RU2208138C1 - Complex for development of oil or gas-condensate deposit (versions) - Google Patents
Complex for development of oil or gas-condensate deposit (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2208138C1 RU2208138C1 RU2001134257A RU2001134257A RU2208138C1 RU 2208138 C1 RU2208138 C1 RU 2208138C1 RU 2001134257 A RU2001134257 A RU 2001134257A RU 2001134257 A RU2001134257 A RU 2001134257A RU 2208138 C1 RU2208138 C1 RU 2208138C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- power plant
- gas
- complex according
- communicate
- gaseous mixture
- Prior art date
Links
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. The invention relates to the oil and gas industry and can be used, in particular, in the development of oil, gas and gas condensate fields.
Известен комплекс для добычи высоковязкой нефти, содержащий щелевой струйный компрессор, соединенный трубопроводами с парогенератором. Вырабатываемые в парогенераторе пар и дымовые газы смешивают в струйном компрессоре. Образующуюся на выходе струйного компрессора парогазовую смесь по трубопроводам подают к нагнетательным скважинам /см. описание изобретения к патенту РФ 2046933 С1, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 27.10.95/. A known complex for the production of highly viscous oil containing a slotted jet compressor connected by pipelines to a steam generator. The steam and flue gases generated in the steam generator are mixed in a jet compressor. The vapor-gas mixture formed at the outlet of the jet compressor is piped to the injection wells / cm. Description of the invention to the patent of the Russian Federation 2046933 C1, cl. E 21 B 43/24, publ. 10.27.95 /.
К недостаткам известного комплекса можно отнести то, что не решен вопрос электроснабжения промыслового оборудования. The disadvantages of the known complex include the fact that the issue of power supply for field equipment has not been resolved.
Наиболее близким по технической сущности к вариантам выполнения предлагаемого комплекса и достигаемому результату является комплекс, содержащий энергосиловую установку с электрическим генератором и не менее чем одним выходом для отходящих газов, в которой преобразуют энергию топлива в механическую энергию, а последнюю преобразуют в электрическую (с использованием электрического генератора), нагнетательное устройство, не менее чем один выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной. Энергосиловая установка сообщена с добывающими скважинами (через сепаратор в виде газоотделителя) с возможностью поступления в нее из добывающих скважин газообразной смеси /см. описание изобретения к патенту СССР 1729300 A3, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.4.92/. The closest in technical essence to the options for the implementation of the proposed complex and the achieved result is a complex containing a power plant with an electric generator and at least one outlet for exhaust gases, in which the fuel energy is converted into mechanical energy, and the latter is converted into electrical energy (using electrical generator), an injection device, at least one output of which is configured to communicate with at least one injection well. The power plant is in communication with producing wells (through a separator in the form of a gas separator) with the possibility of entering into it from the producing wells a gaseous mixture / cm. Description of the invention to USSR patent 1729300 A3, cl. E 21 B 43/24, publ. 23.4.92 /.
К недостаткам известного комплекса можно отнести значительный расход топливно-энергетических ресурсов в энергосиловой установке (которая в известном комплексе выполнена в виде высокотемпературного реактора, закрытого гелиевого контура, двух парогенераторов, реакционной печи, газодувки, подогревателя, соединенных механической связью паровой турбины и электрического генератора) для воздействия на залежь, которое осуществляют паром, закачиваемым в залежь нагнетательным устройством (которое в известном комплексе выполнено в виде насоса с паропреобразователем). Это приводит к повышению энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки нефтяных месторождений. The disadvantages of the known complex include a significant consumption of fuel and energy resources in a power plant (which in the known complex is made in the form of a high-temperature reactor, a closed helium circuit, two steam generators, a reaction furnace, a gas blower, a heater connected by a mechanical connection between a steam turbine and an electric generator) for impact on the reservoir, which is carried out by steam, pumped into the reservoir by the injection device (which in the known complex is made in the form of a pump CA with steam converter). This leads to an increase in energy intensity (unit energy consumption) of the oil field development process.
Изобретение направлено на снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки месторождения при увеличении дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяного месторождения (соответственно конденсатоотдачи при разработке газоконденсатного месторождения), кроме этого, на увеличение количества выработанной электрической и тепловой энергии, повышение надежности оборудования, снижение отрицательных экологических последствий процесса разработки месторождения. The invention is aimed at reducing the energy intensity (specific energy costs) of the field development process while increasing the production rate of oil wells and oil recovery during the development of the oil field (respectively, condensate recovery during the development of the gas condensate field), in addition, to increasing the amount of generated electric and thermal energy, increasing the reliability of equipment, reducing negative environmental impacts of the field development process.
Технический результат в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса, включающего энергосиловую установку с электрическим генератором и не менее чем одним выходом для отходящих газов, которая сообщена с добывающими скважинами с возможностью поступления в нее из добывающих скважин газообразной смеси, нагнетательное устройство, не менее чем один выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной, достигается за счет того, что энергосиловая установка содержит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель с возможностью сжигания в любом из них поступившей газообразной смеси, при этом не менее чем один выход энергосиловой установки для отходящих газов выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом энергосиловой установки, а последняя выполнена с возможностью получения в ней смеси, содержащей поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух, причем не менее чем один выход для отходящих газов энергосиловой установки выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом нагнетательного устройства, а вал электрического генератора соединен механической связью с валом газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля; комплекс снабжен сепаратором, при этом энергосиловая установка дополнительно сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной через сепаратор. The technical result in the first embodiment of the proposed complex, which includes a power plant with an electric generator and at least one outlet for exhaust gases, which is in communication with the producing wells with the possibility of entering into it from the producing wells a gaseous mixture, an injection device, at least one outlet which is configured to communicate with at least one injection well, is achieved due to the fact that the power plant contains a gas engine, or a gas turbine engine or gas diesel engine with the possibility of burning the gaseous mixture in any of them, at least one output of the power plant for exhaust gases is made with the possibility of communication with at least one input of the power plant, and the last is made with the possibility of receiving a mixture in it containing the incoming gaseous mixture, part of the exhaust gases and air used during combustion as an oxidizing agent, with at least one outlet for the exhaust gases of the power plant n to communicate with at least one inlet of the inflator, and the shaft of the electric generator is coupled mechanically coupled to the shaft of a gas engine or a gas turbine engine or gas diesel engine; the complex is equipped with a separator, while the power plant is additionally communicated with at least one producing well through the separator.
Технический результат во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса, включающего энергосиловую установку с электрическим генератором и не менее чем одним выходом для отходящих газов, которая сообщена с добывающими скважинами через сепаратор с возможностью поступления в нее из сепаратора газообразной смеси, нагнетательное устройство, не менее чем один выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной, достигается за счет того, что энергосиловая установка содержит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель с возможностью сжигания в любом из них поступившей газообразной смеси, при этом не менее чем один выход энергосиловой установки для отходящих газов выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом энергосиловой установки, а последняя выполнена с возможностью получения в ней смеси, содержащей поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух, причем не менее чем один выход для отходящих газов энергосиловой установки выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом нагнетательного устройства, а вал электрического генератора соединен механической связью с валом газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля; энергосиловая установка дополнительно сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной. The technical result in the second embodiment of the proposed complex, which includes a power plant with an electric generator and at least one outlet for exhaust gases, which is in communication with producing wells through a separator with the possibility of entering into it from the separator a gaseous mixture, an injection device, at least one the output of which is configured to communicate with at least one injection well, is achieved due to the fact that the power plant contains a gas engine an engine, or a gas turbine engine, or a gas diesel engine with the possibility of burning the gaseous mixture in any of them, while at least one output of the power plant for exhaust gases is configured to communicate with at least one input of the power plant, and the latter is configured to receive it contains a mixture containing the incoming gaseous mixture, part of the exhaust gases and air used during combustion as an oxidizing agent, and at least one outlet for the exhaust gases of a power plant and is configured to communicate with at least one inlet of the inflator, and the shaft of the electric generator is coupled mechanically coupled to the shaft of a gas engine or a gas turbine engine or gas diesel engine; the power plant is additionally communicated with at least one production well.
Кроме этого, в любом из вариантов выполнения комплекса технический результат достигается за счет того, что комплекс снабжен насосом для нагнетания воды, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной; нагнетательное устройство выполнено в виде компрессора; комплекс снабжен дымососом, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки; комплекс снабжен блоком устройств подготовки газообразной смеси, при этом энергосиловая установка сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной и/или с сепаратором через блок устройств подготовки газообразной смеси; комплекс снабжен котлом-утилизатором, при этом котел-утилизатор выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки; выход нагнетательного устройства выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной; комплекс снабжен устройством для разделения газов, которое выполнено с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и с нагнетательным устройством; комплекс снабжен блоком устройств очистки отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и с нагнетательным устройством; энергосиловая установка снабжена системой охлаждения с подсоединенным к ней теплообменником; комплекс снабжен регулятором расхода отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и не менее чем с одним входом энергосиловой установки; блок устройств подготовки газообразной смеси выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством; котел-утилизатор и/или теплообменник выполнены/выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и/или с насосом. In addition, in any embodiment of the complex, the technical result is achieved due to the fact that the complex is equipped with a pump for pumping water, the output of which is configured to communicate with at least one injection well; the discharge device is designed as a compressor; the complex is equipped with a smoke exhauster, which is configured to communicate with at least one exhaust gas outlet of the power plant; the complex is equipped with a unit for preparing a gaseous mixture, while the power plant is connected to at least one producing well and / or with a separator through a unit for preparing a gaseous mixture; the complex is equipped with a recovery boiler, while the recovery boiler is configured to communicate with at least one exhaust gas outlet of the power plant; the output of the injection device is configured to communicate with at least one producing well; the complex is equipped with a device for gas separation, which is configured to communicate with at least one outlet for the exhaust gases of the power plant and with a discharge device; the complex is equipped with a block of exhaust gas purification devices of a power plant, which is configured to communicate with at least one outlet for exhaust gas of a power plant and with a discharge device; the power plant is equipped with a cooling system with a heat exchanger connected to it; the complex is equipped with an exhaust gas flow regulator of the power plant, which is configured to communicate with at least one outlet for the exhaust gas of the power plant and at least one input of the power plant; the unit for preparing the gaseous mixture is configured to communicate with the discharge device; the waste heat boiler and / or heat exchanger is / is configured to communicate with a discharge device and / or with a pump.
Известно использование нагнетательного устройства, например, компрессора для нагнетания в продуктивный пласт отходящих газов, в частности дымовых газов установок /см. , например, описание изобретения к патенту РФ 2046933 С1, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 27.10.95/. Однако вышеназванный технический результат не достигается, так как отсутствует связь парогенератора (в котором вырабатывают пар и дымовые газы) с добывающими скважинами или с сепаратором, при этом также не обеспечивается выработка электрической энергии. В прототипе /см. описание изобретения к патенту СССР 1729300 A3. кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.4.92/ имеется связь энергосиловой установки (содержащей электрический генератор) с добывающими скважинами (через сепаратор). Однако вышеназванный технический результат не достигается, в том числе потому, что отсутствует связь выхода для отходящих газов энергосиловой установки с нагнетательным устройством и, как следствие, отходящие газы не используются для воздействия на залежь. Для воздействия на залежь расходуется часть выработанного в энергосиловой установке пара (соответственно, часть выработанной в ней тепловой энергии). Вышеназванный технический результат в вариантах выполнения предлагаемого комплекса достигается благодаря тому, что использование энергосиловой установки с электрическим генератором, содержащей газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель, сообщенной
- с добывающими скважинами (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- с добывающими скважинами через сепаратор (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса) в совокупности с другими существенными признаками, указанными в формуле, позволит при закачке рабочего агента (отходящих газов энергосиловой установки, содержащих в качестве компонентов их состава азот и двуокись углерода) через нагнетательные скважины, например, в нефтяную залежь повысить дебит добывающих скважин и нефтеотдачу, что увеличит подачу и количество газообразной смеси - нефтяного газа;
- поступающего из добывающих скважин в энергосиловую установку с электрическим генератором (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- поступающего из сепаратора в энергосиловую установку с электрическим генератором (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса).It is known to use an injection device, for example, a compressor, for injecting waste gases into the reservoir, in particular flue gases of plants / cm. , for example, the description of the invention to the patent of the Russian Federation 2046933 C1, cl. E 21 B 43/24, publ. 10.27.95 /. However, the above technical result is not achieved, since there is no connection between the steam generator (in which steam and flue gases are generated) with production wells or with a separator, while the generation of electric energy is also not provided. In prototype / cm. Description of the invention to USSR patent 1729300 A3. class E 21 B 43/24, publ. 23.4.92 / there is a connection between the power plant (containing the electric generator) and production wells (through the separator). However, the above technical result is not achieved, including because there is no connection between the outlet for the exhaust gases of the power plant and the discharge device and, as a result, the exhaust gases are not used to affect the reservoir. To influence the deposit, a part of the steam generated in the power plant is used (respectively, a part of the thermal energy generated in it). The above technical result in embodiments of the proposed complex is achieved due to the fact that the use of power plants with an electric generator containing a gas engine, or a gas turbine engine, or gas diesel
- with producing wells (in the first embodiment of the proposed complex);
- with producing wells through a separator (in the second embodiment of the proposed complex), together with other essential features specified in the formula, will allow for the injection of a working agent (exhaust gases of a power plant containing nitrogen and carbon dioxide as components of their composition) through injection wells, for example, in an oil reservoir, increase the production rate of oil wells and oil recovery, which will increase the supply and quantity of a gaseous mixture - oil gas;
- coming from production wells into a power plant with an electric generator (in the first embodiment of the proposed complex);
- coming from the separator into a power plant with an electric generator (in the second of the embodiments of the proposed complex).
Увеличение подачи и количества нефтяного газа, поступающего в энергосиловую установку, обеспечит возможность повышения ее мощности (то есть мощности, генерируемой энергосиловой установкой), количества выработанной энергии (например, электрической энергии или электрической и тепловой энергии), а также количества выработанного рабочего агента. При этом увеличение подачи и количества нефтяного газа (соответственно, повышение мощности энергосиловой установки, увеличение выработки энергии и рабочего агента) обеспечивается не только из-за возрастания дебита скважин и количества флюида (то есть не только пропорционально изменению дебита скважин и количеству флюида), но и благодаря повышению газового фактора, поскольку при воздействии рабочего агента (содержащего азот и двуокись углерода) на залежь происходит испарение части углеводородных компонентов. An increase in the supply and amount of petroleum gas entering the power plant will provide an opportunity to increase its power (i.e., the power generated by the power plant), the amount of generated energy (e.g., electric energy or electric and thermal energy), as well as the amount of generated working agent. At the same time, an increase in the supply and quantity of petroleum gas (respectively, an increase in the power of a power plant, an increase in the generation of energy and a working agent) is provided not only due to an increase in the flow rate of the wells and the amount of fluid (that is, not only in proportion to a change in the flow rate of the wells and the amount of fluid), but and due to the increase in the gas factor, since when a working agent (containing nitrogen and carbon dioxide) acts on the reservoir, part of the hydrocarbon components evaporate.
Например, увеличение газового фактора пластовых нефтей, полученное под действием двуокиси углерода, составляло 30-35%, а для трапных нефтей в пересчете на запасы месторождения соответствовало открытию нового месторождения попутного газа /см., например, Мирсаяпова Л.И. Извлечение легких углеводородов из дегазированной нефти под действием СО2// Геология, разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта/Труды ТатНИПИнефть. - Казань: Татарское книжное изд-во, 1973, Вып. 22, с. 233, 236, 238; Вахитов Г. Г. , Намиот А.Ю., Скрипка В.Г. и др. Изучение вытеснения азотом на модели пласта при давлении до 70 МПа/Нефтяное хозяйство, 1985, 1, с. 37/. Вместе с тем по мере закачки рабочего агента в залежь будет также возрастать содержание азота и двуокиси углерода в отделенном от добываемого флюида газе. Например, при нагнетании двуокиси углерода в нефтяные залежи возможно повышение ее содержания до 90% в попутных нефтяных газах через шесть месяцев после начала ее закачки /см. Schedel R. L. EOR +СО2 = A gas processing challenge. //Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158/. Соответственно, будет уменьшаться возможность воспламенения нефтяного газа, забалластированного азотом и двуокисью углерода.For example, the increase in the gas factor of reservoir oils obtained under the influence of carbon dioxide was 30-35%, and for floor drain oils in terms of field reserves, it corresponded to the discovery of a new field of associated gas / see, for example, L. Mirsayapova Extraction of light hydrocarbons from degassed oil under the influence of CO 2 // Geology, oil field development, physics and hydrodynamics of the reservoir / Transactions of TatNIPIneft. - Kazan: Tatar Book Publishing House, 1973, vol. 22, p. 233, 236, 238; Vakhitov G.G., Namiot A.Yu., Violin V.G. et al. Study of nitrogen displacement on a reservoir model at pressures up to 70 MPa / Oil industry, 1985, 1, p. 37 /. At the same time, as the working agent is pumped into the reservoir, the content of nitrogen and carbon dioxide in the gas separated from the produced fluid will also increase. For example, when carbon dioxide is injected into oil deposits, it is possible to increase its content to 90% in associated petroleum gases six months after the start of its injection / cm. Schedel RL EOR + CO 2 = A gas processing challenge. // Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158 /. Accordingly, the possibility of ignition of oil gas ballasted with nitrogen and carbon dioxide will decrease.
То есть повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи и одновременное увеличение выработки энергии (и рабочего агента) обеспечиваются при опережающем росте выработки энергии (например, электрической энергии или электрической и тепловой энергии), а также рабочего агента. Вместе с тем уменьшается возможность воспламенения поступившего в энергосиловую установку нефтяного газа, содержащего значительный процент балластных веществ (азота и двуокиси углерода). Аналогично протекает процесс при разработке газоконденсатных месторождений. Увеличивается дебит добывающих скважин и конденсатоотдача, возрастает дебит и количество отделенной от добываемого флюида газообразной смеси, в том числе за счет испарившихся углеводородов из выпавшего в пласте конденсата. При этом отделенная от добываемого флюида газообразная смесь содержит значительное количество балластных веществ (азота и двуокиси углерода) - компонентов рабочего агента. That is, an increase in the production rate of production wells and oil recovery and a simultaneous increase in energy production (and a working agent) are provided with an accelerated growth in energy production (for example, electric energy or electric and thermal energy), as well as a working agent. At the same time, the possibility of ignition of oil gas supplied to the power plant containing a significant percentage of ballast substances (nitrogen and carbon dioxide) is reduced. The process is similar in the development of gas condensate fields. The production wells and condensate flow rate increase, the flow rate and the amount of the gaseous mixture separated from the produced fluid increase, including due to the evaporated hydrocarbons from the condensate deposited in the reservoir. In this case, the gaseous mixture separated from the produced fluid contains a significant amount of ballast substances (nitrogen and carbon dioxide) - components of the working agent.
Однако, поскольку в состав энергосиловой установки входит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель, обеспечивается возможность сжигания газообразной смеси, содержащей углеводородные компоненты и значительное количество балласта (в частности, азота и двуокиси углерода). В них производится воспламенение (и сгорание) газовоздушной смеси, находящейся под давлением. Это позволяет расширить пределы воспламенения газовоздушной смеси и, соответственно, обеспечить сжигание газообразной смеси, содержащей углеводородные компоненты и достаточно большой процент азота и двуокиси углерода. Например, концентрационные пределы воспламенения метано-воздушной смеси при давлении 1 МПа и температуре 20oС расширяются примерно в 2 раза (за счет возрастания верхнего предела воспламенения) по сравнению со стандартными условиями (при давлении 0,1 МПа и температуре 20oС) /см. Льюис Б., Эльбе Г. Горение, пламя, взрывы в газах. - М.: Мир, 1968, с. 575/. При этом, в частности, в начальной стадии нагнетания рабочего агента (до значимого увеличения содержания азота и двуокиси углерода в поступившей в энергосиловую установку газообразной смеси) для повышения детонационной стойкости газообразной смеси (наличие бутана, пентана и более тяжелых углеводородов в газообразном топливе значительно снижает его детонационную стойкость, а наличие азота и двуокиси углерода повышает детонационную стойкость газообразного топлива), используемой в качестве газообразного топлива, часть отходящих газов энергосиловой установки подают на вход энергосиловой установки с возможностью получения в ней смеси, содержащей поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух.However, since the power plant includes a gas engine, or a gas turbine engine, or gas diesel, it is possible to burn a gaseous mixture containing hydrocarbon components and a significant amount of ballast (in particular, nitrogen and carbon dioxide). They ignite (and burn) a gas-air mixture under pressure. This allows you to expand the ignition limits of the gas-air mixture and, accordingly, to ensure the combustion of the gaseous mixture containing hydrocarbon components and a sufficiently large percentage of nitrogen and carbon dioxide. For example, the concentration limits of ignition of a methane-air mixture at a pressure of 1 MPa and a temperature of 20 o C expand approximately 2 times (due to an increase in the upper limit of ignition) compared to standard conditions (at a pressure of 0.1 MPa and a temperature of 20 o C) / cm. Lewis B., Elbe G. Combustion, flame, gas explosions. - M.: Mir, 1968, p. 575 /. Moreover, in particular, in the initial stage of injection of the working agent (to a significant increase in the content of nitrogen and carbon dioxide in the gaseous mixture supplied to the power plant) to increase the detonation resistance of the gaseous mixture (the presence of butane, pentane and heavier hydrocarbons in the gaseous fuel significantly reduces it detonation resistance, and the presence of nitrogen and carbon dioxide increases the detonation resistance of gaseous fuels) used as gaseous fuels, part of the exhaust gases nergosilovoy installation are input power plant to obtain in it a mixture of the incoming gaseous mixture, part of the exhaust gases and used for the combustion in air as the oxidant.
Таким образом, повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи (соответственно, конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений) и увеличение выработки электрической энергии (или электрической и тепловой энергии), а также рабочего агента обеспечиваются при опережающем росте выработки энергии (и рабочего агента). Соответственно, благодаря данному свойству достигается снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений. Thus, an increase in the production rate of production wells and oil recovery (respectively, condensate recovery in the development of gas condensate fields) and an increase in the production of electric energy (or electric and thermal energy), as well as the working agent, are ensured with an outstripping growth in energy production (and working agent). Accordingly, due to this property, a reduction in energy intensity (unit energy consumption) of the process of developing oil and gas condensate fields is achieved.
Схема предлагаемого комплекса (варианты) приведена на чертеже. Любой из вариантов выполнения комплекса содержит: энергосиловую установку 1 с электрическим генератором 2 и выходом для отходящих газов 3, которая выполнена, например, в виде газового двигателя 4 (вместо него может быть установлен или газотурбинный двигатель, или газодизель) и электрического генератора 2, валы которых соединены механической связью 6, также энергосиловая установка 1 снабжена системой охлаждения 5; энергосиловая установка 1 выполнена с возможностью сообщения с сепаратором 7 (сообщенным с добывающими скважинами 8) и с добывающими скважинами 8, причем будем считать, что оборудование для эксплуатации скважины, в частности насосно-компрессорные трубы, является частью конструкции скважины (так же, как и /см., например, Коротаев Ю. П., Ширковский А. И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984, с. 60. Справочная книга по добыче нефти/Под редакцией Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974, с. 403), соответственно, под скважиной будем понимать также и оборудование (как часть конструкции скважины) для ее эксплуатации в надлежащем режиме и выполнения требуемых технологических операций; подсоединенный к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1 теплообменник 9; нагнетательное устройство 10 (в качестве нагнетательного устройства 10 может использоваться компрессор), вход 11 которого сообщен с выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1, а выход 12 нагнетательного устройства 10 выполнен с возможностью сообщения с нагнетательными скважинами 14 и/или с добывающими скважинами 8; электрический нагреватель 13; котел-утилизатор 15, который сообщен с выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1 и нагнетательным устройством 10; блок устройств очистки отходящих газов 16, который сообщен с нагнетательным устройством 10 и выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1; устройство для разделения газов 17, которое сообщено с нагнетательным устройством 10 и выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1; дымосос 18, который сообщен с выходом 3 энергосиловой установки 1; насосно-компрессорные трубы 19; регулятор расхода отходящих газов 20, через который сообщены дымосос 18 и вход 21 энергосиловой установки 1; устройство водоподготовки 22; насосно-компрессорные трубы 23; насос 24, выход 25 которого выполнен с возможностью сообщения с нагнетательными скважинами 14, также насос 24 выполнен с возможностью сообщения с котлом-утилизатором 15 и/или теплообменником 9; блок устройств подготовки газообразной смеси 26, через который энергосиловая установка 1 сообщена с добывающими скважинами 8 и/или с сепаратором 7; электрический нагреватель 27; задвижка 28. The scheme of the proposed complex (options) is shown in the drawing. Any of the options for the implementation of the complex includes: a power plant 1 with an electric generator 2 and an outlet for exhaust gases 3, which is made, for example, in the form of a gas engine 4 (instead of it, either a gas turbine engine or a gas diesel can be installed) and an electric generator 2, shafts which are connected by mechanical connection 6, also the power plant 1 is equipped with a cooling system 5; the power plant 1 is configured to communicate with a separator 7 (communicated with producing wells 8) and with producing wells 8, and we assume that the equipment for operating the well, in particular tubing, is part of the well’s construction (as well as / see, for example, Korotaev Yu. P., Shirkovsky A.I. Gas Production, Transport and Underground Storage - M .: Nedra, 1984, p. 60. Oil production reference book / Edited by Sh.K. Gimatudinov . - M .: Nedra, 1974, p. 403), respectively, by a well we will understand so the same equipment (as part of the well design) for its operation in the proper mode and the performance of the required technological operations; connected to the cooling system 5 of the power plant 1 heat exchanger 9; an injection device 10 (a compressor can be used as an injection device 10), the input 11 of which is connected to the exhaust gas outlet 3 of the power plant 1, and the output 12 of the injection device 10 is configured to communicate with injection wells 14 and / or production wells 8; electric heater 13; a waste heat boiler 15, which is in communication with the exhaust gas outlet 3 of the power plant 1 and the discharge device 10; the block of exhaust gas purification devices 16, which is in communication with the discharge device 10 and the outlet for the exhaust gases 3 of the power plant 1; a device for separating gases 17, which is in communication with the discharge device 10 and the outlet for the exhaust gases 3 of the power plant 1; a smoke exhauster 18, which is in communication with the output 3 of the power plant 1; tubing 19; the regulator of the flow of exhaust gases 20, through which the exhaust fan 18 and the input 21 of the power plant 1 are communicated; water treatment device 22; tubing 23; pump 24, the output 25 of which is configured to communicate with injection wells 14, also pump 24 is configured to communicate with a waste heat boiler 15 and / or heat exchanger 9; a device for preparing a gaseous mixture 26, through which the power plant 1 is in communication with producing wells 8 and / or with a separator 7; electric heater 27; gate valve 28.
Комплекс работает следующим образом. В первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса газообразная смесь, содержащая углеводородные газы, поступает в энергосиловую установку 1 из добывающих скважин 8. Например, при насосной эксплуатации нефтяных скважин, в частности, с использованием штанговых скважинных насосных установок (не показано) отделившийся в добывающих скважинах 8 нефтяной газ или его часть поступает в энергосиловую установку 1 из затрубного пространства скважин. Кроме газообразной смеси, поступающей в энергосиловую установку 1 из добывающих скважин 8, в нее дополнительно могут направлять всю газообразную смесь (или ее часть), которую отделяют в сепараторе 7 от добываемого флюида, поступившего в сепаратор 7 из добывающих скважин 8. До поступления в энергосиловую установку 1 подготовку газообразной смеси для сжигания в энергосиловой установке 1 могут производить в блоке устройств подготовки газообразной смеси 26. The complex works as follows. In the first embodiment of the proposed complex, the gaseous mixture containing hydrocarbon gases enters the power plant 1 from production wells 8. For example, when pumping oil wells, in particular, using sucker rod pumping units (not shown) separated in production wells 8 petroleum gas or part thereof enters the power plant 1 from the annulus of the wells. In addition to the gaseous mixture entering the power plant 1 from the production wells 8, the whole gaseous mixture (or part thereof), which is separated in the separator 7 from the produced fluid entering the separator 7 from the production wells 8, can be additionally sent to it. installation 1, the preparation of the gaseous mixture for combustion in the power plant 1 can be performed in the block devices for the preparation of the gaseous mixture 26.
Во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса газообразная смесь, содержащая углеводородные газы, поступает в энергосиловую установку 1 из сепаратора 7. Например, при фонтанной эксплуатации скважин (или при насосной эксплуатации нефтяных скважин в случае отвода нефтяного газа из затрубного пространства в выкидную линию скважины (не показано)) продукция из добывающих скважин 8 (при разработке нефтяных залежей это флюид, содержащий нефть, воду, газ, а при разработке газоконденсатных залежей это флюид, содержащий конденсат, газ, воду) подают в сепаратор 7. Кроме газообразной смеси, поступающей в энергосиловую установку 1 из сепаратора 7, в нее могут дополнительно направлять всю газообразную смесь (или ее часть) из добывающих скважин 8, например, при необходимости снижения давления в затрубном пространстве или, например, при разработке газонефтяных месторождений с одновременно раздельным отбором нефти и газа. До поступления в энергосиловую установку 1 подготовку газообразной смеси для сжигания в энергосиловой установке 1 могут производить в блоке устройств подготовки газообразной смеси 26. In the second embodiment of the proposed complex, the gaseous mixture containing hydrocarbon gases enters the power plant 1 from the separator 7. For example, during the flowing operation of wells (or during pumping of oil wells in the event of the removal of oil gas from the annulus to the flow line of the well (not shown)) products from producing wells 8 (in the development of oil deposits it is a fluid containing oil, water, gas, and in the development of gas condensate deposits it is a fluid containing condensate, gas, ode) is fed to the separator 7. In addition to the gaseous mixture entering the power plant 1 from the separator 7, the entire gaseous mixture (or part thereof) from the producing wells 8 can be additionally directed into it, for example, if necessary, to reduce the pressure in the annulus or, for example , in the development of gas and oil fields with simultaneous separate selection of oil and gas. Before entering the power plant 1, the preparation of the gaseous mixture for combustion in the power plant 1 can be performed in the block of devices for preparing the gaseous mixture 26.
Последующая работа любого из вариантов выполнения предлагаемого комплекса не отличается. В блоке устройств подготовки газообразной смеси 26 при необходимости обеспечивают снижение концентраций, содержащихся в газообразной смеси серы, механических примесей, влаги и других компонентов до значений, соответствующих требованиям, которые предъявляются к составу смесей, предназначенных для сжигания в энергосиловой установке 1. Также в блоке устройств подготовки газообразной смеси 26 при значительных количествах рабочего агента в газообразной смеси осуществляют его отделение от газообразной смеси, направляемой в энергосиловую установку 1. После этого рабочий агент подают в нагнетательное устройство 10. Для обеспечения равномерного поступления газообразной смеси в энергосиловую установку 1 в состав блока устройств подготовки газообразной смеси 26 может входить газгольдер (не показан). Газообразную смесь после выхода из блока устройств подготовки газообразной смеси 26 подают в энергосиловую установку 1, в которой поступившую газообразную смесь сжигают в газовом двигателе 4 (вместо него может быть установлен или газотурбинный двигатель, или газодизель), который используют в качестве приводного двигателя электрического генератора 2. Отходящие газы энергосиловой установки 1 (которые содержат по крайней мере часть отходящих газов газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля) через выход 3 поступают в котел-утилизатор 15. Температура отходящих газов может составлять около 350-400oС, что позволяет в котле-утилизаторе 15 производить нагрев нагнетаемой в залежь воды и/или нагнетаемого в залежь рабочего агента, а также теплоносителей, предназначенных для использования в промысловом оборудовании. После котла-утилизатора 15 отходящие газы энергосиловой установки 1 с использованием дымососа 18 подают в блок устройств очистки отходящих газов 16. В блоке устройств очистки отходящих газов 16 снижают процентное содержание вызывающих коррозию компонентов, механических примесей и влаги до допустимых значений. При невысокой детонационной стойкости газообразной смеси (например, из-за присутствия бутана, пентана и более тяжелых углеводородов) часть отходящих газов из блока устройств очистки 16 отходящих газов поступает через регулятор расхода отходящих газов 20 (задвижка 28 открыта) на вход 21 энергосиловой установки 1. В энергосиловой установке 1 получают смесь (до ее воспламенения или в процессе ее воспламенения), содержащую поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух. Например, данную смесь могут получать, первоначально смешивая поступившие газообразную смесь и отходящие газы, а после этого их смешивают с используемым при сжигании в качестве окислителя воздухом. Так как содержание азота и двуокиси углерода в сухих отходящих газах энергосиловой установки 1 может составлять 90% и более, при смешивании части отходящих газов с поступившей в энергосиловуто установку 1 газообразной смесью, используемой в качестве газообразного топлива, повышается ее метановое число и, соответственно, детонационная стойкость. Также отходящие газы энергосиловой установки 1 (благодаря высокому процентному содержанию азота и двуокиси углерода) являются эффективным рабочим агентом для воздействия на нефтяные и газоконденсатные залежи. В связи с чем из блока устройств очистки отходящих газов 16 по крайней мере часть отходящих газов направляют в устройство для разделения газов 17, в котором в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки производят доведение рабочего агента (отходящих газов энергосиловой установки 1) до требуемого состава путем снижения процентного содержания азота в рабочем агенте. При этом, если геолого-физическая характеристика месторождения такова, что, например, обеспечивается смешивающееся вытеснение нефти азотом (или по другим причинам, в частности, при необходимости повышения пластового давления путем закачки азота в газоконденсатную залежь), снижение процентного содержания азота в рабочем агенте не производят и последний в устройство для разделения газов 17 не направляют (рабочий агент поступает на вход 11 нагнетательного устройства 10). Из устройства для разделения газов 17 рабочий агент поступает на вход 11 нагнетательного устройства 10. Нагнетательное устройство 10 обеспечивает подачу рабочего агента под давлением. Если давление и температура рабочего агента соответствуют требуемым по условиям разработки залежей, а также его температура выше температуры гидратообразования, то из выхода 12 нагнетательного устройства 10 рабочий агент направляют в распределительный пункт (не показан), из которого рабочий агент поступает в нагнетательные скважины 14. Если необходимо повысить температуру рабочего агента после его прохождения нагнетательного устройства 10, то рабочий агент подают для нагрева в теплообменник 9, который подсоединен к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1, и/или котел-утилизатор 15. После нагрева рабочего агента в теплообменнике 9 и котле-утилизаторе 15 (или в одном из этих устройств) при необходимости его дополнительного нагрева перед поступлением в распределительный пункт (не показан) рабочий агент направляют в электрический нагреватель 13. Имеющий необходимую температуру и давление рабочий агент поступает в распределительный пункт (не показан). Из распределительного пункта (не показан) рабочий агент подают в нагнетательные скважины 14, через затрубное пространство которых или через насосно-компрессорные трубы 19 рабочий агент закачивают в залежь. Также рабочий агент могут нагнетать в залежь через добывающие скважины 8 (через насосно-компрессорные трубы 23 или через затрубное пространство скважин) для обработки призабойной зоны пласта.The subsequent work of any of the embodiments of the proposed complex is no different. If necessary, in the block of devices for preparing the gaseous mixture 26, the concentrations contained in the gaseous mixture of sulfur, mechanical impurities, moisture, and other components are reduced to values that meet the requirements for the composition of mixtures intended for combustion in a power plant 1. Also in the block of devices the preparation of the gaseous mixture 26 with significant quantities of the working agent in the gaseous mixture, it is separated from the gaseous mixture sent to the energy power SETTING 1. Thereafter, the working agent is fed into the conveyor device 10. In order to ensure the uniform admission of the gaseous mixture in the power plant 1 in the preparation of devices of the gaseous mixture 26 can include gas tank unit (not shown). The gaseous mixture after exiting the unit for preparing the gaseous mixture 26 is fed to the power plant 1, in which the received gaseous mixture is burned in a gas engine 4 (either a gas turbine engine or a gas diesel can be installed instead), which is used as a drive engine of the electric generator 2 The flue gases of the power plant 1 (which contain at least a portion of the flue gases of a gas engine, or a gas turbine engine, or a diesel engine) through outlet 3 enter ate-exchanger 15. The exhaust gas temperature can be about 350-400 o C, which allows the recovery boiler 15 to heat a reservoir of water pumping and / or injected into the working fluid reservoir, as well as coolants for use in fishing equipment. After the recovery boiler 15, the exhaust gases of the power plant 1 using a smoke exhauster 18 are fed to the exhaust gas purification device unit 16. In the exhaust gas purification device 16, the percentage of corrosive components, solids and moisture are reduced to acceptable values. At a low detonation resistance of the gaseous mixture (for example, due to the presence of butane, pentane and heavier hydrocarbons), part of the exhaust gases from the block of exhaust gas purification devices 16 enters through the exhaust gas flow regulator 20 (valve 28 is open) to the input 21 of the power plant 1. In the power plant 1, a mixture is obtained (prior to its ignition or during its ignition) containing the incoming gaseous mixture, part of the exhaust gases and air used during combustion as an oxidizing agent. For example, this mixture can be obtained by initially mixing the incoming gaseous mixture and exhaust gases, and then they are mixed with the air used in the combustion as an oxidizing agent. Since the content of nitrogen and carbon dioxide in the dry exhaust gases of the power plant 1 can be 90% or more, when a part of the exhaust gases is mixed with the gaseous mixture used as gaseous fuel supplied to the power plant 1, its methane number increases and, accordingly, detonation durability. Also, the exhaust gases of the power plant 1 (due to the high percentage of nitrogen and carbon dioxide) are an effective working agent for influencing oil and gas condensate deposits. In this connection, at least part of the exhaust gases from the block of exhaust gas purification devices 16 is sent to a gas separation device 17, in which, depending on the geological and physical characteristics of the field and the stage of its development, the working agent is brought (exhaust gases of the power plant 1) to the desired composition by reducing the percentage of nitrogen in the working agent. Moreover, if the geological and physical characteristics of the field are such that, for example, a miscible displacement of oil by nitrogen is ensured (or for other reasons, in particular, if it is necessary to increase reservoir pressure by injecting nitrogen into a gas condensate deposit), the reduction in the percentage of nitrogen in the working agent does not produce and the latter is not sent to the gas separation device 17 (the working agent enters the input 11 of the discharge device 10). From the device for separating gases 17, the working agent enters the input 11 of the discharge device 10. The discharge device 10 provides the supply of the working agent under pressure. If the pressure and temperature of the working agent correspond to the deposits required by the development conditions, as well as its temperature is higher than the hydrate formation temperature, then from the outlet 12 of the injection device 10, the working agent is sent to a distribution point (not shown), from which the working agent enters the injection wells 14. If if it is necessary to increase the temperature of the working agent after it has passed through the discharge device 10, then the working agent is supplied for heating to a heat exchanger 9, which is connected to the cooling system 5 en power plant 1, and / or the recovery boiler 15. After heating the working agent in the heat exchanger 9 and the recovery boiler 15 (or in one of these devices), if necessary, additional heating it before entering the distribution point (not shown), the working agent is sent to electric heater 13. Having the necessary temperature and pressure, the working agent enters the distribution point (not shown). From a distribution point (not shown), the working agent is fed into injection wells 14, through the annular space of which or through tubing 19, the working agent is pumped into the reservoir. Also, the working agent can be injected into the reservoir through production wells 8 (through tubing 23 or through the annulus of the wells) to process the bottom-hole formation zone.
В нагнетательные скважины 14 могут нагнетать воду. Воду из устройства водоподготовки 22 подают насосом 24 в распределительный пункт (не показан), из которого вода поступает в нагнетательные скважины 14. В том случае, если температура воды ниже требуемой по условиям разработки залежи, то воду из устройства водоподготовки 22 подают насосом 24 для нагрева в теплообменник 9, который подсоединен к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1, и/или котел-угилизатор 15. После нагрева воды в теплообменнике 9 и котле-утилизаторе 15 (или в одном из этих устройств) при необходимости ее дополнительного нагрева перед поступлением в распределительный пункт (не показан) воду могут направлять в электрический нагреватель 27. Имеющая необходимую температуру и подаваемая с требуемым давлением вода поступает в распределительный пункт (не показан), из которого воду нагнетают в залежь через нагнетательные скважины 14 (через насосно-компрессорные трубы 19 или через затрубное пространство скважин). В нагнетательные скважины 14 (в одну нагнетательную скважину или группу нагнетательных скважин) рабочий агент и воду могут нагнетать как одновременно, так и поочередно. Циклы, состоящие из поочередного нагнетания рабочего агента и воды, могут повторять. В том случае, если нагнетание воды и рабочего агента в нагнетательные скважины производят одновременно, то рабочий агент может поступать по насосно-компрессорным трубам 19, а вода по затрубному пространству со смешением воды и рабочего агента непосредственно на забое скважины и призабойном пространстве пласта. Water can be injected into injection wells 14. Water from the water treatment device 22 is supplied by a pump 24 to a distribution point (not shown), from which water enters the injection wells 14. In the event that the water temperature is lower than required by the development conditions of the reservoir, the water from the water treatment device 22 is supplied by the pump 24 for heating to the heat exchanger 9, which is connected to the cooling system 5 of the power plant 1, and / or the boiler-cooler 15. After heating the water in the heat exchanger 9 and the recovery boiler 15 (or in one of these devices), if necessary, additional heating before entering the distribution point (not shown), water can be sent to the electric heater 27. Water having the required temperature and supplied with the required pressure enters the distribution point (not shown), from which water is pumped into the reservoir through injection wells 14 (through compressor pipes 19 or through the annulus of the wells). In the injection wells 14 (in one injection well or group of injection wells), the working agent and water can be injected both simultaneously and alternately. Cycles consisting of alternately pumping a working agent and water can repeat. In the event that the injection of water and the working agent into the injection wells is carried out simultaneously, the working agent can enter through tubing 19, and water through the annulus with a mixture of water and working agent directly to the bottom of the well and the bottom hole of the formation.
При воздействии рабочего агента на залежь повышается дебит добывающих скважин 8 и нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений (соответственно, конденсатоотдача при разработке газоконденсатных месторождений). Это приведет к увеличению подачи и количества газообразной смеси:
- поступающей из добывающих скважин в энергосиловую установку 1 с электрическим генератором 2 (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- поступающей из сепаратора 7 в энергосиловую установку 1 с электрическим генератором 2 (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса),
что, соответственно, обеспечит возможность повышения ее мощности (то есть мощности, генерируемой энергосиловой установкой), количества выработанной энергии (например, электрической энергии или электрической и тепловой энергии), количества выработанного рабочего агента. При этом подача и количество газообразной смеси увеличивается (соответственно, увеличивается мощность энергосиловой установки 1, выработка энергии и рабочего агента) не только из-за возрастания дебита и количества флюида (то есть не только пропорционально изменению дебита скважин и количеству флюида), но и из-за увеличения газового фактора (том числе за счет испарившихся углеводородов). В связи с этим повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи (или конденсатоотдачи) и одновременное увеличение выработки энергии (и рабочего агента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также рабочего агента.When the working agent acts on the reservoir, the production rate of production wells 8 and oil recovery in the development of oil fields increase (respectively, condensate recovery in the development of gas condensate fields). This will increase the supply and quantity of the gaseous mixture:
- coming from production wells into a power plant 1 with an electric generator 2 (in the first embodiment of the proposed complex);
- coming from the separator 7 to the power plant 1 with an electric generator 2 (in the second of the embodiments of the proposed complex),
which, accordingly, will provide an opportunity to increase its power (that is, the power generated by the power plant), the amount of energy generated (for example, electric energy or electric and thermal energy), the amount of working agent generated. In this case, the supply and quantity of the gaseous mixture increases (respectively, the power of the power plant 1 increases, energy and working agent are generated) not only due to an increase in the flow rate and amount of fluid (i.e., not only in proportion to the change in the flow rate of the wells and the amount of fluid), but also from - due to an increase in the gas factor (including due to evaporated hydrocarbons). In this regard, an increase in the production rate of oil production wells and oil recovery (or condensate recovery) and a simultaneous increase in energy production (and a working agent) are ensured with an outstripping growth in the production of electric and thermal energy, as well as a working agent.
Увеличение газового фактора по мере закачки рабочего агента в залежь связано с испарением части углеводородных компонентов из жидкой фазы пластового флюида и с повышением содержания азота и двуокиси углерода (значительно возрастает процентное содержание азота и двуокиси углерода в газообразной смеси, отделенной от добываемого флюида). Например, на опытном участке месторождения Будафа при попеременном нагнетании газа, содержащего около 80% двуокиси углерода, и воды через 15 месяцев с начала воздействия содержание двуокиси углерода в нефтяном газе составило около 60% /см., например, Балинт В. , Бан А., Долешал Ш. и др. Применение углекислого газа в добыче нефти. - М. : Недра, 1977, 223, 224/. Причем, как уже отмечалось выше, возможно повышение содержания двуокиси углерода до 90% в попутных нефтяных газах через шесть месяцев после начала ее закачки. Поэтому, например, при закачке двуокиси углерода в нефтяные залежи придется перерабатывать в 5-10 раз большее количество попутного газа (чем до начала воздействия), который содержит до 80-90% двуокиси углерода /см. Schedel R.L. EOR 1 СО2 = A gas processing challenge. //Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158/. Ввиду меньшей растворимости азота по сравнению с двуокисью углерода изложенное в полной мере будет проявляться при закачке смеси азота и двуокиси углерода.The increase in the gas factor as the working agent is injected into the reservoir is associated with the evaporation of part of the hydrocarbon components from the liquid phase of the reservoir fluid and with an increase in the content of nitrogen and carbon dioxide (the percentage of nitrogen and carbon dioxide in the gaseous mixture separated from the produced fluid increases significantly). For example, in the pilot section of the Budafa field during alternate injection of gas containing about 80% carbon dioxide and water after 15 months from the start of exposure, the carbon dioxide content in oil gas was about 60% / cm., For example, Balint V., Ban A. , Doleshal S. and others. The use of carbon dioxide in oil production. - M.: Nedra, 1977, 223, 224 /. Moreover, as noted above, it is possible to increase the content of carbon dioxide to 90% in associated petroleum gases six months after the start of its injection. Therefore, for example, when injecting carbon dioxide into oil deposits, it will be necessary to process a 5-10 times larger amount of associated gas (than before exposure), which contains up to 80-90% carbon dioxide / cm. Schedel RL EOR 1 CO 2 = A gas processing challenge. // Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158 /. Due to the lower solubility of nitrogen compared with carbon dioxide, the foregoing will be fully manifested when injecting a mixture of nitrogen and carbon dioxide.
Таким образом, закачка азота и двуокиси углерода неразрывно связана со значительным повышением газового фактора (в том числе за счет испарившихся углеводородов) при существенном увеличении процентного содержания азота и двуокиси углерода в отделяемой от добываемого флюида газообразной смеси. Соответственно, уменьшается возможность ее воспламенения. В газовом двигателе, газодизеле, газотурбинном двигателе обеспечивается возможность сжигания газообразной смеси, содержащей углеводородные компоненты и значительное количество балласта (в частности, азота и двуокиси углерода). В них производится воспламенение (и сгорание) газовоздушной смеси, находящейся под давлением. Это позволяет расширить пределы воспламенения газовоздушной смеси и, соответственно, обеспечить сжигание газообразной смеси, содержащей углеводородные компоненты и достаточно большой процент азота и двуокиси углерода. Например, верхний и нижний пределы воспламенения при сжигании в воздушной среде смеси, состоящей на 50% из метана и на 50% из инертных газов (в них азота 90%, двуокиси углерода 10%), при давлении 1 МПа и температуре 20oС соответственно составят 37,4% и 8,61% (соответственно по горючему компоненту 18,7% и 4,05%). То есть сжигание данной смеси может осуществляться, например, в газовом двигателе со степенью сжатия 10. Также в аналогичных условиях сохраняет способность к воспламенению в воздушной среде смесь, состоящая на 10% из метана и на 90% из инертных газов (в них азота 90%, двуокиси углерода 10%) - ее верхний и нижний пределы воспламенения соответственно составят 74,9% и 32,03% (соответственно по горючему компоненту 7,49% и 3,203%). Расчет производился с использованием данных работы / см. Льюис Б., Эльбе Г. Горение, пламя, взрывы в газах. М.: Мир, 1968, с. 575/ и методики расчета /см. Иссерлин А. С. Основы сжигания газового топлива. М.: Недра, 1987, с. 69-71/. При этом, в частности, в начальной стадии нагнетания рабочего агента (до значимого увеличения содержания азота и двуокиси углерода в поступившей в энергосиловую установку газообразной смеси) для повышения детонационной стойкости газообразной смеси (наличие бутана, пентана и более тяжелых углеводородов в газообразном топливе значительно снижает его детонационную стойкость, а наличие азота и двуокиси углерода повышает детонационную стойкость газообразного топлива), используемой в качестве газообразного топлива, часть отходящих газов энергосиловой установки подают на вход энергосиловой установки с возможностью получения в ней смеси, содержащей поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух.Thus, the injection of nitrogen and carbon dioxide is inextricably linked with a significant increase in the gas factor (including due to evaporated hydrocarbons) with a significant increase in the percentage of nitrogen and carbon dioxide in the gaseous mixture separated from the produced fluid. Accordingly, the possibility of ignition decreases. In a gas engine, gas diesel engine, gas turbine engine, it is possible to burn a gaseous mixture containing hydrocarbon components and a significant amount of ballast (in particular, nitrogen and carbon dioxide). They ignite (and burn) a gas-air mixture under pressure. This allows you to expand the ignition range of the gas-air mixture and, accordingly, to ensure the combustion of the gaseous mixture containing hydrocarbon components and a sufficiently large percentage of nitrogen and carbon dioxide. For example, the upper and lower ignition limits when burning in air a mixture consisting of 50% methane and 50% inert gases (nitrogen 90%, carbon dioxide 10%), at a pressure of 1 MPa and a temperature of 20 o C, respectively make up 37.4% and 8.61% (respectively, for the combustible component 18.7% and 4.05%). That is, the combustion of this mixture can be carried out, for example, in a gas engine with a compression ratio of 10. Also, under similar conditions, the mixture, which consists of 10% methane and 90% inert gases (90% nitrogen in them), remains flammable in air. , carbon dioxide 10%) - its upper and lower ignition limits will be 74.9% and 32.03%, respectively (7.49% and 3.203% for the combustible component). The calculation was carried out using the data / see Lewis B., Elbe G. Combustion, flame, gas explosions. M .: Mir, 1968, p. 575 / and calculation methods / cm. Isserlin A. S. Fundamentals of gas fuel combustion. M .: Nedra, 1987, p. 69-71 /. Moreover, in particular, in the initial stage of injection of the working agent (to a significant increase in the content of nitrogen and carbon dioxide in the gaseous mixture supplied to the power plant) to increase the detonation resistance of the gaseous mixture (the presence of butane, pentane and heavier hydrocarbons in the gaseous fuel significantly reduces it detonation resistance, and the presence of nitrogen and carbon dioxide increases the detonation resistance of gaseous fuels) used as gaseous fuels, part of the exhaust gases nergosilovoy installation are input power plant to obtain in it a mixture of the incoming gaseous mixture, part of the exhaust gases and used for the combustion in air as the oxidant.
Выработанная энергосиловой установкой 1 энергия используется для нагрева нагнетаемых в скважины воды и рабочего агента, электро- и теплоснабжения промыслового оборудования, также электрическая энергия может генерироваться в сеть. Таким образом, повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяных залежей (соответственно, конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных залежей) и одновременное увеличение выработки электрической и тепловой энергии (и рабочего агента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также рабочего агента. Соответственно, благодаря данному свойству достигается снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений. The energy generated by the power plant 1 is used to heat water and working agent injected into the wells, to provide electric and heat supply to field equipment, and electric energy can also be generated in the network. Thus, an increase in the production rate of oil wells and oil recovery during the development of oil deposits (respectively, condensate recovery during the development of gas condensate deposits) and a simultaneous increase in the production of electric and thermal energy (and a working agent) are ensured with an accelerated increase in the production of electric and thermal energy, as well as a working agent. Accordingly, due to this property, a reduction in energy intensity (unit energy consumption) of the process of developing oil and gas condensate fields is achieved.
Пример: Полезная мощность, отдаваемая потребителям генератором энергосиловой установки, составит Р=990 кВт, количество тепла, передаваемое теплоносителям (например, воде), составит Q≈1,25 Гкал/час, выход рабочего агента (смеси, содержащей азот и двуокись углерода) составит Vp≈2580 нм3/час (в том числе СО2 более 11 %) при подаче
- из добывающих скважин (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- из сепаратора (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса)
330 нм3/час газообразной смеси в энергосиловую установку, содержащей углеводородный газ (подача углеводородного газа составляет 300 нм3/час) и балласт (в нем 90% азота и 10% двуокиси углерода), при низшей теплоте сгорания углеводородного газа Qn= 36 МДж/м3 и массовом процентном содержании углерода в углеводородном газе Ср=75%.Example: Net power supplied to consumers by the generator of a power plant will be P = 990 kW, the amount of heat transferred to heat carriers (for example, water) will be Q≈1.25 Gcal / h, the output of the working agent (mixture containing nitrogen and carbon dioxide) will be V p ≈2580 nm 3 / hour (including CO 2 more than 11%) when supplied
- from producing wells (in the first embodiment of the proposed complex);
- from the separator (in the second embodiment of the proposed complex)
330 nm 3 / hr of a gaseous mixture in a power plant containing hydrocarbon gas (hydrocarbon gas supply is 300 nm 3 / hr) and ballast (containing 90% nitrogen and 10% carbon dioxide), at a lower calorific value of hydrocarbon gas Q n = 36 MJ / m 3 and the mass percentage of carbon in the hydrocarbon gas With p = 75%.
При увеличении подачи в энергосиловую установку газообразной смеси (за счет повышения дебита добывающих скважин и увеличения газового фактора), а именно при расходе газообразной смеси 720 м3/час (в том числе расходе углеводородного газа - 360 нм3/час), состоящей на 50% из балласта (в нем 90% азота и 10% двуокиси углерода) и на 50% из углеводородного газа (с низшей теплотой сгорания Qн=36 МДж/м3 при массовом процентном содержании углерода (в связанном виде) в углеводородном газе Ср=75%), полезная мощность, отдаваемая потребителям генератором, может быть увеличена до Р≈1180 кВт; количество тепла, передаваемое теплоносителям (например, воде), возрастет до Q ≈1,5 Гкал/час; выход рабочего агента составит Vp≈3420 нм3/час (в том числе СО2 более 11%).With an increase in the supply of a gaseous mixture to the power plant (due to an increase in the production rate of the producing wells and an increase in the gas factor), namely, when the flow rate of the gaseous mixture is 720 m 3 / h (including the flow rate of hydrocarbon gas 360 nm 3 / h), consisting of 50 % of ballast (it contains 90% nitrogen and 10% carbon dioxide) and 50% of hydrocarbon gas (with lower calorific value Q n = 36 MJ / m 3 at a mass percentage of carbon (in bound form) in the hydrocarbon gas C p = 75%), the net power given to consumers by the generator can be increased to P≈1180 kW; the amount of heat transferred to coolants (for example, water) will increase to Q ≈1.5 Gcal / h; the output of the working agent will be V p ≈ 3420 nm 3 / hour (including CO 2 more than 11%).
Также предлагаемый комплекс позволит снизить отрицательные экологические последствия разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений - закачка двуокиси углерода, содержащейся в полученном рабочем агенте, осуществляется в пласт. Also, the proposed complex will reduce the negative environmental consequences of the development of oil and gas condensate fields - the injection of carbon dioxide contained in the resulting working agent is carried out in the reservoir.
Claims (28)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001134257A RU2208138C1 (en) | 2001-12-20 | 2001-12-20 | Complex for development of oil or gas-condensate deposit (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001134257A RU2208138C1 (en) | 2001-12-20 | 2001-12-20 | Complex for development of oil or gas-condensate deposit (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2208138C1 true RU2208138C1 (en) | 2003-07-10 |
Family
ID=29211148
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001134257A RU2208138C1 (en) | 2001-12-20 | 2001-12-20 | Complex for development of oil or gas-condensate deposit (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2208138C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008077200A1 (en) * | 2006-12-27 | 2008-07-03 | Milford Group Ventures Limited | Method for increasing the oil recovery of a productive formation |
| RU2473785C1 (en) * | 2011-09-05 | 2013-01-27 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН | Method of complex use of associated petroleum gas |
| RU2475632C2 (en) * | 2007-10-31 | 2013-02-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Oil and/or gas extraction method and system (versions) |
| RU2559250C1 (en) * | 2014-08-01 | 2015-08-10 | Олег Васильевич Коломийченко | Bottomhole catalytic assembly for thermal impact on formations containing hydrocarbons and solid organic substances |
| RU2780188C1 (en) * | 2021-12-17 | 2022-09-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Комплексные Экологические Технологии" | Complex for utilization of associated petroleum gases in the fields |
-
2001
- 2001-12-20 RU RU2001134257A patent/RU2208138C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008077200A1 (en) * | 2006-12-27 | 2008-07-03 | Milford Group Ventures Limited | Method for increasing the oil recovery of a productive formation |
| EA012979B1 (en) * | 2006-12-27 | 2010-02-26 | Милфорд Груп Венчурс Лимитед | Method for increasing the oil recovery of a productive formation |
| RU2475632C2 (en) * | 2007-10-31 | 2013-02-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Oil and/or gas extraction method and system (versions) |
| RU2473785C1 (en) * | 2011-09-05 | 2013-01-27 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН | Method of complex use of associated petroleum gas |
| RU2559250C1 (en) * | 2014-08-01 | 2015-08-10 | Олег Васильевич Коломийченко | Bottomhole catalytic assembly for thermal impact on formations containing hydrocarbons and solid organic substances |
| RU2783574C1 (en) * | 2021-12-13 | 2022-11-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Комплексные Экологические Технологии" | Unit for recycling oxygen-free flue gases of engines of generator power plants in petroleum deposits |
| RU2780188C1 (en) * | 2021-12-17 | 2022-09-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Комплексные Экологические Технологии" | Complex for utilization of associated petroleum gases in the fields |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7299868B2 (en) | Method and system for recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing information | |
| US8893468B2 (en) | Processing fuel and water | |
| US4472935A (en) | Method and apparatus for the recovery of power from LHV gas | |
| US4202168A (en) | Method for the recovery of power from LHV gas | |
| CA2576896C (en) | Carbon dioxide enriched flue gas injection for hydrocarbon recovery | |
| US4678039A (en) | Method and apparatus for secondary and tertiary recovery of hydrocarbons | |
| US20130106117A1 (en) | Low Emission Heating of A Hydrocarbon Formation | |
| CA2782308A1 (en) | Geometry of steam assisted gravity drainage with oxygen gas | |
| EP4290048A1 (en) | System for extracting a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon deposit | |
| IL304894A (en) | Method for recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing formation | |
| RU2208138C1 (en) | Complex for development of oil or gas-condensate deposit (versions) | |
| RU2181159C1 (en) | Complex for development of hydrocarbon feedstock (variants) | |
| CN1007280B (en) | Method for oil tri-production with escaping oil gas at deep hole | |
| RU2187626C1 (en) | Method of development of hydrocarbon material pool (versions) | |
| Schirmer et al. | A direct-fired downhole steam generator-from design to field test | |
| RU47965U1 (en) | INSTALLING A WELL RESEARCH | |
| WO2008077200A1 (en) | Method for increasing the oil recovery of a productive formation | |
| US7445761B1 (en) | Method and system for providing compressed substantially oxygen-free exhaust gas for industrial purposes | |
| RU2746005C2 (en) | Hydrocarbon extraction system | |
| AU2013205480A1 (en) | Carbon Dioxide Enriched Flue Gas Injection for Hydrocarbon Recovery | |
| RU2181158C1 (en) | Process of development of oil fields | |
| RU2746004C2 (en) | Hydrocarbons extraction method | |
| RU2181429C1 (en) | Method of development of hydrocarbon material pool | |
| Villela et al. | Effects of Wet CO Oxidation on the Operation of Engines and Power Generators | |
| SILIVESTRU et al. | MATHEMATICAL MODELING AND NUMERICAL SIMULATION OF PROCESSES INSIDE A TURBO-ENGINE THAT USES LANDFILL GAS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191221 |