SU1721410A1

SU1721410A1 - Geometrical apparatus operation method

Info

Publication number: SU1721410A1
Application number: SU884491060A
Authority: SU
Inventors: Юрий Петрович Морозов
Original assignee: Институт технической теплофизики АН УССР
Priority date: 1988-10-10
Filing date: 1988-10-10
Publication date: 1992-03-23

Abstract

Изобретение может использоватьс в геотермальной энергетике. Газожидкостную смесь из отвод щей скважины (С) 1, сообщенный с пластом геотермальной жидкости Ж, отвод т в сепаратор (СЕ), измер ее расход отсепарированную Ж подают в нагнетательную С 22, а смесь газов, отделенных в СЕ 11, закачивают в С 1, причем вначале давление в СН 7 поддерживают ниже давлени насыщени смеси газов в жидкости пласта, а при снижении расхода газожидкостной смеси устанавливают в СЕ 7 давление, равное максимальному из давлений насыщени газов, образующих смесь, а расход смеси поддерживают посто нным путем добавлени в смесь газа, имеющего максимальное давление насыщени при параметрах пласта, что позвол ет повысить экономичность и экологичность за счет использовани газа вместо выбросов его в атмосферу . 1 ил.The invention can be used in geothermal energy. The gas-liquid mixture from the outlet well (C) 1, communicated with the geothermal fluid reservoir W, is diverted to the separator (CE), its flow rate is separated W is fed to the injection C 22, and the mixture of gases separated in CE 11 is pumped into C 1 first, the pressure in CH 7 is maintained below the saturation pressure of the gas mixture in the formation fluid, while reducing the flow of the gas-liquid mixture, CE 7 is set to a pressure equal to the maximum saturation pressure of the gases forming the mixture, and the flow rate is kept constant by adding es gas having a maximum pressure saturation parameters formation that allows to increase efficiency and environmental friendliness due to use gas instead of air emissions. 1 il.

Description

Изобретение относится к способам работы геотермальных систем из подземных проницаемых слоев с помощью подъемных и нагнетательных скважин.The invention relates to methods for operating geothermal systems from underground permeable layers using lifting and injection wells.

Известен способ извлечения геотермальной энергии, согласно которому в подъемную скважину с помощью погружной трубки закачивают низкокипящую жидкость с удельным весом меньшим, чем удельный вес термальной воды, например Н-бутан, изобутан, изопентан, фреон. Легкокипящая жидкость по мере движения в геотермальной скважине вскипает и производит эффект газлифта. Рабочее вещество при поступлении в подъемную скважину вскипает и смесь термальной воды с газообразным рабочим веществом поступает в теплообменник-сепаратор. где в результате понижения давления происходит отделение газов от термальной воды. Выделенный газ направляют на турбину, из нее в конденсатор и затем в контактный теплообменник. Из зоны сепарации теплообменника рабочее вещество вновь закачивают в подъемную скважину. Охлажденную термальную воду выводят из нижней части теплообменника и закачивают в нагнетательную скважину.A known method of extracting geothermal energy, according to which a low boiling liquid with a specific gravity less than the specific gravity of thermal water, for example, N-butane, isobutane, isopentane, freon, is pumped into a well with a submersible well. A boiling liquid boils as it moves in a geothermal well and produces a gas lift effect. When a working substance enters a lifting well, it boils and a mixture of thermal water with a gaseous working substance enters the heat exchanger-separator. where, as a result of a decrease in pressure, gas is separated from thermal water. The released gas is sent to the turbine, from it to the condenser and then to the contact heat exchanger. From the separation zone of the heat exchanger, the working substance is again pumped into a lifting well. Cooled thermal water is removed from the bottom of the heat exchanger and pumped into the injection well.

Однако в сепараторе выделенных газов рабочего вещества происходит выделение неконденсируемых газов, содержащихся в термальной воде. При конденсации легкокипящего вещества они Должны быть удалены, что приводит к вредным воздействиям на окружающую среду и уносу рабочего вещества. Кроме того, извлечение геотермальной энергии по этому способу не позволяет в полной мере использовать напор газоводяной смеси на устье подъемной скважины для закачки рабочего вещества и термальной воды, так как давление в сепараторе понижают при отделении газа. Из-за больших потерь низкокипящего вещества (утечки, растворимости) и громоздкости оборудования способ извлечения геотермальной энергии во многих случаях экономически неэффективен.However, in the separator of the released gases of the working substance, non-condensable gases contained in thermal water are released. Upon condensation of boiling substances, they must be removed, which leads to harmful effects on the environment and entrainment of the working substance. In addition, the extraction of geothermal energy by this method does not allow the full use of the pressure of the gas-water mixture at the mouth of the lifting well for pumping the working substance and thermal water, since the pressure in the separator is reduced during gas separation. Due to the large losses of low-boiling matter (leakage, solubility) and the bulkiness of the equipment, the method of extracting geothermal energy is in many cases economically inefficient.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагав*мому является способ, согласно которому для подъема геотермальной воды из скважины или повышения дебита термальной воды в нее закачивают газ. На выходе из скважины Смесь термальной воды с газом разделяют в сепараторе. После сепаратора термальную воду используют для нагрева воды в системе отопления, а газ из сепаратора направляют в компрессор для его закачки в подъемную скважину. Однако способ извлечения геотермальной энергии приводит к загрязнению атмосферы за счет газов, которые удаляют из сепаратора по мере поступления в него термальной воды, содержащей газы, Кроме того, при снижении давления термальной воды возможно выпадение солей, содержащихся в термальной воде. Отделение газа в сепараторе приводит к потере давления, которое возрастает при закачке газа в подъемную скважину вследствие уменьшения веса столба жидкости в скважине. Это давление можно использовать при закачке газа в подъемную скважину и охлажденной термальной воды в нагнетательную скважину. Значение давления при глубине скважины 1000 м может достигать 2 МПа и более, поэтому использование этого давления на всасывающем трубопроводе компрессора и нагнетательного насоса может значительно уменьшить потребляемую электроэнергию для их работы.The closest in technical essence and the achieved effect to the proposal * is a method according to which gas is pumped into the geothermal water from the well or to increase the flow rate of thermal water. At the exit from the well, the mixture of thermal water with gas is separated in a separator. After the separator, thermal water is used to heat water in the heating system, and gas from the separator is sent to the compressor for injection into a lift well. However, the method of extracting geothermal energy leads to atmospheric pollution due to gases that are removed from the separator as thermal water containing gases enters it. In addition, when the thermal water pressure is reduced, salts contained in thermal water can drop out. The gas separation in the separator leads to a loss of pressure, which increases with the injection of gas into the well due to the decrease in the weight of the liquid column in the well. This pressure can be used when injecting gas into a lift well and chilled thermal water into an injection well. The pressure value at a well depth of 1000 m can reach 2 MPa or more, therefore the use of this pressure on the suction pipe of the compressor and injection pump can significantly reduce the energy consumed for their operation.

Цель изобретения - повышение экономичности и экологичности путем снижения выброса газов в атмосферу.The purpose of the invention is to increase the efficiency and environmental friendliness by reducing the emission of gases into the atmosphere.

Согласно способу работы геотермального устройства с отводящей и нагнетательной скважинами, сообщенными с пластом геотермальной жидкости и сепаратором газа, включающему отвод из отводящей скважины газожидкостной смеси в сепаратор, измерение ее расхода, подачу отделенной в сепараторе смеси газов в отводящую скважину и закачку отсепарированной жидкости в нагнетательную скважину, причем давление в сепараторе поддерживают ниже давления насыщения смеси газов в жидкости пласта, при снижении расхода газожидкостной смеси в сепараторе устанавливают давление, равное максимальному из давлений насыщения газов, образующих смесь, а расход последней поддерживают постоянным путем добавления в смесь газа, имеющего максимальное давление насыщения при параметрах пласта.According to the method of operating a geothermal device with a diverting and injection wells in communication with a geothermal fluid reservoir and a gas separator, including discharging a gas-liquid mixture from a diverting well into a separator, measuring its flow rate, feeding the gas mixture separated in the separator to the diverting well, and pumping the separated liquid into the injection well moreover, the pressure in the separator is maintained below the saturation pressure of the gas mixture in the reservoir fluid, while reducing the flow rate of the gas-liquid mixture in the separator the pressure is equal to the maximum of the saturation pressures of the gases forming the mixture, and the flow rate of the latter is maintained constant by adding gas having the maximum saturation pressure to the mixture at the reservoir parameters.

Возможно настолько большое содержание газа в пластовой термальной воде, что установить давление сепарации газа, при котором обеспечивается полное их растворение, нецелесообразно из-за большого значения давления при сепарации. В этом случае предлагается при сепарации установить давление, которое обеспечивает растворение наиболее токсичных газов SO₂, H2S, СОг. Эти газы имеют высокую по сравнению с наиболее часто встречающимися газами растворимость. При 70°С растворимость составляет, м³/м³; SO2 27,16; Нг 2;33; СОг 0,70, в то время, как растворимость сопутствующих, наиболее часто встречающихся газов, равна, м³/м³; СН4 0,0289; СгНв 0_,0049; N2 0,0128. Регулирование требуемо5 го давления в сепараторе осуществляют в этом случае путем выпусков нетоксичных _:газов. · 'It is possible that the gas content in the formation thermal water is so high that it is impractical to set the gas separation pressure at which their complete dissolution is ensured due to the high value of the separation pressure. In this case, it is proposed during separation to establish a pressure that ensures the dissolution of the most toxic gases SO ₂ , H2S, COg. These gases have a high solubility compared to the most common gases. At 70 ° C, the solubility is, m ³ / m ³ ; SO2 27.16; Ng 2; 33; СОГ 0.70, while the solubility of the concomitant, most common gases is equal to, m ³ / m ³ ; CH4 0.0289; CrNv 0_, 0049; N2 0.0128. The required 5 pressure in the separator is regulated in this case by the release of non-toxic _: gases. · '

Геотермальные скважины с низкими пластовыми давлениями не изливают при естественных условиях, однако после их, стимулирования они начинают фонтанировать вследствие разогрева столба жидкости и уменьшения ее плотности и могут давать значительный дебит. Для несамоизливающих скважин предлагается начальное стимулирование дебита проводить путем закачки в подъемную скважину газа или легкокипящего вещества из емкости. После того, как скважина дает приток воды и из нее выделяет содержащийся в ней газ в количестве, достаточном для обеспечения требуемого дебита, прекращают подачу газа или легкокипящего вещества из емкости и осуществляют стимулирование только газом, который выделяют из термальной воды.Geothermal wells with low reservoir pressures do not pour out under natural conditions, however, after stimulation, they begin to gush due to heating of the liquid column and a decrease in its density and can produce a significant flow rate. For non-self-depleting wells, it is proposed that the initial stimulation of the flow rate be carried out by pumping gas or low-boiling substance from the tank into the lifting well. After the well gives an influx of water and from it releases the gas contained in it in an amount sufficient to ensure the required flow rate, the flow of gas or low boiling substance from the tank is stopped and stimulation is carried out only by gas that is released from thermal water.

Количество газа, выделяемое при сепарации из термальной воды, складывается из газа, который циркулирует в контуре: сепаратор (центробежный или лабиринтный), бак-накопитель, компрессор, погружная трубка, ствол скважины, бак-замедлитель, и газа, который поступает из пластовой термальной воды по мере выделения новых порций воды из пласта-коллектора. Это можно записать следующим образом:The amount of gas released during the separation from thermal water is made up of gas that circulates in the circuit: a separator (centrifugal or labyrinth), storage tank, compressor, immersion tube, wellbore, moderator tank, and gas that comes from thermal reservoir water as new portions of water are released from the reservoir. This can be written as follows:

Gm ' Т=0цг Тц+Свг · f , (1) где Gm - расход газа, используемый для интенсификации (на выходе из сепаратора):Gm 'Т = 0гг Тц + Svg · f, (1) where Gm is the gas flow rate used for intensification (at the outlet of the separator):

Сцг ~ расход газа, содержащегося в контуре его циркуляции на момент времени до поступления в него газа из пластовой термальной воды:Scg ~ the flow rate of the gas contained in its circulation at the point in time before gas enters it from the formation thermal water:

Свг - расход газа, выделившегося из пластовой термальной воды в циклоне;Svg is the flow rate of gas released from the formation thermal water in the cyclone;

Г-текущее время;G-current time;

Тц - время движения газа в циркуляционном контуре.TC - the time of gas movement in the circulation circuit.

Расход газа, выделившегося из термальной водь|, равенThe flow rate of gas released from thermal water | is equal to

GBr=Gnr-Gpr, (2) где G_nr - количество (расход) газа, содержащегося в пластовой термальной воде до сепарации из нее газа;GBr = Gnr-Gpr, (2) where G _n r is the amount (flow) of gas contained in the thermal thermal water before gas is separated from it;

Gpr - количество (расход)газа, которое осталось в термальной воде после сепарации, т.е. содержащееся растворенным в выходящей из циклона термальной воде.Gpr is the amount (consumption) of gas that remains in the thermal water after separation, i.e. contained in thermal water discharged from the cyclone.

Из (1) и (2) получаютFrom (1) and (2) get

Gm* T=Gqr‘ Tq⁺(Gnr-Gpr) ’ Т . (3)Gm * T = Gqr 'Tq ⁺ (Gnr-Gpr)' T. (3)

Количество газа, которое сепарируется из термальной воды при прочих равных условиях зависит от давления. Это давление определяется давлением термальной воды или газоводяной смеси на выходе из скважины, которое зависит от количества, закачиваемого в подъемную скважину газа.The amount of gas that is separated from thermal water, ceteris paribus, depends on pressure. This pressure is determined by the pressure of thermal water or gas-water mixture at the outlet of the well, which depends on the amount of gas injected into the lifting well.

Возможны несколько вариантов работы по предлагаемому способу извлечения геотермальной энергии в зависимости от давления при сепарации.There are several options for the proposed method for extracting geothermal energy, depending on the pressure during separation.

Первый вариант, когда давление в сепараторе меньше, чем давление полного растворения газа в термальной воде. В этом случае происходит непрерывное выделение газа из поступающей в сепаратор термальной воды и непрерывное увеличение расхода га'Эа Си, выделяемого из сепаратора, т.е. G_M Т-1 > Gn< так как GnrT+1 > GnpT , а Gpr Т+1 <6ρΓ·Τ.The first option is when the pressure in the separator is less than the pressure of the complete dissolution of the gas in thermal water. In this case, there is a continuous evolution of gas from the thermal water entering the separator and a continuous increase in the flow rate of Ha'Ea Cu released from the separator, i.e. G _M Т-1> Gn <since GnrT + 1> GnpT, and Gpr Т + 1 <6ρΓ · Τ.

Второй вариант, когда давление в сепараторе больше давления, при котором происходит выделение газа, и газ полностью растворяется в термальной воде.The second option, when the pressure in the separator is greater than the pressure at which gas evolution occurs, and the gas completely dissolves in thermal water.

В этом случае в сепараторе газ не выделяется из термальной воды, кроме того растворяется газ, который находится в контуре циркуляции. Количество газа в контуре циркуляции уменьшается до полного растворения его в термальной воде, т.е.In this case, the gas in the separator is not released from the thermal water, in addition, the gas that is in the circulation circuit is dissolved. The amount of gas in the circulation circuit decreases until it is completely dissolved in thermal water, i.e.

Gur т+1 < 1G_Mr т, так как G₄rT+1 <Gur t + 1 <1G _M r t, since G ₄ rT + 1 <

<Gur т и G nr=Gpr<Gur m and G nr = Gpr

Способ осуществляется следующим образом. ·The method is as follows. ·

Термальная вода из подъемной скважины 1 самоизливом через регулирующий вентиль 2 поступает в успокоительную емкость 3, снабженную сливным устройством 4. Успокоительная емкость предназначена для гашения пульсаций и осаждения взвесей, поступающих из подъемной скважины.Thermal water from a lifting well 1 by means of a self-spout through a control valve 2 enters a stilling tank 3 equipped with a draining device 4. A stilling tank is designed to dampen pulsations and to sediment suspensions from the lifting well.

Из емкости 3 термальная вода через расходомер 5 и дросселирующий вентиль 6. поступает в циклон 7, в котором установлен манометр 8. В циклоне 7 происходит сепарация газа. Вместо циклона (блока циклонов) может быть установлено Другое сепарирующее устройство, например лабиринтовый сепаратор. С помощью дресселирующего вентиля 6 в циклоне 7 устанавливают пониженное давление (около 1 10⁵ Па) с целью более интенсивного выделения газа из термальной воды. Это давление регистрируют манометром 8. Отделенный от термальной воды газ через регулирующий вентиль 9 и расходомер 10 поступает в емкость 11, оборудованную сливным устройством 12 и манометром 13. Емкость 11 служит для отделения капель термальной воды и регулирования давления и расхода таза. После накопления газа в емкости 11, которое можно определить с помощью манометра 13, открывают регули рующий вентиль 14 и газ через расходомер 15 поступает в компрессор 16. с помощью которого его нагнетают в подъемную скважину 1 через.запорный вентиль 17 и погружную трубку 18.From the tank 3, thermal water through the flow meter 5 and the throttling valve 6. enters the cyclone 7, in which the pressure gauge is installed 8. In the cyclone 7, gas is separated. Instead of a cyclone (cyclone block), another separating device, such as a labyrinth separator, can be installed. With the help of the dressing valve 6, a reduced pressure (about 1 10 ⁵ Pa) is set in cyclone 7 in order to more intensively release gas from thermal water. This pressure is recorded by a manometer 8. The gas separated from the thermal water through the control valve 9 and the flow meter 10 enters the tank 11 equipped with a drain device 12 and a manometer 13. The tank 11 serves to separate the drops of thermal water and regulate the pressure and flow rate of the pelvis. After the accumulation of gas in the tank 11, which can be determined using the pressure gauge 13, the control valve 14 is opened and the gas through the flow meter 15 enters the compressor 16. with the help of which it is pumped into the lifting well 1 through the shutoff valve 17 and the immersion tube 18.

Термальную воду из циклона-сепаратора 7 через регулирующий вентиль 19 направляют в теплообменник 20 и после ее охлаждения с помощью нагнетательного насоса 21 закачивают через нагнетательную скважину 22 в подземный проницаемый пласт 23. В теплообменнике 20 происходит нагрев сетевой воды, которая поступает в него по трубопроводу 24 через регулирующий вентиль 25.Thermal water from the cyclone-separator 7 is sent through a control valve 19 to the heat exchanger 20 and, after cooling it, is pumped through the injection well 21 into the underground permeable formation 23. Using heat pump 20, the heating water flows into the heat exchanger 20 through the pipeline 24 through the control valve 25.

Путем многократной циркуляции газоводяной смеси и газа в контуре; подъемная скважина 1, емкость 3, дроссель 6, циклон 7, емкость 11, компрессор 16, погружная трубка 18 увеличивают количество выделяемого из термальной воды газа путем закачки его в подъемную скважину 1 повышают дебит воды до достижения оптимального или заданного значения. Оптимальный расход термальной воды определяют с помощью расходомера 5. Момент, когда при повышении расхода закачиваемого в подъемную скважину 1 газа дебит газоводяной смеси начинает понижаться, соответствует оптимальному количеству закачиваемого газа. По достижении этого момента путем открывания дроссельного вентиля 6 устанавливают в циклоне-сепараторе давление, при котором расход газа, который определяют расходомером 10,. становится постоянным. Если при полностью открытом дроссельном вентиле 6 расход отделяемого в циклоне-сепараторе 7 газа продолжает расти, то увеличивают давление закачки газа с помощью компрессора 16 до значения, при котором расход газа, отделенного в циклоне-сепараторе 7, становится постоянным,By repeated circulation of the gas-water mixture and gas in the circuit; lifting well 1, capacity 3, throttle 6, cyclone 7, capacity 11, compressor 16, immersion tube 18 increase the amount of gas released from thermal water by pumping it into the lifting well 1 increase the flow rate of water to achieve the optimal or predetermined value. The optimal flow rate of thermal water is determined using a flow meter 5. The moment when, with an increase in the flow rate of the gas injected into the lift well 1, the flow rate of the gas-water mixture begins to decrease, corresponds to the optimal amount of gas injected. Upon reaching this moment, by opening the throttle valve 6, a pressure is established in the cyclone separator at which the gas flow rate, which is determined by the flow meter 10 ,. becomes permanent. If, with the throttle valve 6 fully open, the gas flow rate separating in the cyclone separator 7 continues to increase, then the gas injection pressure with the compressor 16 is increased to a value at which the gas flow rate separated in the cyclone separator 7 becomes constant,

В нефонтанирующих скважинах используют для начального стимулирующего дебита скважин газ или легкокипящую жидкость из емкости 27.-Закрывают вентиль 17, •открывают вентиль 28 и газ или жидкость с помощью компрессора или насоса 29 через расходомер 30 закачивают через погружную трубку 18 в скважину 1. Из скважины 1 газоводяная смесь поступает в емкость 3, затем через дроссельный вентиль 6 закачиваемый газ из емкости 27 и газ, содержащийся в термальной воде, отделяют в циклоне 7 и. направляют в емкость 11, при этом вентили 14 и 26,закрыты. После того, как давление в емкости 11 повысится, что определяют манометром 13, открывают вентили 14 и 17, закрывают вентиль 29 и продолжают дальнейшую работу по извле чению геотермальной энергии по указанной схеме для фонтанирующей скважины.In non-fountain wells, gas or low-boiling liquid is used from the reservoir 27 for the initial stimulating production of wells. — Close valve 17, • open valve 28 and gas or liquid using a compressor or pump 29 through a flow meter 30 and pump it through well 18 into hole 1. From the well 1 the gas-water mixture enters the tank 3, then, through the throttle valve 6, the injected gas from the tank 27 and the gas contained in the thermal water are separated in a cyclone 7 and. sent to the tank 11, while the valves 14 and 26 are closed. After the pressure in the tank 11 rises, as determined by the pressure gauge 13, open the valves 14 and 17, close the valve 29 and continue further work on extracting geothermal energy according to the indicated scheme for a flowing well.

Пример. Пробурено две скважины глубиной 1200 м. Расстояние между скважи5 нами 170 м. На базе этих скважин создана система извлечения геотермальной энергии,состоящая из нагнетательной и подъемной скважин. Удельный дебит подъемной скважины )?п⁼2 -10'⁵ кг/с/Па, удельная при10 емистость нагнетательной скважины ηΗ= =2 -10'⁵ кг/с/Па, температура термальной воды tB⁼60°C, начальный дебит подъемной скважины Gbh=20 кг/с, глубина подъемной и нагнетательной скважины 1_ок=1200 м, на15 чальное статическое давление на устье скважины Руст=Ю .-10⁵ Па Термальная вода содержит 0,570 кг/м³ растворенных газов и 0,620 кг/м³ газов в свободном состоянии. Газы в свободном состоянии включают 20% 20 азота (N2), 40% метана (ОН4) и 40% углекислого газа (СОг) по массе. Масса каждого из газов составляет; N2 0,124 кг/м³; СНд 0,248 кг/м³; СОг 0,248 кг/м³. Растворимость газов при давлении 1 ‘ 10⁵ Па и ΐ = 60°С соот25 ветственно равна N2 0,0082 кг/м⁰; СНд 0,015 кг/м³; СОг 0,536 кг/м³.Example. Two wells were drilled with a depth of 1200 m. The distance between the wells5 was 170 m. Based on these wells, a geothermal energy extraction system was created, consisting of injection and lift wells. Specific flow rate of the lifting well)? N ⁼ 2 -10 ' ⁵ kg / s / Pa, specific productivity of the injection well ηΗ = 2 -10' ⁵ kg / s / Pa, thermal water temperature tB ⁼ 60 ° C, initial flow rate of the lifting wells Gbh = 20 kg / s, the depth of the lift and injection well 1_ok = 1200 m, na15 tially static pressure wellhead Rust = Yu. 10 ⁵ Pa thermal water containing 0.570 kg / m ³ of dissolved gases and 0,620 kg / m ³ gas in a free state. Gases in the free state include 20% 20 nitrogen (N2), 40% methane (OH4) and 40% carbon dioxide (CO2) by weight. The mass of each of the gases is; N2 0.124 kg / m ³ ; SND 0.248 kg / m ³ ; СОГ 0.248 kg / m ³ . The solubility of gases at a pressure of 1 '10 ⁵ Pa and ΐ = 60 ° С is 25 equal to N2 0.0082 kg / m ⁰ ; SND 0.015 kg / m ³ ; COG 0.536 kg / m ³ .

Давление, при котором каждый из газов полностью растворяется, находят путем деления количества свободного газа на рас30 творимость. Получают давление полного растворения N2 15,1 -10° Па, СНд 16,5 х х10⁵ Па, СО₂4,6 · 10⁵Па.The pressure at which each gas completely dissolves is found by dividing the amount of free gas by solubility. Prepared complete dissolution pressure N2 15,1 -10 ° Pa DBC x 16.5 x 10 ⁵ Pa, CO ₂ 4,6 · 10 ⁵ Pa.

Термальная вода из подъемной скважины с начальным дебитом Gbh=20 кг/с посту35 пает через бак-замедлитель в сепаратор-циклон, где с помощью дросселирующего устройства устанавливают давление 1 · 10° Па. Отделенный от термальной воды газ с начальным расходом 40 Grn=0,0124 кг/с направляют в емкость-накопитель и затем нагнетают через погружную трубку в пласт, отделенную от газа термальную воду направляют в теплообменник, из которого охлажденную термальную воду с 45 помощью насоса закачивают в нагнетательную скважину. После 14 часов работы, когда расход газа, отсепарированного от термальной воды, достигнет значения Gr-0,762 кг/с, с помощью компрессора при открытом 50 дроссельном клапане повышают давление сепарации до значения Р_с= 1б,5х ΧΪ0⁵ Па. При этом давлении в силу того, что не выделяется дополнительное количество газа из пластовой термальной воды, значе55 ние расхода отсепарированного газа становится постоянным.‘Для интенсификации дебита используют только накопившийся газ в контуре его движения. Расход его составляет Gru=0,75 кг/с. Такой расход газа обеспечивает повышение дебита подъемной скважины до значения G_B=32,67 кг/с.Thermal water from a lift well with an initial flow rate of Gbh = 20 kg / s enters through a moderator tank into a cyclone separator, where a pressure of 1 · 10 ° Pa is set using a throttling device. The gas separated from the thermal water with an initial flow rate of 40 Grn = 0.0124 kg / s is sent to the storage tank and then pumped through a dip tube into the reservoir, the thermal water separated from the gas is sent to the heat exchanger, from which the cooled thermal water is pumped with pump 45 into the injection well. After 14 hours of operation, when the gas flow rate separated from the thermal water reaches the value of Gr-0.762 kg / s, with the help of the compressor with the 50 throttle valve open, increase the separation pressure to the value P _c = 1b, 5x ΧΪ 0 ⁵ Pa. At this pressure, due to the fact that no additional gas is released from the thermal thermal water, the value of the separated gas flow rate becomes constant. To accumulate the flow rate, only accumulated gas is used in its flow path. Its consumption is Gru = 0.75 kg / s. This gas flow rate provides an increase in the flow rate of a lifting well to a value of G _B = 32.67 kg / s.

В случае, когда давление при сепарации газа меньше значения Р_с=16,5 ·10⁵ Па. в контуре движения газа постоянно увеличивается его количество за счет выделения· газа, содержащегося в пластовой термальной воде. Например, при давлении Р=10х х10⁵ Па постоянно выделяется газ с расходом G_r=0,00124 кг/с. Через некоторое время, если газ не отбирать, наступает резкое уменьшение дебита подъемной скважины, тёк как проходное сечение воды уменьшается из-за присутствия газа, и увеличивается гидравлическое сопротивление. Таким образом, если не соблюдается условие значения давления сепарации Р_с=16,5 ·10⁵ Па, то интенсификация дебита невозможна без выброса газа.In the case when the pressure during gas separation is less than P _c = 16.5 · 10 ⁵ Pa. in the gas flow loop, its quantity is constantly increasing due to the release of gas contained in the formation thermal water. For example, at a pressure of P = 10 x 10 ⁵ Pa, gas is constantly emitted with a flow rate of G _r = 0.00124 kg / s. After some time, if the gas is not taken, a sharp decrease in the flow rate of the borehole occurs, the flow as the flow cross section of the water decreases due to the presence of gas, and the hydraulic resistance increases. Thus, if the condition of the value of the separation pressure P _c = 16.5 · 10 ⁵ Pa is not met, then the intensification of the flow rate is impossible without a gas emission.

В случае, если давление при отделении ί газа в сепараторе больше, чем Р_с=16,5 * 10⁵, то количество газа, используемого для интенсификации дебита скважины уменьшается вследствие его растворимости. При давлении 20 -10⁵ Па через три часа проис- ί ходит полное растворение газов. В таком режиме интенсификацию дебита скважины проводить невозможно.If the pressure during separation of ί gas in the separator is greater than P _c = 16.5 * 10 ⁵ , then the amount of gas used to intensify the flow rate of the well decreases due to its solubility. At a pressure of 20 -10 ⁵ Pa, after three hours, complete dissolution of the gases takes place. In this mode, it is impossible to intensify the well flow rate.

Claims

Claim

The way the geothermal device works with discharge and injection wells. in communication with the geothermal fluid reservoir and gas separator, including discharging a gas-liquid mixture from a discharge well into a separator, measuring its flow rate, supplying the gas mixture separated in the separator to the discharge well and pumping the separated liquid into the injection well, the pressure in the separator being previously kept below the saturation pressure of the mixture gases in the formation fluid, characterized in that. that, in order to increase efficiency and environmental friendliness by reducing gas emissions into the atmosphere, while decreasing the gas-liquid mixture flow rate, a pressure equal to the maximum of the saturation pressures of the gases forming the mixture is set in the separator, and the flow rate of the latter is kept constant by adding gas having the maximum saturation pressure to the mixture with reservoir parameters.