RU2324809C2 - Способ получения сжатого газа - Google Patents
Способ получения сжатого газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2324809C2 RU2324809C2 RU2005130859/03A RU2005130859A RU2324809C2 RU 2324809 C2 RU2324809 C2 RU 2324809C2 RU 2005130859/03 A RU2005130859/03 A RU 2005130859/03A RU 2005130859 A RU2005130859 A RU 2005130859A RU 2324809 C2 RU2324809 C2 RU 2324809C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- reservoir
- tubing
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Aeration Devices For Treatment Of Activated Polluted Sludge (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение энергоэффективности и упрощение технологии процесса сжатия газа с повышением эффективности системы поддержания пластового давления. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) и закачку по ним газа, требующего дополнительного сжатия, в смеси с жидкостью. Согласно изобретению НКТ спускают выше перфорационных отверстий пласта. Газ в смеси с жидкостью закачивают с возможностью их отделения за счет гравитационных сил и образования газовой шапки в затрубном пространстве НКТ с постепенным отдавливанием уровня жидкости вниз. При этом давление сжатия газа задают глубиной спуска НКТ, содержанием газа в смеси с жидкостью и плотностью жидкости. После этого сжатый газ отбирают на устье скважины, а жидкость закачивают в пласт на поддержание пластового давления. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам сжатия газа.
Известен способ сжатия газа и реализующая способ компрессорная установка (патент РФ №2130132, МПК 6 F04, 1999), включающая первый и второй компрессоры, трубопроводы для газа и жидкости и сепаратор.
Известному способу присущ существенный недостаток, характерный для всех известных струйных компрессоров, а именно сложность конструкции и низкий кпд.
Известен также способ закачки газа в пласт, включающий подвод газа к устью и транспорт по самостоятельному каналу скважины ниже перфорационных отверстий продуктивного пласта совместно с жидкостью плотностью выше 1,0 т/м3 с последующим отделением газа от жидкости перед закачкой газа в пласт и отводом жидкости по самостоятельному каналу (патент Российской Федерации №1538586, МПК Е21В 43/00, 1994 г.). Данный способ принят за прототип.
Известный способ позволяет наравне с закачкой в пласт газа или газожидкостной смеси, в случае если отпадает необходимость закачки газа в скважину, полностью отбирать его по затрубному пространству на дневную поверхность. После прохождения через регулирующие устройства этот газ может использоваться для нагнетания в другую скважину или иных нужд производства (стр.4 описания патента №1538586, 3 абзац сверху). При этом известный способ позволяет за счет изменения различных параметров (например плотности жидкости, газожидкостного фактора, давления на устье скважины, глубины установки внутрискважинного газосепаратора и др.) получать нужную величину давления газа в затрубном пространстве для его дальнейшего использования в указанных целях.
Недостатками известного способа являются сложность конструкции, связанная с необходимостью разобщения нескольких пространств для подвода газожидкостной смеси, сепарации газа и отвода жидкости, необходимость дооборудования скважины и установки газового пакера.
Известный способ также предусматривает обязательное использование внутрискважинного газосепаратора, что значительно снижает эффективность известного способа, поскольку доля газовой фазы, отделяемой от общего количества свободного газа, для внутрискважинных сепараторов известных на сегодняшний день конструкций составляет 50-70%. Кроме того, необходимо отметить, что в случае каких-либо неполадок в работе сепаратора вся система сжатия газа по известному способу выходит из строя, и это приводит к необходимости поднимать на поверхность все внутрискважинное оборудование.
Задачей настоящего изобретения является повышение энергоэффективности и упрощение технологии процесса сжатия газа с повышением эффективности системы поддержания пластового давления.
Поставленная задача решается тем, что в предлагаемом способе получения сжатого газа, включающем спуск в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) и закачку по ним газа, требующего дополнительного сжатия, в смеси с жидкостью, согласно изобретению НКТ спускают выше перфорационных отверстий пласта, а газ в смеси с жидкостью закачивают с возможностью их отделения за счет действия гравитационных сил и образования газовой шапки в затрубном пространстве НКТ с постепенным отдавливанием уровня жидкости вниз, при этом давление сжатия газа задают глубиной спуска НКТ, содержанием газа в смеси с жидкостью и плотностью жидкости, после чего сжатый газ отбирают на устье скважины, а жидкость закачивают в пласт на поддержание пластового давления.
На чертеже показана одна из возможных схем для реализации предлагаемого способа.
Газ поступает из источника газа 1, например факельной линии системы промысловой подготовки нефти, в смеситель 2, в качестве которого может выступать жидкостно-газовый эжектор, где смешивается с потоком нагнетаемой в пласт жидкости, движущейся по трубопроводу 3 к устью скважины. Далее газожидкостная смесь по спущенным насосно-компрессорным трубам 4 поступает в скважину над зоной перфорации пласта 5, где пузырьки газа естественным путем за счет действия на них гравитационных сил всплывают по затрубному пространству и образуют газовую шапку, постепенно отдавливая уровень жидкости вниз. При этом максимальная глубина, которую может достичь уровень раздела двух фаз, равна глубине подвески колонны насосно-компрессорных труб. В случае, если уровень разделения газа и жидкости дошел до глубины подвески колонны насосно-компрессорных труб, а отбор сжатого газа на устье скважины через газопровод 6 составляет величину, меньшую, чем количество газа в нагнетаемой газожидкостной смеси, то газ в объеме, равном разности этих двух величин, идет совместно с нагнетаемым агентом в пласт. В случае, если в компримируемом газе содержатся компоненты, давление насыщенных паров которых меньше давления газа в затрубном пространстве, последние в сконденсировавшемся виде совместно с нагнетаемой жидкостью поступают в пласт и в случае нефтяного пласта способствуют увеличению нефтеотдачи.
Давление, при котором находится газ в затрубном пространстве, с достаточной точностью может определяться по формуле
Рг = Ру + ρгсжgh - Δh,
где Рг - давление газа в затрубном пространстве, Па;
Ру - давление нагнетания газожидкостной смеси на устье, Па;
ρгжс - средняя плотность газожидкостной смеси, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
h - глубина расположения уровня раздела фаз, м;
Δh - потери напора на участке до глубины подвески насосно-
компрессорных труб, Па.
Отобранный на устье скважины через газопровод 6 газ под давлением Рг может использоваться в следующих целях:
- для поставки потребителям;
- для газификации прилегающих к промыслу населенных пунктов;
- для поставок на газоперерабатывающие предприятия;
- для поставки на станцию подготовки газа к транспорту по магистральным газопроводам;
- для технологических нужд промысла;
- для утилизации газа путем закачки его в вышележащие пласты;
- для закачки газа отдельно или в составе газожидкостной смеси без/с дополнительным компримированием в один из объектов разработки и т.д.
Ниже приведен пример реализации предлагаемого способа с указанием реальных параметров технологического процесса.
Имеется нефтяное месторождение с несколькими объектами разработки, на одном из которых реализована система поддержания пластового давления за счет закачки жидкости плотностью 1150 кг/м3 в объеме 160 м3/сут, при давлении нагнетания 35 атм. Для реализации технологии водогазового воздействия на пласт с совместной закачкой газа и жидкости в составе водогазовой смеси для другого объекта разработки требуется газ под давлением 180-190 атм.
Также имеется свободный от применения для технологических нужд объем попутного нефтяного газа, равный 370 нм3/сут, который можно использовать, если осуществить его дополнительное компримирование.
Газ из факельной линии 1 сжимается компрессором для попутного нефтяного газа до давления 40 атм и через смеситель 2 поступает в нагнетательную линию 3 системы поддержания пластового давления, по которой при том же давлении нагнетания движется жидкость с плотностью 1100 кг/м3. В результате газожидкостная смесь под давлением 40 атм закачивается в скважину по колонне насосно-компрессорных труб 4, спущенных на глубину 1400 м. Зона перфорации пласта 5, заводнение которого осуществляется данной системой поддержания пластового давления, начинается на глубине 1500 м.
Таким образом, в данной технологической схеме газ может быть сжат в затрубном пространстве скважины, из которого он отбирается по газопроводу 6, до давления, определяемого по вышеприведенной формуле, что приблизительно составляет 189 атм (потерями на трение по длине колонны насосно-компрессорных труб пренебрегаем). При этом забойное давление составит ≈200 атм, как и в случае нагнетания только жидкости с плотностью 1100 кг/м3. В результате оба технологических процесса при заданных условиях оказываются реализуемыми.
Таким образом, дополнительные энергетические затраты на сжатие газа от 40 до 188 атм возрастут на 14,3% и составят при кпд центробежного насоса, используемого в системе поддержания пластового давления, равном 0,7-1,3 кВт.
В случае же использования традиционного способа сжатия газа за счет применения компрессорной техники, потребляемая мощность с учетом кпд используемого агрегата 0,5 составит около 1,8 кВт. Если же учесть, что кпд компрессора может быть значительно ниже 50%, то в случае реализации предложенного способа имеет место значительное снижение энергетических затрат.
Параметры предлагаемого технологического процесса могут регулироваться за счет изменения отдельных элементов системы. Так, давление нагнетания газа может задаваться глубиной спуска колонны насосно-компрессорных труб, варьированием содержания газа в газожидкостной смеси, изменением плотности закачиваемого в скважину агента. Так, в качестве жидкости могут использоваться углеводородные жидкости (нефть, керосин, дизельное топливо и т.п.), жидкости для глушения скважин и т.д. В каждом случае необходимо анализировать последствия их использования, поскольку, например, углеводородные жидкости имеют меньшую по сравнению с водой плотность (при использовании углеводородной жидкости - нефти с плотностью 800 кг/м3 в условиях рассмотренного выше примера можно достичь давления газа только ≈148 атм).
Claims (1)
- Способ получения сжатого газа, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) и закачку по ним газа, требующего дополнительного сжатия, в смеси с жидкостью, отличающийся тем, что НКТ спускают выше перфорационных отверстий пласта, а газ в смеси с жидкостью закачивают с возможностью их отделения за счет действия гравитационных сил и образования газовой шапки в затрубном пространстве НКТ с постепенным отдавливанием уровня жидкости вниз, при этом давление сжатия газа задают глубиной спуска НКТ, содержанием газа в смеси с жидкостью и плотностью жидкости, после чего сжатый газ отбирают на устье скважины, а жидкость закачивают в пласт на поддержание пластового давления.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005130859/03A RU2324809C2 (ru) | 2005-10-06 | 2005-10-06 | Способ получения сжатого газа |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005130859/03A RU2324809C2 (ru) | 2005-10-06 | 2005-10-06 | Способ получения сжатого газа |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005130859A RU2005130859A (ru) | 2007-04-20 |
RU2324809C2 true RU2324809C2 (ru) | 2008-05-20 |
Family
ID=38036458
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005130859/03A RU2324809C2 (ru) | 2005-10-06 | 2005-10-06 | Способ получения сжатого газа |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2324809C2 (ru) |
-
2005
- 2005-10-06 RU RU2005130859/03A patent/RU2324809C2/ru active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2005130859A (ru) | 2007-04-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2339478C (en) | Downhole separation and injection of produced water in hydrocarbon wells using partial gas lift | |
US3653438A (en) | Method for recovery of petroleum deposits | |
CN110644963B (zh) | 一种基于多分支井开采水合物的方法 | |
RU2735593C1 (ru) | Способ обезвоживания и эксплуатации скважин для добычи газа из угольных пластов | |
CN102076930A (zh) | 用于提高烃类采收的方法 | |
US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
MX2011003125A (es) | Metodo para la recuperacion de petroleos pesados/viscosos de una formacion subterranea. | |
WO2000003118A1 (en) | A method and apparatus for producing an oil reservoir | |
RU2296213C2 (ru) | Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины | |
RU2389869C1 (ru) | Способ приготовления и нагнетания гетерогенных смесей в пласт и установка для его осуществления | |
US6196313B1 (en) | Method and apparatus for hydrocarbon production and reservoir water disposal | |
RU2201535C2 (ru) | Установка для откачивания двухфазной газожидкостной смеси из скважины | |
CN109915082A (zh) | 一种开采海上稠油油藏的装置和方法 | |
Drozdov et al. | Application of pump-ejecting system for SWAG injection and utilization of associated gas | |
AU2019204228A1 (en) | Method for dewatering and operating coal seam gas wells | |
US6053249A (en) | Method and apparatus for injecting gas into a subterranean formation | |
CN104389578A (zh) | 带有化学药剂注入功能的海上大排量井下油水分离装置 | |
RU2293214C2 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону скважины на месторождении углеводородов с подошвенной водой и добычи нефти и воды насос-компрессорами с раздельным приемом для бесконусной эксплуатации скважины | |
RU2324809C2 (ru) | Способ получения сжатого газа | |
RU2046931C1 (ru) | Устройство для разработки нефтяного месторождения (варианты) | |
RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
RU2189433C2 (ru) | Способ добычи скважинной продукции и глубинно-насосные устройства для его осуществления (варианты) | |
RU2481470C1 (ru) | Внутрискважинный сепаратор для разделения водогазонефтяной смеси | |
RU95026U1 (ru) | Кольцевой ограничитель жидкости, газа или газожидкостной смеси в скважине | |
RU2117753C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений |