из насосной установки, смесителя, источника газа, трубопровода и нагнетательной скважины со спущенными насосно-компрессорными трубами (НКТ). В известном способе перекачка газа осуществляется через забой скважины вместе с жидкостью повышенной плотности. При этом газ за счет гидростатического столба газожидкостной смеси приобретает давление, необходимое для закачивания в пласт, а жидкость, использованная для производства работы по компримированию газа и отделившаяся от него в забойном газосепараторе, отводится по самостоятельному каналу на устье скважины и далее в индивидуальную систему для повторного использования или для использования в других целях. Жидкость от блочной кустовой насосной станции (БКНС) поступает в жидкостно-газовый эжектор, к которому подводится газ из газодобывающих скважин, затем образовавшаяся смесь по колонне насосно-компрессорных труб поступает на забойный газосепаратор, где происходит разделение смеси на газ и жидкость. Выделившийся газ нагнетается в пласт, а жидкость по самостоятельному каналу поднимается на поверхность.
Недостатком указанного устройства является необходимость в бурении скважины на глубину, намного превышающую глубину залегания пласта. При этом давление закачки сильно зависит как от глубины установки газосепаратора, так и от плотности газожидкостной смеси.
Наиболее близким технологическим решением, выбранным в качестве прототипа, является устройство для осуществления способа получения сжатого газа. (Патент РФ №2324809 С2, МПК Е21В 43/00, 2006 г.).
Устройство состоит из источника газа, например факельной линии системы промысловой подготовки нефти, смесителя в качестве которого может выступать газоэжекторная установка, трубопровода и нагнетательной скважины со спущенными НКТ.
Согласно изобретению НКТ спускают выше перфорационных отверстий пласта. Газ в смеси с жидкостью закачивают с возможностью их отделения за счет гравитационных сил и образования газовой шапки в затрубном пространстве НКТ с постепенным отдавливанием жидкости вниз. При этом давление сжатия газа задают глубиной спуска НКТ, содержанием газа в смеси с жидкостью и плотностью жидкости. После этого сжатый газ отбирают на устье скважины, а жидкость закачивают в пласт на поддержание пластового давления.
Недостатками известного технического решения являются высокие затраты энергии на обеспечение работы насосного и компрессорного оборудования, обусловленные низкими значениями КПД газоэжекторных установок, а также необходимость в больших значениях производительности насосных установок для нагнетания жидкости. Реализация данного способа в качестве начальной ступени компримирования попутного нефтяного газа на малых нефтяных месторождениях влечет за собой высокие капитальные и эксплуатационные затраты.
Задачей заявляемой полезной модели является снижения капитальных и эксплуатационных затрат.
Поставленная задача решается тем, что устройство для закачки газа в пласт, включающее источник газа, газоэжекторную установку, трубопровод и нагнетательную скважину со спущенными насосно-компрессорными трубами, согласно изобретению, оно дополнительно снабжено компрессором с гидрозатвором, расположенным между газоэжекторной установкой и нагнетательной скважиной и пакером, установленным на насосно-компрессорных трубах.
На фиг. представлена заявляемая полезная модель. Он включает в себя газовую скважину 1, газоэжекторную установку 2, источник попутного нефтяного газа 3, дожимной компрессор с гидрозатвором 4, нагнетательную скважину 5, колонну насосно-компрессорных труб НКТ 6, и пакер высокого давления 7.
Устройство работает следующим образом.
Природный газ от газодобывающей скважины (1) пропускают через эжектор (2), к которому подводится ПНГ от УПН (3) или другого источника. Далее смесь газов при определенном давлении подается на вход компрессора с гидрозатвором (4), в котором ее давление повышается до необходимого для закачки значения. В качестве компрессора с гидрозатвором можно использовать устройство по патенту RU 2316673. При давлении закачки газ подается на устье нагнетательной скважины (5), и по колонне НКТ (6) подается в зону расположения перфорационных отверстий. Межтрубное пространство нагнетательной скважины оборудуется пакером (7) высокого давления.
Количество закачиваемого газа и давление закачки поддаются регулированию путем изменения режимов работы компрессора с гидрозатвором. При этом к газу, поступающему от газодобывающих скважин, а также к его смеси с ПНГ не предъявляется никаких дополнительных требований по подготовке. Явным преимуществом предлагаемого технического решения является отсутствие необходимости в нагнетании значительных объемов рабочего агента - жидкости.
Устройство позволяет закачивать в пласт вместе с газом и жидкость, в зависимости от режима работы компрессора с гидрозатвором. Также данное устройство позволяет решить проблему утилизации попутного нефтяного газа без дополнительной его подготовки.