способ приготовления и нагнетания газожидкостной смеси в пласт

Формула изобретения

1. Способ приготовления и нагнетания газожидкостной смеси в пласт, включающий последовательно установленные резервуар для предварительного сброса воды РВС, отстойник гидрофобный жидкостный ОГЖФ, эжекторный узел с силовым насосом, насосно-бустерную установку НБУ с контрольно-измерительными приборами, трубопроводы подвода газа и рабочей жидкости, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса создания оптимальных объемов смешиваемых компонентов вода + газ, основная линия подачи сточной воды с РВС и ОГЖФ разделена на два потока на НБУ, с одновременной утилизацией тепла и остаточных химреагентов от подготовки нефти: на автономный насос с эжектором и трубопроводом дополнительного подвода рабочей жидкости для предварительного компримирования газа, что приводит к нагреву газожидкостной смеси от потери энергии в эжекторе, предотвращающему гидратообразование; на трубопровод с дозатором для ввода раствора ингибитора коррозии слабой концентрации и раствора дегидратообразования.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью дополнительного монодиспергирования водогазовой смеси, на забое нагнетательной скважины в нижней части насосно-компрессорных труб установлен диспергатор с регулируемой степенью диспергирования по расходу и давлению.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к технологиям повышения нефтеотдачи пластов путем приготовления и нагнетания газожидкостной смеси в пласт, и может использоваться в нефтегазодобывающей промышленности.

Известны установки приготовления и нагнетания газожидкостной смеси с помощью бустерной насосно-компрессорной установки (например Патент РФ № 2151911 кл. F04В 23/06, 1977), и технологии приготовления и закачки водогазовой смеси в пласт (патент РФ № 2190760, Е21В 43/20, 2002, БИ № 28).

Наиболее близким и принятым за прототип является технология и техника водогазового воздействия на пласт для повышения углеводородоотдачи и утилизации попутного газа с помощью насосно-эжекторных систем (А.Н.Дроздов, И.А.Красильников, В.П.Телков, А.А.Фаткуллин, Т.В.Чабина. НТЖ «Территория Нефтегаз», 2008, № 8, с.54-61), включающее эжектор первой ступени сжатия газа, многоступенчатые лопастные насосы, сепаратор и эжектор второй степени сжатия газа и последующей закачкой водогазовой смеси в пласт.

Однако данный способ обладает рядом недостатков, так как в ней не предусмотрены технология очистки подаваемой воды на эжектор, что приводит к снижению процесса компримирования газа и износу эжекторов за счет наличия КВЧ (мехпримесей) и остаточных нефтепродуктов. Поэтому эффективно данная схема не может быть использована в комплексных схемах подготовки нефти, и утилизации подтоварной воды для заводнения. Кроме того, не предусмотрены комплексные схемы подачи ингибиторов коррозии и растворов для дегидратообразования, например, метанола совместно с ингибитором коррозии.

Задачей изобретения является повышение эффективности качества приготовления и нагнетания газожидкостной смеси в пласт. Указанная задача решается путем разделения закачиваемой сточной воды на два потока после подачи с резервуара предварительного сброса воды (РВС) на отстойник гидрофобный жидкостный с фильтром (ОГЖФ) первый поток - на НБУ и второй поток - на сжатие газа, подаваемого на НБУ. Сжатие газа происходит за счет импульса энергии в эжекторе от циркулирующей жидкости, где потери энергии идут на нагрев смеси, предотвращающий гидратообразование.

На чертеже приведена схема приготовления и нагнетания газожидкостной смеси в пласт, которая включает резервуар предварительного сброса воды 1, отстойник гидрофобный жидкостный с фильтром (ОГЖФ) 3, трубопроводы 2, 4, 6, 11, 13, 15, 16, 18, подпорный насос 5, насос-дозатор 7, линию подвода газа 9, газосепаратор 10, насосно-бустерную установку (НБУ) 12, насосный агрегат для подачи воды на НБУ 14, блок гребенки 17, нагнетательную скважину 19, забойный диспергатор 20, продуктивный пласт 21.

Способ осуществляется следующим образом. Сточная вода с узла предварительного сброса воды из резервуара 1 поступает на дополнительную очистку от мехпримесей и нефтепродуктов по трубопроводу 2 на отстойник 3. Затем сточная вода разделяется на 2 потока. Первый автономный поток по трубопроводу 4 поступает на прием насоса 5, на выходе которого создается давление, равное 1-3 МПа в зависимости от объема газа подаваемого по трубопроводу 9 на эжектор 8. Расходы по газу и воде регулируются контрольно-измерительными приборами в режиме автономного управления. Затем водогазовая смесь поступает на высоконапорный газосепаратор 10 с регулятором уровня, в котором газовая фаза отделяется и компримированный газ по трубопроводу 11 поступает на прием НБУ. Из газосепаратора рабочая жидкость по трубопроводу 13 поступает на прием насоса 5, образуя автономную линию компримирования газа. В основную линию рабочей жидкости подается насосом дозатором смесь ингибитора коррозии слабой концентрации, например, с метанолом для предупреждения гидратообразования в трубопроводах использования сточной воды с остатками химреагентов увеличивает устойчивость газожидкостной смеси против расслоения и разложения на фазы. В НБУ 12 фазы (газ + вода) смешиваются и нагнетаются на высоконапорную гребенку 17, и по трубопроводу 18 закачиваются в нагнетательную скважину 19. На забойной части насосно-компрессорных труб установлен диспрегатор, например, цилиндрической формы с поршнем. Поршень удерживается отпарированной пружиной, который перекрывает отверстие в цилиндре по расчетному давлению и расходу поступающей смеси для закачки в пласт 21.

Объем смешиваемых компонентов регулируется путем предварительных испытаний и получения экспериментальной зависимости объемного содержания смешиваемых фаз (фиг.2).

где Vж - объем жидкости в газожидкостной смеси;

Vг - объем газа (с учетом давления в газосепараторе 10).

Результаты внедрения данной технологии приведены в таблице. Таким образом, объем закачки газожидкостной смеси за счет оптимизации соотношения объема смешиваемых фаз путем предварительного сжатия объема газа, поступающего на НБУ, увеличилось в 7 раз.

Результаты предварительного сжатия объема газа поступающего на НБУ
m - Зависимость объемного содержания смешиваемых фаз	Vж - объем жидкости, м3	Vг - объем газа, м3	Рг - давление газа, атм
2,2	280	350	3
3,7	280	780	3,5
4,9	280	1100	4
6	280	1400	4,5
7,2	280	1740	5
8,8	280	2200	5,5
9,7	280	2450	6