СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ СЖАТОГО ГАЗА

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

Р_г = Р_у + ρ_гсжgh - Δh,

где Р_г - давление газа в затрубном пространстве, Па;

Р_у - давление нагнетания газожидкостной смеси на устье, Па;

ρ_гжс - 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 Р_г 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).