RU92906U1

RU92906U1 - DEVICE FOR GAS PUMPING INTO THE LAYER

Info

Publication number: RU92906U1
Application number: RU2009144006/22U
Authority: RU
Inventors: Дмитрий Николаевич Веселов; Алексей Алексеевич Ваньков; Ренат Галеевич Нургалиев; Геннадий Иванович Орлов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК")
Priority date: 2009-11-30
Filing date: 2009-11-30
Publication date: 2010-04-10

Abstract

Устройство для закачки газа в пласт, включающее источник газа, газоэжекторную установку, трубопровод и нагнетательную скважину со спущенными насосно-компрессорными трубами, отличающееся тем, что оно дополнительно снабжено компрессором с гидрозатвором, расположенным между газоэжекторной установкой и нагнетательной скважиной, и пакером, установленным на насосно-компрессорных трубах. A device for injecting gas into the reservoir, including a gas source, a gas ejector installation, a pipeline and an injection well with deflated tubing, characterized in that it is additionally equipped with a compressor with a water seal located between the gas ejector installation and the injection well, and a packer installed on the pump -compressor pipes.

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для закачки газа в пласт.The utility model relates to the oil and gas industry, in particular to devices for injecting gas into the reservoir.

Из опыта применения технологий водогазового воздействия на пласт существует два варианта принципиальных подхода к реализации компримирования газа. Первый вариант - с предварительной подготовкой газа. Достигается он путем выделения из попутного нефтяного газа (ПНГ) метановой составляющей, а это свыше 70% по объему, и дальнейшим сжатием метана с применением серийно выпускаемых поршневых компрессорных агрегатов. При этом конечное давление зависит только от количества ступеней компримирования.From the experience of applying water-gas treatment technologies to the reservoir, there are two options for a fundamental approach to the implementation of gas compression. The first option is with preliminary gas treatment. It is achieved by extracting a methane component from associated petroleum gas (APG), which is over 70% by volume, and further compressing methane using commercially available reciprocating compressor units. In this case, the final pressure depends only on the number of stages of compression.

При этом варианте существует ряд преимуществ и недостатков, но основной характерной чертой является необходимость подготавливать ПНГ перед сжатием, что влечет за собой, в первую очередь высокие капитальные вложения и немалые эксплуатационные затраты (обслуживание, запчасти, электроэнергия и т.д.).With this option, there are a number of advantages and disadvantages, but the main characteristic feature is the need to prepare APG before compression, which entails, first of all, high capital investments and considerable operating costs (maintenance, spare parts, electricity, etc.).

Второй вариант - без предварительной подготовки газа. Достигается он путем применения в качестве первой ступени компримирования мультифазных насосно-компрессорных агрегатов либо водо/газоэжекторных установок.The second option is without preliminary gas treatment. It is achieved by using multiphase tubing units or water / gas ejector units as the first stage of compression.

На сегодняшний день водо/газоэжекторные установки не получили широкого распространения в связи с их невысоким КПД (≈20%), что зачастую связано с большими затратами энергии на циркуляцию рабочей жидкости.To date, water / gas ejector installations are not widely used due to their low efficiency (≈20%), which is often associated with high energy costs for the circulation of the working fluid.

Заявляемая полезная модель позволяет обеспечить утилизацию ПНГ без значительных затрат на строительство и проектирование.The inventive utility model allows for the utilization of associated gas without significant construction and design costs.

Анализ научно-технической литературы и патентов в этой области позволил выявить в качестве аналога устройство с помощью которого осуществляется способ закачки газа в пласт [Патент РФ №1538586, МПК Е21В 43/00, 1994 г.], состоящее из насосной установки, смесителя, источника газа, трубопровода и нагнетательной скважины со спущенными насосно-компрессорными трубами (НКТ). В известном способе перекачка газа осуществляется через забой скважины вместе с жидкостью повышенной плотности. При этом газ за счет гидростатического столба газожидкостной смеси приобретает давление, необходимое для закачивания в пласт, а жидкость, использованная для производства работы по компримированию газа и отделившаяся от него в забойном газосепараторе, отводится по самостоятельному каналу на устье скважины и далее в индивидуальную систему для повторного использования или для использования в других целях. Жидкость от блочной кустовой насосной станции (БКНС) поступает в жидкостно-газовый эжектор, к которому подводится газ из газодобывающих скважин, затем образовавшаяся смесь по колонне насосно-компрессорных труб поступает на забойный газосепаратор, где происходит разделение смеси на газ и жидкость. Выделившийся газ нагнетается в пласт, а жидкость по самостоятельному каналу поднимается на поверхность.An analysis of the scientific and technical literature and patents in this area made it possible to identify, as an analogue, a device by which a method of injecting gas into a formation is carried out [RF Patent No. 1538586, IPC Е21В 43/00, 1994], consisting of a pumping unit, mixer, source gas, pipeline and injection wells with deflated tubing (tubing). In the known method, gas is pumped through the bottom of the well together with a high density fluid. In this case, the gas acquires the pressure necessary for injection into the reservoir due to the hydrostatic column of the gas-liquid mixture, and the liquid used for gas compression and separated from it in the bottomhole gas separator is discharged through an independent channel to the wellhead and then to an individual system for repeated use or for use for other purposes. The liquid from the block cluster pumping station (BKNS) enters the liquid-gas ejector, to which gas is supplied from gas production wells, then the resulting mixture is delivered through the tubing string to the bottomhole gas separator, where the mixture is separated into gas and liquid. The released gas is injected into the reservoir, and the liquid rises to the surface through an independent channel.

Недостатком указанного устройства является необходимость в бурении скважины на глубину, намного превышающую глубину залегания пласта. При этом давление закачки сильно зависит как от глубины установки газосепаратора, так и от плотности газожидкостной смеси.The disadvantage of this device is the need for drilling a well to a depth far exceeding the depth of the formation. In this case, the injection pressure strongly depends on both the depth of installation of the gas separator and the density of the gas-liquid mixture.

Наиболее близким технологическим решением, выбранным в качестве прототипа, является устройство для осуществления способа получения сжатого газа. (Патент РФ №2324809 С2, МПК Е21В 43/00, 2006 г.).The closest technological solution, selected as a prototype, is a device for implementing the method of producing compressed gas. (RF patent №2324809 C2, IPC Е21В 43/00, 2006).

Устройство состоит из источника газа, например факельной линии системы промысловой подготовки нефти, смесителя в качестве которого может выступать газоэжекторная установка, трубопровода и нагнетательной скважины со спущенными НКТ.The device consists of a gas source, for example, a flare line of a field oil treatment system, the mixer of which can be a gas ejector installation, a pipeline and an injection well with a flat tubing.

Согласно изобретению НКТ спускают выше перфорационных отверстий пласта. Газ в смеси с жидкостью закачивают с возможностью их отделения за счет гравитационных сил и образования газовой шапки в затрубном пространстве НКТ с постепенным отдавливанием жидкости вниз. При этом давление сжатия газа задают глубиной спуска НКТ, содержанием газа в смеси с жидкостью и плотностью жидкости. После этого сжатый газ отбирают на устье скважины, а жидкость закачивают в пласт на поддержание пластового давления.According to the invention, the tubing is lowered above the perforation holes of the formation. Gas in the mixture with the liquid is pumped with the possibility of separation due to gravitational forces and the formation of a gas cap in the annulus of the tubing with a gradual squeezing of the liquid down. In this case, the gas compression pressure is set by the depth of the tubing descent, the gas content in the mixture with the liquid and the density of the liquid. After that, compressed gas is taken at the wellhead, and the fluid is pumped into the reservoir to maintain reservoir pressure.

Недостатками известного технического решения являются высокие затраты энергии на обеспечение работы насосного и компрессорного оборудования, обусловленные низкими значениями КПД газоэжекторных установок, а также необходимость в больших значениях производительности насосных установок для нагнетания жидкости. Реализация данного способа в качестве начальной ступени компримирования попутного нефтяного газа на малых нефтяных месторождениях влечет за собой высокие капитальные и эксплуатационные затраты.The disadvantages of the known technical solutions are the high energy costs for ensuring the operation of pumping and compressor equipment, due to the low values of the efficiency of gas ejection plants, as well as the need for large values of the productivity of pumping plants for pumping liquid. The implementation of this method as the initial stage of compression of associated petroleum gas in small oil fields entails high capital and operating costs.

Задачей заявляемой полезной модели является снижения капитальных и эксплуатационных затрат.The objective of the claimed utility model is to reduce capital and operating costs.

Поставленная задача решается тем, что устройство для закачки газа в пласт, включающее источник газа, газоэжекторную установку, трубопровод и нагнетательную скважину со спущенными насосно-компрессорными трубами, согласно изобретению, оно дополнительно снабжено компрессором с гидрозатвором, расположенным между газоэжекторной установкой и нагнетательной скважиной и пакером, установленным на насосно-компрессорных трубах.The problem is solved in that the device for injecting gas into the reservoir, including a gas source, a gas ejector installation, a pipeline and an injection well with deflated tubing, according to the invention, it is further equipped with a compressor with a water seal located between the gas ejector installation and the injection well and packer mounted on tubing.

На фиг. представлена заявляемая полезная модель. Он включает в себя газовую скважину 1, газоэжекторную установку 2, источник попутного нефтяного газа 3, дожимной компрессор с гидрозатвором 4, нагнетательную скважину 5, колонну насосно-компрессорных труб НКТ 6, и пакер высокого давления 7.In FIG. The claimed utility model is presented. It includes a gas well 1, a gas ejector unit 2, a source of associated petroleum gas 3, a booster compressor with a water trap 4, an injection well 5, a tubing string 6, and a high pressure packer 7.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Природный газ от газодобывающей скважины (1) пропускают через эжектор (2), к которому подводится ПНГ от УПН (3) или другого источника. Далее смесь газов при определенном давлении подается на вход компрессора с гидрозатвором (4), в котором ее давление повышается до необходимого для закачки значения. В качестве компрессора с гидрозатвором можно использовать устройство по патенту RU 2316673. При давлении закачки газ подается на устье нагнетательной скважины (5), и по колонне НКТ (6) подается в зону расположения перфорационных отверстий. Межтрубное пространство нагнетательной скважины оборудуется пакером (7) высокого давления.Natural gas from a gas production well (1) is passed through an ejector (2), to which APG is supplied from an oil treatment unit (3) or another source. Next, the gas mixture at a certain pressure is fed to the inlet of the compressor with a water lock (4), in which its pressure rises to the value necessary for injection. As a compressor with a water trap, you can use the device according to patent RU 2316673. At an injection pressure, gas is supplied to the mouth of the injection well (5), and through the tubing string (6) it is supplied to the location of the perforations. The annulus of the injection well is equipped with a high pressure packer (7).

Количество закачиваемого газа и давление закачки поддаются регулированию путем изменения режимов работы компрессора с гидрозатвором. При этом к газу, поступающему от газодобывающих скважин, а также к его смеси с ПНГ не предъявляется никаких дополнительных требований по подготовке. Явным преимуществом предлагаемого технического решения является отсутствие необходимости в нагнетании значительных объемов рабочего агента - жидкости.The amount of injected gas and the injection pressure can be controlled by changing the operating modes of the compressor with a water seal. At the same time, no additional preparation requirements are imposed on the gas coming from gas production wells, as well as on its mixture with associated gas. A clear advantage of the proposed technical solution is the lack of the need for pumping significant volumes of the working agent is a liquid.

Устройство позволяет закачивать в пласт вместе с газом и жидкость, в зависимости от режима работы компрессора с гидрозатвором. Также данное устройство позволяет решить проблему утилизации попутного нефтяного газа без дополнительной его подготовки.The device allows you to pump into the reservoir along with gas and liquid, depending on the operating mode of the compressor with a water seal. Also, this device allows you to solve the problem of associated petroleum gas utilization without additional training.

Claims

A device for injecting gas into the reservoir, including a gas source, a gas ejector installation, a pipeline and an injection well with deflated tubing, characterized in that it is additionally equipped with a compressor with a water seal located between the gas ejector installation and the injection well, and a packer installed on the pump -compressor pipes.