RU1538586C - Method for gas injection into formation - Google Patents
Method for gas injection into formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU1538586C RU1538586C SU4154300A RU1538586C RU 1538586 C RU1538586 C RU 1538586C SU 4154300 A SU4154300 A SU 4154300A RU 1538586 C RU1538586 C RU 1538586C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- formation
- injection
- pressure
- liquid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам закачки газа в пласт. The invention relates to the oil industry, in particular to methods of pumping gas into the reservoir.
Цель изобретения - упрощение технологии закачки газа в пласт при снижении энергоемкости. The purpose of the invention is to simplify the technology of pumping gas into the reservoir while reducing energy intensity.
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. The method is carried out in the following sequence. Gas is injected into the well with a relatively high density fluid, brought to the bottom, where the phases are separated, for example, using a bottomhole gas separator, followed by transfer of gas compressed to the injection pressure into the reservoir, by draining the fluid through an independent channel to the surface and its reuse in the specified technological process or in other production operations.
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). Increasing the pressure of gas compression and preventing injection into the reservoir together with the gas of liquid are achieved by diverting the separated liquid through an independent channel to the day surface in an adjustable volume, for example, in a volume equal to the injected volume, and with back pressure by using a regulating device (flow or pressure regulator).
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. To achieve high pressure of gas injection into the formation, the well through which gas is injected into the formation is drilled to a depth exceeding the depth of the formation, and the gas-liquid mixture is pumped and phase separation is carried out at a greater depth than the formation in which the gas is injected.
В общем случае глубина скважины, в которой устанавливают забойный газосепаратор и производят разделение газа и жидкости с достаточным приближением, определяется по следующей формуле:
Hскв= + Δhпотерь , где Нскв - глубина скважины, на которой устанавливают забойный газосепаратор, м;
Рнагнет - давление нагнетания газа в пласт на глубине залегания пласта, МПа;
Ру - давление на устье при закачке в скважину газожидкостной смеси, МПа;
ρсм- плотность газожидкостной смеси, т/м3;
Δ hпотерь - потери давления на участке от устья скважины до забоя при прокачке газожидкостной смеси, м.In the general case, the depth of the well in which the bottomhole gas separator is installed and gas and liquid are separated with a sufficient approximation is determined by the following formula:
H well = + Δh losses , where N SLE is the depth of the well on which the bottomhole gas separator is installed, m;
P injection - pressure of gas injection into the formation at the depth of the formation, MPa;
P y - pressure at the mouth when injecting a gas-liquid mixture into the well, MPa;
ρ cm is the density of the gas-liquid mixture, t / m 3 ;
Δ h losses - pressure loss in the area from the wellhead to the bottom when pumping a gas-liquid mixture, m
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. In the absence of the need to pump all the compressed gas into the reservoir, it is partially diverted through an independent channel through the back pressure regulator to the surface and is used in similar or other operations.
Способ позволяет закачивать в пласт вместе с газом и жидкость частично или в полном объеме. The method allows injecting into the formation together with gas and liquid partially or in full.
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. Gas is injected into the formation by pumping it through the bottom of the well together with a high-density fluid. In this case, gas due to the hydrostatic column of the gas-liquid mixture acquires the pressure necessary for injection into the reservoir, and under this pressure is pumped into the reservoir, and the liquid used to perform gas compression work and separated from it is diverted through an independent channel to the wellhead and then into an individual system for reuse or for other uses.
На чертеже показана схема для осуществления способа закачки газа в пласт. The drawing shows a diagram for implementing a method of pumping gas into the reservoir.
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. From a pumping unit 1, for example a block cluster pump station (BKNS), a liquid, for example water, enters a
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. With an excess volume of injected gas, it partially through the independent channel, for example, through the
Пример осуществления способа с указанием параметров рабочего процесса приводится ниже. An example implementation of the method indicating the parameters of the workflow is given below.
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.A liquid of increased density, for example 1.5 t / m 3 , in the form of a chalk solution, saline water and others under pressure, for example 15 MPa, is supplied to receive a liquid-
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. The gas-liquid mixture to the bottom of the
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.The depth of the
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. If, for development reasons, not all gas is required to be pumped into
В таблице приведены параметры известного и предлагаемого технологических процессов. The table shows the parameters of the known and proposed technological processes.
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. As follows from the table, the present invention allows to inject gas into the reservoir under a pressure of 20 MPa, having an initial pressure of 5 MPa on the surface. If we consider that up to 10 MPa, i.e. 5 MPa, gas compression is carried out in a known manner, for example due to ejection, then the increase in gas pressure to the remaining 10 MPa is achieved only through the implementation of the invention.
Пример использования данной расчетной формулы. При Рнагет=20 МПа, Ру=10 МПа, потери давления на участке 100 м и плотности газожидкостной смеси, закачиваемой в скважину, 1,1:
Hскв= + 100 = 1500 м , что соответствует глубине установки забойного газосепаратора, принятой в примере осуществления предлагаемого способа.An example of using this calculation formula. When P pressure = 20 MPa, P y = 10 MPa, pressure loss in the area of 100 m and the density of the gas-liquid mixture injected into the well, 1.1:
H well = + 100 = 1500 m, which corresponds to the installation depth of the bottomhole gas separator adopted in the example implementation of the proposed method.
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 и достигнут 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. The process can be regulated by changing various parameters. For example, by changing the density of the liquid, the gas-liquid factor, the pressure at the wellhead, the installation depth of the bottomhole gas separator, and others, it is possible to change the pressure of the gas injection into the formation. The use of control devices at the wellhead allows you to pump clean gas, a gas-liquid mixture in any proportion into the formation, or use this well only to compress the gas and then divert it to the surface. The possibility of multiple use in the process of a liquid of high density increases its economic efficiency. This technology allows us to use, not complex and energy-intensive compressor machines, but pumping units, the production of which has been mastered by the domestic industry, and a high level of their operation has been used as an energy source for compressing gas. The advantage of the proposed method is that it can be implemented on remote and dispersed deposits both on small and large scales. In this case, raw gas can be used as gas without taking into account any requirements for its preparation. When using compressor machines for gas compression, it becomes necessary to ensure a high degree of its preparation: cleaning, drying, liquid phase utilization, etc. At the same time, it is not always possible to provide the required volumes and parameters of gas injection with the available capacities of compressor machines.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4154300 RU1538586C (en) | 1986-12-01 | 1986-12-01 | Method for gas injection into formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4154300 RU1538586C (en) | 1986-12-01 | 1986-12-01 | Method for gas injection into formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1538586C true RU1538586C (en) | 1994-11-15 |
Family
ID=30440555
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4154300 RU1538586C (en) | 1986-12-01 | 1986-12-01 | Method for gas injection into formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1538586C (en) |
-
1986
- 1986-12-01 RU SU4154300 patent/RU1538586C/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 823655, кл. F 04F 1/20, 1979. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4711306A (en) | Gas lift system | |
US7654319B2 (en) | Closed loop multiphase underbalanced drilling process | |
RU2689452C2 (en) | Modular installation for processing flow of composition of reverse inflow and methods for processing it | |
US10047596B2 (en) | System and method for disposal of water produced from a plurality of wells of a well-pad | |
CN86106505A (en) | Gas anchor device at bottom of well | |
CN108756847B (en) | Oil-water separation unit double-pump injection-production system before pump | |
CA2031569A1 (en) | Method and means for introducing treatment fluid into a subterranean formation | |
RU2389869C1 (en) | Method of preparing and supplying heterogeneous mixtures to formation, and plant for method's implementation | |
RU136082U1 (en) | INSTALLATION OF PREPARATION AND INJECTION OF A FINE DISPERSED WATER-GAS MIXTURE (MDVHS) IN A PLAST | |
ES8300953A1 (en) | Apparatus and method for pumping hot, erosive slurry of coal solids in coal derived, water immiscible liquid. | |
RU1538586C (en) | Method for gas injection into formation | |
CN113482586A (en) | Offshore thermal recovery thickened oil gathering and transportation treatment process bag | |
CN216008468U (en) | Offshore thermal recovery thickened oil gathering and transportation treatment process bag | |
RU2388905C1 (en) | Method of preparation and supply of liquid-gas mixture to bed | |
RU2722190C1 (en) | Method for development of multi-layer deposits of natural gases | |
BG99038A (en) | System for the product extraction from borehole wells | |
RU2062865C1 (en) | Method for exploitation of high-viscosity oil pool | |
RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
SU1740638A1 (en) | Method for development of oil pool with dissolved gas | |
RU2168614C1 (en) | Equipment for gas-lift method of oil production | |
RU2238400C1 (en) | System and method for restoring well productiveness and extraction of oil by pump method, including case after stopping | |
US3291069A (en) | Controlled pvt oil production | |
RU2324809C2 (en) | Compressed gas production method | |
SU1707189A1 (en) | Method of gas-lift well operation | |
RU92906U1 (en) | DEVICE FOR GAS PUMPING INTO THE LAYER |