RU1538586C

RU1538586C - Method for gas injection into formation

Info

Publication number: RU1538586C
Authority: RU
Inventors: Б.Т.-С. Муллаев
Original assignee: Муллаев Берт Тау-Султанович
Priority date: 1986-12-01
Filing date: 1986-12-01
Publication date: 1994-11-15

Abstract

FIELD: oil producing industry. SUBSTANCE: method includes gas compression, its delivery to wellhead and gas transportation through independent channel of well below perforations together with fluid whose density exceeds 1.0 t/cu. m. Then, gas is separated from fluid before injection of gas into formation, and fluid is withdrawn through individual channel. Unstripped gas may be used for the purpose with its no preparation. Offered method may be realized on remote and dispersed oil fields on small and large scale application. EFFECT: simplified process of gas injection into formation and reduced power consumption. 1 dwg, 1 tbl

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:
H_скв=

+ Δh_потерь , где Н_скв - глубина скважины, на которой устанавливают забойный газосепаратор, м;
Р_нагнет - давление нагнетания газа в пласт на глубине залегания пласта, МПа;
Р_у - давление на устье при закачке в скважину газожидкостной смеси, МПа;
ρ_см- плотность газожидкостной смеси, т/м³;
Δ h_потерь - 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 mixer 2 under some excess pressure, to which natural gas is supplied from a gas source, for example a natural gas field 3, under the same or lower pressure. As the mixer 2, you can use a liquid-gas ejector, which will allow you to use a gas source with lower pressure. From the mixer 2, the gas-liquid mixture through the pipe 4 enters the mouth of the injection well 5 (pos. A) and then through the tubing 6 to the bottomhole gas separator 7, which is installed below the bed of the productive formation 8. From the bottomhole gas separator 7, gas released from the liquid under pressure injection is injected into the reservoir 8, and the fluid through an independent channel 9, for example, through the second concentric (or parallel) row of tubing, rises to the day surface to the wellhead 5 and through her device 10 is bypassed to the liquid discharge system 11 for reuse in said process or in other industrial operations.

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 annular space 12 of the well 5, also rises at the wellhead 5, passes through the control device 13 and is sent for injection into the reservoir through another injection well or for other production needs.

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-gas ejector 2 in a volume of 3 thousand m ³ / day. A gas, for example hydrocarbon gas, is supplied to the ejector 2 at a pressure of 5.0 MPa from a natural gas field 3. When pressure is lost on the ejector 5.0 MPa due to the ejector effect, gas in the volume of 60 thousand m ³ / day is drawn from calculation of 20 m ^{3 of} gas per 1 m ^{3 of} pumped liquid. A gas-liquid mixture at a pressure of 10.0 MPa at the wellhead is pumped into well 5. Well 5 is equipped with two concentric rows of tubing 6 and 9, lowered below formation 8, into which gas is injected. At the end of the inner row of pipes 9, a downhole gas separator 7 is installed.

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 well 5 is pumped along the inner row of the tubing 9, passes through the bottom-hole gas separator 7, in which gas and liquid are separated at a pressure equal to the sum of wellhead pressure and the pressure of the column of gas-liquid mixture. In this case, the column pressure of a gas-liquid mixture depends on its density, i.e. on the density of the liquid phase and the gas factor, as well as on the depth of the well 5, i.e., the installation depth of the bottomhole gas separator 7, for example 1500 m

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 productive formation 8, which provides for gas injection, is, for example, 1000 m. The pressure of gas injection into the formation 8 at a depth of its occurrence is 20.0 MPa. When the density of the gas-liquid mixture is 1.1 t / m ^{3, the} pressure of the separated gas at a depth of 1500 m, minus hydraulic losses, is 20.0 MPa, which ensures its injection into the reservoir 8 by bypass from the gas separator 7 through the annulus 12. The degassed liquid is transferred into the annular the space formed between the inner 6 and outer 9 rows of tubing and rises at the wellhead 5, where, having passed through the regulating device 10, it is discharged into the liquid discharge system 11 for supply to reuse generation or for other production needs.

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 reservoir 8 or if it is completely unnecessary to be pumped through this well 5 (see pos. A), it is partially or completely taken through the annulus 12 to the day surface and after passing through the control device 13 it is sent to another injection well or used for other production needs.

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 Р_нагет=20 МПа, Р_у=10 МПа, потери давления на участке 100 м и плотности газожидкостной смеси, закачиваемой в скважину, 1,1:
H_скв=

+ 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

METHOD OF GAS INJECTION INTO THE FORMATION, including compression, approach to the wellhead, transport through an independent channel of the well and injection of gas into the formation, characterized in that, in order to simplify the technology of injecting gas into the formation while reducing energy consumption, the supply of gas to the wellhead and transport on its own channel well is performed below the producing formation perforations in conjunction with a liquid density greater than 1.0 t / ^m3, followed by separation of gas from liquid prior to injection of gas into the formation and discharge of fluid to the independent Nala.