НЕФТЕДОБЫВАЮЩИЙ КОМПЛЕКС

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с обустройством нефтяных промыслов.

Известен нефтедобывающий комплекс, содержащий добывающие, водяные и газовые нагнетательные скважины, насосно-эжекторную установку, включающую входной сепаратор с подводящим и выходным трубопроводами, жидкостный сепаратор, основной и дополнительный жидкостно-газовые эжекторы, насос, подключенный на входе к входному сепаратору, а на выходе к рабочему соплу основного жидкостно-газового эжектора, основной и дополнительный жидкостно-газовые сепараторы с газоотводным и сбросовым патрубками, патрубок, сообщающий выход газа входного сепаратора с камерой низкого давления основного жидкостно-газового эжектора, жидкостный эжектор, низконапорная камера которого сообщена трубопроводом со сбросовым водяным патрубком основного жидкостно-газового сепаратора, а рабочее сопло трубопроводом с выкидом насоса и выходной патрубок с водяной нагнетательной скважиной, низконапорная камера дополнительного жидкостно-газового сепаратора сообщена трубопроводом с газоотводным патрубком основного жидкостно-газового сепаратора, рабочее сопло дополнительного жидкостно-газового эжектора сообщено с выходом насоса, а выходной патрубок его с дополнительным жидкостно-газовым сепаратором, газовый и водяной выкидные патрубки последнего сообщены трубопроводами с газовой и водяной нагнетательными скважинами или низконапорной камерой жидкостного эжектора, соответственно. Изобретение позволяет снизить материальные затраты на утилизацию попутного нефтяного газа и подтоварной воды. (Патент RU №2046931 С1. Устройство для разработки нефтяного месторождения (варианты). - МПК: Е21В 43/00, F04F 5/54. - 27.10.1995). Недостатком известного изобретения является необходимость разработки газовой и водяной нагнетательных скважин в отдельности, что требует дополнительного времени и соответствующих затрат на разработку нефтяного месторождения.

Известен нефтедобывающий комплекс, содержащий куст нагнетательных скважин, эжектор, силовой насос для привода эжектора в действие и дополнительный насос закачки водогазовой смеси в нагнетательные скважины куста, емкость с поверхностно-активными веществами (ПАВ), линии нагнетания воды, подачи газа, пенообразующего ПАВ и закачки водогазовой смеси с регулируемыми задвижками. (Патент R.U №2190760 С1. Способ водогазового воздействия на пласт.- МПК: Е21В 43/20. - 10.10.2002). Недостатком известного изобретения является отсутствие регулирования зависимости добычи нефти и закачки водогазовой смеси в пласты скважины нефтяного месторождения.

Известен нефтедобывающий комплекс, содержащий добывающую и нагнетательную скважины и отстойный сепаратор, последний входом соединен трубопроводом с выходом добывающей скважины. Выходным газовым трубопроводом сепаратор соединен с затрубным пространством нагнетательной скважины. Внутри нагнетательной скважины размещены насос с электродвигателем, смесительное устройство для смешения подаваемой извне воды с попутным газом и пакер с вмонтированной в него трубой. Насос установлен под электродвигателем, последний снабжен кожухом, соединенным с трубопроводом для подачи воды из сепаратора. Ниже смесительного устройства над или под пакером установлен дожимной насос, снабженный отдельным электродвигателем. В качестве основного и/или дожимного насоса использован центробежный насос или объемный насос. Система для утилизации попутного нефтяного газа позволяет избежать создания развитой инфраструктуры на поверхности скважин и обеспечивает экологическую безопасность окружающей среды путем исключения возможных выбросов газа в атмосферу (Патент RU №2513934 С2. Система для утилизации попутного нефтяного газа. - МПК: Е21В 43/16. - 20.04.2014). Недостатком известной системы является ограниченность ее использования, так как она может быть применена для закачки попутного нефтяного газа только в один пласт скважины.

Известен нефтедобывающий комплекс, содержащий, по меньшей мере, одну добывающую скважину, соединенную с отстойным сепаратором, выход из которого по нефти с остаточными водой и газом соединен с первым насосом-компрессором, а выход или выходы сепаратора по воде и газу соединены со вторым насосом-компрессором, которого соединен с гомогенизатором, соединенным с нагнетательной скважиной или с водораспределительной гребенкой нагнетательных скважин. Нефтедобывающий комплекс снабжен, по меньшей мере, одним дополнительным насосом-компрессором, присоединенным последовательно к первому насосу-компрессору. Насосы-компрессоры выполнены поршневыми с приводом от станка-качалки. Добывающие скважины соединены с сепаратором через автоматизированную групповую замерную установку. Сепаратор выполнен в горизонтальной емкости с большим и малым отсеками, соединенными в нижней части через заслонку для перепуска воды и в верхней части через коалесцентное устройство. В большом отсеке установлена переливная труба для отбора нефти. В малом отсеке размещен шибер высотой ниже верхнего уровня переливной трубы для отбора нефти. Выход сепаратора по воде и газу соединен с регулирующим клапаном, связанным с измерителем уровня нефти в большом отсеке (Патент RU №2317408 С2. Способ утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды и система для его реализации. - МПК: Е21В 43/16. - 20.02.2008). Недостатком известной системы утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды является сложность эксплуатации многопластовых скважин из-за сложности конструкции устройства.

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является нефтедобывающий комплекс, содержащий добывающую нефтяную и жидкостно-газовую нагнетательную скважины с колоннами лифтовых труб, газовый и два жидкостно-газовых эжектора, входной жидкостно-газовый и два отстойных сепаратора. Внутри центральной колонны лифтовых труб жидкостно-газовой нагнетательной скважины установлен глубинный жидкостно-газовый эжектор. Выкид добывающей скважины сообщен трубопроводом с высоконапорным (активным) соплом первого жидкостно-газового эжектора, а выкидной нефтяной патрубок входного жидкостно-газового сепаратора сообщен трубопроводом с высоконапорным (активным) соплом второго жидкостно-газового эжектора. Выкидной газовый патрубок входного жидкостно-газового сепаратора сообщен трубопроводом с запорным устройством с камерой низкого давления газового эжектора, высоконапорное (активное) сопло которого сообщено трубопроводом с внешним источником газа высокого давления, а выкид газового эжектора сообщен трубопроводом с запорным устройством с кольцевым (затрубным) пространством жидкостно-газовой нагнетательной скважины, сообщенным с камерой низкого давления глубинного жидкостно-газового эжектора. (Патент RU №724 U1. Устройство для добычи нефти и утилизации попутной продукции (воды и газа). - МПК: Е21В 43/00. - 16.08.1995, БИ: 08/1995). Данное изобретение принято за прототип.

Недостатком известных нефтедобывающих комплексов является ограниченность их использования, так как они могут быть применены для закачки жидкостно-газовой смеси из пластовой воды и попутного нефтяного газа нагнетательной скважиной только в один пласт нефтяной залежи. Для закачки пластовой воды и попутного газа в другие пласты требуются дополнительные нагнетательные скважины, что требует дополнительного времени и соответствующих затрат при разработке нефтяного месторождения.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение дебита и нефтеотдачи продуктивных пластов нефтяной залежи путем одновременно-раздельной добычи нефти с нагнетанием газожидкостной смеси из пластовой воды и попутного нефтяного газа добывающими и нагнетательными скважинами, а также снижение материальных затрат и уровня загрязнения окружающей среды при обустройстве нефтяных промыслов.

Техническим результатом решения указанной задачи является повышение дебита и нефтеотдачи продуктивных пластов нефтяной залежи, снижение материальных затрат и уровня загрязнения окружающей среды при обустройстве нефтяных промыслов.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном нефтедобывающем комплексе, включающем, по меньшей мере, одну добывающую и одну нагнетательную скважины, эксплуатирующие гидродинамически сообщающиеся пласты нефтяной залежи, оснащенные пакерами и колоннами насосно-компрессорных труб, межскважинную перекачивающую станцию, содержащую водогазовый эжектор, трехфазный газожидкостный отстойный сепаратор, сообщающийся входом с добывающей скважиной, газожидкостный и жидкостно-отстойный сепараторы, сообщающиеся трубопроводами, соответственно, с выкидами нефти и воды трехфазного газожидкостного отстойного сепаратора, последний выбросом газа соединен газопроводом с приемной камерой водогазового эжектора, силовой объемный насос с электродвигателем, сообщающийся трубопроводом с выкидом воды из жидкостно-отстойного сепаратора и нагнетающий ее по трубопроводу в рабочее сопло водогазового эжектора, последний выкидным патрубком соединен трубопроводом закачки водогазовой смеси с нагнетательной скважиной, согласно предложенному техническому решению, добывающие и нагнетательные скважины снабжены блоками телемеханической системы регулирования и учета потоков добываемого флюида и закачиваемой жидкости, соответственно, с возможностью управления одновременно-раздельными добычей нефти и воздействием газожидкостной смеси из попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды на сообщающиеся пласты нефтяной залежи, всасываемые и нагнетательные регулируемые клапаны и датчики контрольно-измерительных приборов которых размещены в обособленных каналах, сообщающих раздельно колонны насосно-компрессорных труб добывающих и нагнетательных скважин с соответствующими им эксплуатируемыми пластами, с возможностью передачи управляющих команд регулировочным клапанам и контрольной информации о технологических параметрах флюида в пластах добываемых скважин и закачиваемой в пласты газожидкостной смеси от датчиков контрольно-измерительных приборов по кабелям связи на панели управления добывающими и нагнетательными скважинами, установленными на станции управления нефтедобывающим комплексом, последняя связана силовыми кабелями электропитания с электроприводами глубинных насосов добывающих скважин;

межскважинная перекачивающая станция дополнительно содержит автоматизированную групповую замерную установку куста добывающих скважин, водогазовый распределительный коллектор куста нагнетательных скважин и емкость с пенообразующим поверхностно-активным веществом, сообщенную с приемной камерой водогазового эжектора трубопроводом, оснащенным запорной арматурой, причем газожидкостный сепаратор выполнен проточным с потоком газожидкостной смеси по винтовой линии, при этом трехфазный газожидкостный сепаратор входом соединен трубопроводом, оснащенным запорной арматурой, с колонной насосно-компрессорных труб добывающей скважины через автоматизированную групповую замерную установку, а водогазовый эжектор выкидным патрубком - с колонной насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины посредством трубопровода, оснащенного запорной арматурой и обратным клапаном, через газожидкостный распределительный коллектор, патрубки выброса попутного газа из трехфазного газожидкостного отстойного и газожидкостного проточного сепараторов соединены газопроводами с газонакопителем, последний соединен газопроводом с приемной камерой водогазового эжектора, выкидные патрубки по нефти жидкостного отстойного и газожидкостного проточного сепараторов соединены трубопроводами с нефтесборником, а выкидной патрубок по воде жидкостного отстойного сепаратора соединен трубопроводом с резервуаром для воды, выход из которого соединен трубопроводом с входом в силовой объемный насос;

трубопроводы, сообщающие куст добывающих скважин с автоматизированной групповой замерной установкой, снабжены дополнительным газожидкостным эжектором и байпасом с запорной арматурой и соединены с выкидами колонн насосно-компрессорных труб, при этом к приемным камерам газожидкостных эжекторов подведены газопроводы, оснащенные запорной арматурой и обратным клапаном, сообщающиеся с межтрубным пространством добывающих скважин;

трубопроводы, сообщающие выкиды распределительного коллектора с нагнетательными скважинами куста, снабжены дожимным объемным насосом нагнетания водогазовой смеси в эксплуатируемые пласты нефтяной залежи и байпасом с запорной арматурой, встроенными в трубопроводы между запорной арматурой и обратным клапаном, сообщающиеся с колоннами насосно-компрессорных труб нагнетательных скважин;

силовой объемный насос для нагнетания воды в водогазовый эжектор выполнен с частотно-регулируемым электроприводом;

межскважинная перекачивающая станция соединена газопроводом, оснащенным запорной арматурой, для отвода газа из газонакопителя через хемосорбционный газоочиститель и обратный клапан с помощью газоперекачивающего агрегата на производственные и социально-бытовые нужды.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного нефтедобывающего комплекса, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными признаками заявляемого нефтедобывающего комплекса, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом месторождении нефти. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На фиг. 1 схематично представлен нефтедобывающий комплекс; на фиг. 2 - схема межскважинной перекачивающей станции.

Нефтедобывающий комплекс включает, по меньшей мере, одну добывающую скважину 1, включающую пакеры 2 и колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, и, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину 4, включающую пакеры 5 и колонну НКТ 6, эксплуатирующие гидродинамически сообщающиеся пласты А и Б нефтяной залежи, и межскважинную перекачивающую станцию (МПС), последняя соединена с выкидом колонны НКТ 3 добывающей скважины 1 куста трубопроводом 7, в который встроен газожидкостный эжектор 8 с байпасом 9 и запорной арматурой 10, при этом приемная камера газожидкостного эжектора 8 соединена газопроводом 11, оснащенные запорной арматурой 12 и обратным клапаном 13, сообщающимся с межтрубным пространством добывающей скважины 1, а выходом МПС соединена с колонной НКТ 6 нагнетательной скважины 4 куста трубопроводом 14 закачки водогазовой смеси в нагнетательную скважину 4, в который встроен дожимной объемный насос 15 и байпасом 16 с запорной арматурой 17 и обратным клапаном 18. (Фиг. 1). Добывающие скважины 1 куста снабжены глубинными насосами 19 с электроприводом 20 и блоками 21 телемеханической системы (ТМС) регулирования потоков и учета (БРПУ) добываемого флюида, а нагнетательные скважины 4 - БРПУ 22 закачиваемой жидкости, с возможностью управления одновременно-раздельными добычей нефти и воздействием закачиваемой газожидкостной смеси из попутно добываемых нефтяного газа и подтоварной воды на сообщающиеся пласты А и Б нефтяной залежи. БРПУ 21 содержат всасываемые регулируемые клапаны и датчики контрольно-измерительных приборов (КИП), а БРПУ 22 - нагнетательные регулируемые клапаны и датчики КИП, которые размещены в обособленных каналах соответствующих БРПУ 21 и 22, сообщающих раздельно колонны НКТ 3 добывающей скважины 1 и колонны НКТ 6 нагнетательной скважины 4 с возможностью передачи управляющих команд регулировочным клапанам и контрольной информации о технологических параметрах флюида в пластах добываемых скважин 1 и закачиваемой в пласты водогазовой смеси от датчиков контрольно-измерительных приборов по кабелям связи 23 на панель управления добывающей скважины 1 (ПУДС) и кабелю связи 24 на панель управления нагнетательной скважины 4 (ПУНС), установленными на станции управления (СУ) нефтедобывающим комплексом, последняя связана силовым кабелем 25 электропитания с электроприводом 20 глубинного насоса 19 добывающей скважины 1. МПС соединена трубопроводом 26, оснащенным запорной арматурой 27, с газоперекачивающей установкой 28 для подачи газа через хемо-сорбционный газоочиститель 29 на производственные нужды, например, на ТЭЦ для энергоснабжения нефтяных скважин, и/или на социально-бытовые нужды, например, жилого комплекса 30.

МПС содержит водогазовый эжектор 31, трехфазный газожидкостный отстойный сепаратор 32, жидкостный отстойный сепаратор 33, газожидкостный проточный сепаратор 34, последний выполнен с потоком газожидкостной смеси по винтовой линии, и силовой объемный насос 35 с частотно-регулируемым электроприводом 36, нагнетающий воду по трубопроводу 37 в рабочее сопло водогазового эжектора 31, автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) куста добывающих скважин 1, водогазовый распределительный коллектор (РК) куста нагнетательных скважин 4 и емкость 38 с пенообразующим поверхностно-активным веществом (ПАВ), сообщенную с приемной камерой водогазового эжектора 31 трубопроводом 39 с запорной арматурой 40. (Фиг. 2). Выкид по воде жидкостного отстойного сепаратора 33 соединен трубопроводом 41 с насосом 42 перекачки воды в резервуар 43, последний сообщен трубопроводом 44 с силовым объемным насосом 35 для привода водогазового эжектора 31 в действие. Газожидкостный проточный сепаратор 34 входным патрубком соединен нефтепроводом 45, оснащенным запорной арматурой 46, с выкидом по нефти трехфазного газожидкостного отстойного сепаратора 32, последний выкидом по воде сообщен трубопроводом 47, оснащенным запорной арматурой 48, с жидкостным отстойным сепаратором 33. Трехфазный газожидкостный сепаратор 32 входом соединен трубопроводом 49 с АГЗУ, последний соединен индивидуальными трубопроводами 7 с колоннами НКТ 3 добывающих скважин 1 куста. Водогазовый эжектор 31 выкидом сообщен трубопроводом 50 закачки водогазовой смеси в РК, последний соединен индивидуальными трубопроводами 14 с колоннами НКТ 6 нагнетательных скважин 4 куста. Выбросы попутного нефтяного газа из трехфазного газожидкостного отстойного сепаратора 32 и газожидкостного проточного сепаратора 34 соединены газопроводами 51 и 52 с газонакопителем 53, последний соединен газопроводом 54, оснащенном запорной арматурой 55, с приемной камерой водогазового эжектора 31, создающего с добавкой ПАВ газожидкостную эмульсию для закачки ее в нагнетательные скважины 4 куста. Выкиды по нефти жидкостного отстойного сепаратора 33 и газожидкостного проточного сепаратора 34 соединены трубопроводами 56 и 57 с нефтесборником 58.

Нефтедобывающий комплекс работает следующим образом.

На СУ включают в работу добывающие скважины 1 куста, при этом по силовому кабелю 25 подается электропитание на электроприводы 20 глубинных насосов 19, последними начинают откачивать скважинный флюид, содержащий нефть, газ и воду, из пластов А и Б через обособленные каналы БРПУ 21, содержащими всасываемые регулируемые клапаны и датчики замера давления (Р), дебита (Q), температуры (Т) и влагосодержания (R). Замеренные физические величины Р, Q, Т и R состояния флюидов пластов А и Б передаются по кабелям связи 23 от БРПУ 21 в ПУДС ТМС на СУ. При дозированном положении регулируемых клапанов ПРБУ 21, скважинные флюиды одновременно перекачиваются из пластов А и Б глубинными насосами 19 по колоннам НКТ 3 добывающих скважин 1 куста в трубопровод 7. Возможность БРПУ 21 работать в различных режимах позволяет отслеживать состояние флюидов обоих пластов изолированно друг от друга по дебиту, влагосодержанию и т.д., причем с различной цикличностью. Измеряемые физические величины флюидов пластов контролируются наземным обслуживающим персоналом на СУ нефтедобывающего комплекса. С запуском куста добывающих скважин 1, в зависимости от физических величин Р, Q, Т и R состояния флюидов пластов А и Б и необходимости подъема динамического уровня скважинного флюида верхнего пласта А в межтрубном пространстве одной и более добывающих скважин 1, на индивидуальном трубопроводе 7 открывают или закрывают запорные арматуры 10 перед и после газожидкостного эжектора 8 или на байпасе 9. В случае отсутствия необходимости стравливания газовой подушки в межтрубном пространстве добывающих скважин 1 над пластом А выше верхнего пакера 2, открывают запорную арматуру 10 на байпасе 9 и закрывают их перед и после газожидкостного эжектора 8, в противном случае закрывают проход скважинного флюида через байпас 9 и открывают проход через газожидкостный эжектор 8. При необходимости подъема динамического уровня скважинного флюида верхнего пласта А в межтрубном пространстве одной и более добывающих скважин 1, на трубопроводе 11 открывают запорную арматуру 12 и газовую подушку в межтрубном пространстве той или другой добывающей скважины 1 над пластом А стравливают по газопроводу 11 в приемную камеру газожидкостного эжектора 8, и образовавшаяся газожидкостная смесь поступает на МПС через АГЗУ для последующего разделения и нагнетания в эксплуатирующие гидродинамически сообщающиеся пласты нефтяной залежи через куст нагнетательных скважин 4. При этом в первую очередь заполняют скважинным флюидом трехфазный газожидкостный отстойный сепаратор 32, для этого закрывают запорную арматуру 48 на трубопроводе 47 спуска воды из трехфазного газожидкостного отстойного сепаратора 32 в жидкостный отстойный сепаратор 33 и запорную арматуру 46 на нефтепроводе 45 спуска нефти в газожидкостный проточный сепаратор 34. По мере заполнения трехфазного газожидкостного отстойного сепаратора 32 скважинным флюидом, в нем поднимается давление и с достижением определенного давления скважинный флюид отстаивают в течение не менее 30 мин. В процессе отстаивания скважинного флюида происходит первичная сепарация его с частичным разделением на фазы «газ-нефть-вода». Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти и большое количество солей. По истечении времени открывают запорную арматуру 48 на трубопроводе 47 для спуска воды, частично насыщенной нефтью, в жидкостный отстойный сепаратор 33 и запорную арматуру 46 на нефтепроводе 45 для спуска нефти, частично насыщенной газом, в газожидкостный проточный сепаратор 34. Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть по нефтепроводу 45 поступает в газожидкостный проточный сепаратор 34 для окончательного разделения на фазы «газ-нефть», а частично эмульгированная нефть в воде с механическими примесями по трубопроводу 47 - в жидкостный отстойный сепаратор 33 для окончательного разделения на фазы «нефть-вода» и механические примеси методом отстоя и прохождением загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой. Очищенная газожидкостным проточным сепаратором 34 и отсепарированная в жидкостном отстойном сепараторе 33 нефть поступает в нефтесборник 58. Отстоявшаяся в жидкостном отстойном сепараторе 33 вода перекачивается насосом 42 по трубопроводу 41 в резервуар 43, из которого вода по трубопроводу 44 под давлением 1,0-1,5 МПа поступает в силовой объемный насос 35, последним под давлением 5-10 МПа вода подается в рабочее сопло водогазового эжектора 31. Вместе с очищенной подтоварной водой в эксплуатирующие гидродинамически сообщающиеся пласты нефтяной залежи для поддержания пластового давления в резервуар 43 закачивают пресную воду из других источников, как подземных так и открытых водоемов. Газ, отделенный в трехфазном газожидкостном отстойном сепараторе 32 газ по газопроводу 51 поступает в газонакопитель 53, в который одновременно поступает газ из газожидкостного проточного сепаратора 34, а из газонакопителя 53 газ с давлением 0,5-1,5 МПа поступает в приемную камеру водогазового эжектора 31, одновременно с этим из емкости 38 по трубопроводу 39 с регулируемой запорной арматурой 40 в приемную камеру водогазового эжектора 31 подают пенообразующие ПАВ, например, дисолваны, сепаролы, дипроксилины и другие деэмульгаторы, до концентрации ПАВ в воде 0,5-1,1%. В проточной камере водогазового эжектора 31 происходит смешивание потоков с образованием газожидкостной эмульсии, которая с давлением 6-7 МПа нагнетается по трубопроводу 50 в газожидкостный РК куста нагнетательных скважин 4. На выходе из водогазового эжектора 31 газожидкостная эмульсия имеет некоторое повышенное давление и может закачиваться через байпас 16, минуя дожимной насос 15, которого, однако, может быть недостаточно для закачки газожидкостной смеси нагнетательными скважинами 4 в эксплуатирующие гидродинамически сообщающиеся пласты А и Б нефтяной залежи. Поэтому после водогазового эжектора 31 газожидкостную эмульсию после РК на каждом индивидуальном трубопроводе 14 дополнительно нагнетают дожимным насосом 15 и под давлением 10-15 МПа закачивают ее в нагнетательные скважины 4. Чтобы избежать вредного влияния свободного газа в газожидкостной эмульсии на бескавитационную работу дожимных насосов 15, подачу газа в приемную камеру водогазового эжектора 31 регулируют запорной арматурой 55 или путем изменения пенообразующих свойств газожидкостной эмульсии и/или изменением давления газожидкостной эмульсии на приеме дожимного насоса 15 за счет изменения давления воды, нагнетаемой по трубопроводу 44 в водогазовый эжектор 31 с помощью частотно-регулируемого электропривода 36 силового объемного насоса 35. Газожидкостная эмульсия нагнетается в эксплуатирующие гидродинамически сообщающиеся пласты А и Б нефтяной залежи дожимными насосами 15 через обособленные каналы БРПУ 22, содержащие нагнетаемые регулируемые клапаны и датчики замера Р, Q и Т. Замеренные физические величины Р, Q и Т состояния газожидкостной эмульсии передаются по кабелю связи 24 от БРПУ 22 в ПУ НС ТМС на СУ. При дозированном положении регулируемых клапанов ПРБУ 22 газожидкостная эмульсия может одновременно нагнетаться в пласты А и Б по колоннам НКТ 6 куста нагнетающих скважин 4 по индивидуальным трубопроводам 14 с возможностью работать в различных режимах и с различной цикличностью, в том числе при необходимости подъема динамического уровня скважинного флюида верхнего пласта А в межтрубном пространстве одной и более добывающих скважин 1. Измеряемые физические величины Р, Q и Т газожидкостной эмульсии контролируются наземным обслуживающим персоналом СУ нефтедобывающего комплекса. Содержащиеся в газожидкостной эмульсии деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз «нефть-вода» и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в скважинном флюиде, в результате происходит процесс коалисценции.

При избыточном выделении попутного нефтяного газа на кусте добывающих скважин 1 нефтяного месторождения, избыточный газ из МПС отводится на производственные и социально-бытовые нужды нефтедобывающего комплекса, для чего открывают запорную арматуру 27 на газопроводе 26 и газ из газонакопителя 53 отводится по газопроводу 26 в хемосорбционный газоочиститель 29, из последнего очищенный хемосорбентом нефтяной газ направляется в газоперекачивающую установку 28, которой газ под давлением 6-8 МПа подается на производственные нужды, например, в мини-ТЭЦ на выработку тепловой и электрической энергии, и/или социально-бытовые нужды в жилой комплекс 30 нефтедобывающего комплекса.

Использование предложенного нефтедобывающего комплекса с регулированием одновременно-раздельной добычей скважинного флюида и закачки жидкости в пласты нефтяной залежи позволит значительно повысит эффективность эксплуатации нефтяных месторождений в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.