КОМПЛЕКС ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2002 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, при разработке нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных месторождений.

Известен комплекс для добычи высоковязкой нефти, содержащий щелевой струйный компрессор, соединенный трубопроводами с парогенератором. Вырабатываемые в парогенераторе пар и дымовые газы смешиваются в струйном компрессоре. Образующуюся на выходе струйного компрессора парогазовую смесь по трубопроводам подают к нагнетательным скважинам /см. патент на изобретение 2046933 кл. Е 21 В 43/24, опуб. 27.10.95/.

К недостаткам известного комплекса можно отнести то, что не решен вопрос электроснабжения промыслового оборудования.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является комплекс для третичной добычи нефти, который обеспечивает выработку энергии и воздействие на месторождение, разрабатываемое большим количеством скважин (соответственно не менее чем одной добывающей скважиной и не менее чем одной нагнетательной скважиной). Комплекс содержит выполненную с возможностью сообщения с добывающими скважинами (через сепаратор в виде газоотделителя) энергосиловую установку с электрическим генератором и выходом для отходящих газов (который выполнен с конвертирующим устройством), содержащую также высокотемпературный реактор, закрытый гелиевый контур, два парогенератора, реакционную печь, газодувку, подогреватель, тепловую турбину; нагнетательное устройство в виде насоса с паропреобразователем, выполненное с возможностью сообщения с нагнетательными скважинами /см. авт. свид. 1729300, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.04.92/.

К недостаткам данного комплекса можно отнести значительные затраты топливно-энергетических ресурсов в высокотемпературном реакторе для получения пара и расщепления смеси пара и метана, что приводит к повышению энергоемкости (удельных затрат энергии) добычи нефти.

Изобретение направлено на снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса при одновременном увеличении дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (соответственно конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений), кроме этого, на увеличение количества выработанной электрической и тепловой энергии, снижение отрицательных экологических последствий процесса разработки месторождений углеводородного сырья.

Технический результат в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса, включающем энергосиловую установку с электрическим генератором и выходом для отходящих газов, выполненную с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной, нагнетательное устройство, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной, достигается за счет того, что энергосиловая установка содержит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель с возможностью получения от любого из них отходящих газов, содержащих азот и двуокись углерода, причем вал электрического генератора механически связан с валом газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля, при этом выход для отходящих газов энергосиловой установки сообщен с входом нагнетательного устройства; комплекс снабжен сепаратором, при этом энергосиловая установка дополнительно сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной через сепаратор.

Технический результат во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса, включающем энергосиловую установку с электрическим генератором и выходом для отходящих газов, которая выполнена с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной через сепаратор, нагнетательное устройство, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной, достигается за счет того, что энергосиловая установка содержит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель с возможностью получения от любого из них отходящих газов, содержащих азот и двуокись углерода, причем вал электрического генератора механически связан с валом газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля, при этом выход для отходящих газов энергосиловой установки сообщен с входом нагнетательного устройства; энергосиловая установка дополнительно сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной.

Кроме этого, в любом из вариантов выполнения комплекса технический результат достигается за счет того, что энергосиловая установка выполнена более чем с одним выходом для отходящих газов; нагнетательное устройство выполнено в виде компрессора; комплекс снабжен газгольдером, который выполнен с возможностью сообщения с входом нагнетательного устройства; комплекс снабжен насосом для нагнетания воды, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной; комплекс снабжен блоком устройств подготовки газа, при этом энергосиловая установка сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной и/или с сепаратором через блок устройств подготовки газа; комплекс снабжен котлом-утилизатором, при этом котел-утилизатор сообщен с выходом для отходящих газов энергосиловой установки; выход нагнетательного устройства выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной; комплекс снабжен устройством для разделения газов, которое выполнено с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки; комплекс снабжен блоком устройств очистки отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки; энергосиловая установка снабжена системой охлаждения с подсоединенным к ней теплообменником; блок устройств подготовки газа выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством; котел-утилизатор и/или теплообменник выполнены/выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и/или с насосом.

Известно использование нагнетательного устройства, например компрессора для нагнетания в продуктивный пласт отходящих газов, в частности дымовых газов установок /см. , например, патент на изобретение 2046933, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 27.10.95/. Однако вышеназванный технический результат не достигается, так как отсутствует связь парогенератора (в котором вырабатывается тепловая энергия) с добывающими скважинами или с сепаратором, при этом также не обеспечивается выработка электрической энергии. В прототипе /см. авт. свид. 1729300, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.04.92/ имеется связь энергосиловой установки (содержащей электрический генератор) с добывающими скважинами (через сепаратор). Однако вышеназванный технический результат не достигается, в том числе потому, что отсутствует связь выхода для отходящих газов энергосиловой установки с нагнетательным устройством, и, как следствие, отходящие газы не используются для воздействия на залежь. В связи с этим для воздействия на залежь расходуется часть выработанной в энергосиловой установке тепловой энергии. Вышеназванный технический результат в вариантах выполнения предлагаемого комплекса достигается благодаря тому, что использование нагнетательного устройства, вход которого сообщен с выходом для отходящих газов энергосиловой установки с электрическим генератором, содержащей газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель, при этом выполненной с возможностью сообщения
- не менее чем с одной добывающей скважиной (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- не менее чем с одной добывающей скважиной через сепаратор (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса), в совокупности с другими существенными признаками, указанными в формуле, позволит при закачке реагента (отходящих газов энергосиловой установки) через нагнетательные скважины в залежь повысить дебит добывающих скважин и нефтеотдачу при разработке нефтяных месторождений (соответственно конденсатоотдачу при разработке газоконденсатных месторождений), что увеличит подачу и количество газа,
- поступающего из добывающих скважин в энергосиловую установку с электрическим генератором (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса); поступающего из сепаратора в энергосиловую установку с электрическим генератором (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- поступающего из сепаратора в энергосиловую установку с электрическим генератором (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса).

Это соответственно обеспечит возможность повышения ее мощности (то есть мощности, генерируемой энергосиловой установкой), количества выработанной электрической и тепловой энергии, а также количества выработанного реагента. При этом увеличение подачи и количества газа (соответственно повышение мощности энергосиловой установки, увеличение выработки энергии и реагента), отделенного от добываемого флюида, обеспечивается не только из-за возрастания дебита скважин и количества флюида (то есть не только пропорционально изменению дебита скважин и количеству флюида), но и благодаря повышению газового фактора. В связи с этим повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи (или конденсатоотдачи) и одновременное увеличение выработки электрической и тепловой энергии (и реагента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также реагента.

Рост газового фактора вызван тем, что при воздействии реагента (содержащего азот и двуокись углерода) на залежь происходит испарение части углеводородных компонентов /см., например, Мирсаяпова Л.И. Извлечение легких углеводородов из дегазированной нефти под действием СО₂.// Геология, разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта./Труды ТатНИПИнефть. - Казань: Татарское книжное изд-во, 1973. Вып. 22, с. 233, с. 236, с. 238, Вахитов Г.Г., Намиот А.Ю., Скрипка В.Г. и др. Изучение вытеснения азотом на модели пласта при давлении до 70 МПа./Нефтяное хозяйство, 1985, 1 с. 37/. Например, увеличение газового фактора пластовых нефтей, полученное под действием двуокиси углерода, составляло 30-35%, а для трапных нефтей в пересчете на запасы месторождения соответствовало открытию нового месторождения попутного газа /см., например, Мирсаяпова Л.И. Извлечение легких углеводородов из дегазированной нефти под действием СО₂.// Геология, разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта./Труды ТатНИПИнефть. - Казань: Татарское книжное изд-во, 1973. Вып. 22, с. 233, с. 236, с. 238/. Вместе с тем по мере закачки реагента в залежь будет также возрастать содержание азота и двуокиси углерода в газе, отделенном от добываемого флюида. Например, при нагнетании двуокиси углерода в нефтяные залежи возможно повышение ее содержания до 90% в попутных нефтяных газах через шесть месяцев после начала ее закачки /см., например, Schedel R.L. EOR+СО₂=A gas processing challenge. //Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158/. Соответственно будет уменьшаться возможность воспламенения газа, забалластированного азотом и двуокисью углерода. Для обеспечения возможности сжигания газа, забалластированного азотом и двуокисью углерода, энергосиловая установка содержит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель. В них производится воспламенение (и сгорание) смеси, находящейся под давлением. Это позволяет расширить пределы воспламенения смеси и соответственно обеспечить сжигание газа, содержащего достаточно большой процент азота и двуокись углерода. Например, концентрационные пределы воспламенения метановоздушной смеси при давлении 1 МПа и температуре 20^oС расширяются примерно в 2 раза (за счет возрастания верхнего предела воспламенения) по сравнению со стандартными условиями (при давлении 0,1 МПа и температуре 20^oС) /см. Льюис Б. , Эльбе Г. Горение, пламя, взрывы в газах. - М.: Мир, 1968, с. 575/.

Таким образом, повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (соответственно конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений) и одновременное увеличение выработки электрической и тепловой энергии (и реагента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также реагента. Соответственно благодаря данному свойству достигается снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Схема предлагаемого комплекса (варианты) приведена на фиг.1. Любой из вариантов выполнения комплекса содержит: энергосиловую установку 1 с электрическим генератором 2 и выходом для отходящих газов 3, которая выполнена, например, в виде газового двигателя 4 (вместо него может быть установлен или газотурбинный двигатель, или газодизель) и электрического генератора 2, валы которых механически связаны между собой, также энергосиловая установка 1 снабжена системой охлаждения 5; подсоединенный к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1 теплообменник 6; энергосиловая установка 1 выполнена с возможностью сообщения с сепаратором 7 (сообщенным с добывающими скважинами 8) и с добывающими скважинами 8, с использованием которых разрабатывается месторождение углеводородного сырья, при этом будем считать, что оборудование для эксплуатации скважины, в частности насосно-компрессорные трубы 9, является частью конструкции скважины (так же, как и /см., например, Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984, с. 60, Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974, с. 403/) (соответственно под скважиной будем понимать также и оборудование (как часть конструкции скважины) для ее эксплуатации в надлежащем режиме и выполнения требуемых технологических операций); нагнетательное устройство 10, вход 11 которого сообщен с выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1, а выход 12 нагнетательного устройства 10 выполнен с возможностью сообщения с нагнетательными скважинами 14 и добывающими скважинами 8, в качестве нагнетательного устройства 10 может использоваться компрессор; электрический нагреватель 13; котел-утилизатор 15, который сообщен с выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1 и нагнетательным устройством 10; блок устройств очистки реагента 16, который сообщен с нагнетательным устройством 10 и выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1; устройство для разделения газов 17, которое сообщено с нагнетательным устройством 10 и выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1; газгольдер 18, который выполнен с возможностью сообщения с входом 11 нагнетательного устройства 10; распределительный пункт 19; нагнетательное устройство 20, в качестве нагнетательного устройства 20 может использоваться компрессор; блок устройств подготовки газа 21, через который энергосиловая установка 1 сообщена с добывающими скважинами 8 и сепаратором 7; устройство водоподготовки 22; насос 23; насос 24, выход 25 которого выполнен с возможностью сообщения с нагнетательными скважинами 14, при этом насос 24 выполнен с возможностью сообщения с котлом-утилизатором 15 и/или теплообменником 6; распределительный пункт 26; электрический нагреватель 27; задвижки 28-75.

Комплекс работает следующим образом. В первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса газ (смесь, содержащая углеводородные газы) поступает в энергосиловую установку 1 из добывающих скважин 8. Например, при насосной эксплуатации нефтяных скважин, в частности с использованием штанговых скважинных насосных установок (на схеме не показано), отделившийся в добывающих скважинах 8 газ (нефтяной газ) или его часть поступает в энергосиловую установку 1 (задвижки 69, 66 закрыты, задвижки 65, 67, 63 открыты) из затрубного пространства скважины (пространство между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной скважины). Также газ (весь газ или его часть) может поступать в энергосиловую установку 1 из параллельного ряда насосно-компрессорных труб 9 добывающих скважин 8 (задвижки 64, 68 открыты), например, при разработке газонефтяных месторождений. Кроме газа, поступающего в энергосиловую установку 1 из добывающих скважин 8, в нее может дополнительно направляться весь газ или его часть (например, нефтяной газ), который отделяется в сепараторе 7 от флюида (при разработке нефтяных месторождений это флюид, содержащий нефть, воду, газ), поступившего в сепаратор 7 из добывающих скважин 8 (задвижки 52, 69, открыты). При необходимости выполнения подготовки газа для сжигания в энергосиловой установке весь газ или его часть из сепаратора 7 и/или из добывающих скважин 8 с помощью задвижек 63 - 69 направляется в блок устройств подготовки газа 21, например, при подаче газа из затрубного пространства добывающих скважин 8 задвижки 64, 65, 68, 69 закрыты, задвижки 63, 67, 66 открыты.

Во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса газ (смесь, содержащая углеводородные газы) поступает в энергосиловую установку 1 из сепаратора 7. Например, при фонтанной эксплуатации скважин (или при насосной эксплуатации нефтяных скважин в случае отвода газа из затрубного пространства в выкидную линию скважины (на схеме не показано) продукция из добывающих скважин 8 (при разработке нефтяных залежей это флюид, содержащий нефть, воду, газ, а при разработке газоконденсатных залежей это флюид, содержащий конденсат, газ, воду) подается в сепаратор 7 (задвижка 52 открыта). Весь отделенный в сепараторе 7 от жидкой фазы флюида газ (при разработке нефтяных месторождений это нефтяной газ, а при разработке газоконденсатных месторождений это газовая фаза с жидкими и твердыми примесями, отделенная от газоконденсатной смеси) или его часть направляется в энергосиловую установку 1 (задвижка 66 закрыта, задвижки 52, 69, 65 открыты). Кроме газа, поступающего в энергосиловую установку 1 из сепаратора 7, в нее может дополнительно направляться весь газ или его часть из добывающих скважин 8, например, при необходимости снижения давления в затрубном пространстве (задвижки 63, 67 открыты) или, например, при разработке газонефтяных месторождений с одновременно-раздельным отбором нефти и газа. При необходимости выполнения подготовки газа для сжигания в энергосиловой установке весь газ или его часть из сепаратора 7 и/или из добывающих скважин 8 с помощью задвижек 63 - 69 направляется в блок устройств подготовки газа 21, например при подаче газа из сепаратора 7 задвижки 63, 64, 65, 67, 68 закрыты, задвижки 69, 66 открыты.

Последующая работа любого из вариантов выполнения предлагаемого комплекса не отличается от вышеуказанных. В блоке устройств подготовки газа 21 при необходимости обеспечивается снижение концентраций содержащихся в газе серы, механических примесей, влаги, тяжелых углеводородов и других компонентов до значений, соответствующих требованиям, которые предъявляются к составу смесей, предназначенных для сжигания в энергосиловой установке 1. Также в блоке устройств подготовки газа 21 при значительных объемах реагента в газе осуществляется его отделение от газа, направляемого в энергосиловую установку 1. После этого реагент подается (при открытой задвижке 59) в нагнетательное устройство 10. Для обеспечения равномерного поступления газа в энергосиловую установку 1 в состав блока устройств подготовки газа 21 может входить газгольдер (на схеме не показан). Газ после выхода из блока устройств подготовки газа 21 подается в энергосиловую установку 1, в которой вырабатывается электрическая и тепловая энергия. С использованием подсоединенного к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1 теплообменника 6 и котла-утилизатора 15 полученная в энергосиловой установке 1 тепловая энергия передается нагнетаемым в залежь воде и реагенту, также с использованием теплообменника 6 и котла-утилизатора 15 может производиться нагрев теплоносителей для другого промыслового оборудования. Газы (содержат порядка 85-87% азота и двуокиси углерода), образующиеся в энергосиловой установке 1 при сжигании углеводородных газов, являются эффективным реагентом для воздействия на залежи углеводородного сырья, прежде всего благодаря присутствию двуокиси углерода /см. , например, Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев В.Г. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1976, с. 25-56, с. 97-98/. Выработанный таким образом в энергосиловой установке 1 реагент через выход для отходящих газов 3 поступает на вход 11 нагнетательного устройства 10 (задвижки 70, 72, 75 закрыты, задвижки 71, 73, 74 открыты). Также реагент из энергосиловой установки 1 через выход для отходящих газов 3 (где температура реагента может составлять порядка 350^oС) может направляться в котел-утилизатор 15 (задвижка 74 закрыта, задвижка 75 открыта), в котором реагент охлаждается, а его тепловая энергия передается нагнетаемым в залежи воде и реагенту (после его прохождения через нагнетательное устройство 10). После котла-утилизатора 15 реагент при необходимости поступает в блок устройств очистки реагента 16 (задвижка 71 закрыта, задвижка 70 открыта). В блоке устройств очистки реагента 16 снижается процентное содержание вызывающих коррозию составляющих (кислорода, окислов азота и других) механических примесей и влаги до допустимых значений. Из блока устройств очистки реагента 16 реагент направляется в устройство для разделения газов 17 (задвижка 73 закрыта, задвижка 72 открыта), в котором в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки производится доведение реагента до требуемого состава путем снижения процентного содержания азота в реагенте. При этом, если геолого-физическая характеристика месторождения такова, что, например, обеспечивается смешивающееся вытеснение нефти азотом (или по другим причинам, в частности при необходимости повышения пластового давления путем закачки азота в газоконденсатную залежь), снижение процентного содержания азота в реагенте не производится и реагент в устройство разделения газов 17 не направляется (задвижка 72 закрыта, задвижка 73 открыта). Из устройства для разделения газов 17 реагент поступает на вход 11 нагнетательного устройства 10. При избыточной подаче реагента на вход 11 нагнетательного устройства 10 часть реагента направляется в газгольдер 18 (при открытой задвижке 62), а при недостаточной подаче реагента из устройства для разделения газов 17 на вход 11 нагнетательного устройства 10 часть реагента может поступать из газгольдера 18. Также газгольдер 18 может быть установлен иным образом, например подсоединяться не к входу 11, а к выходу 12 нагнетательного устройства 10 (на схеме не показано). Нагнетательное устройство 10 обеспечивает подачу реагента под давлением. Если давление и температура реагента соответствуют требуемым по условиям разработки залежей углеводородного сырья, а также температура реагента выше температуры гидратообразования, то из выхода 12 нагнетательного устройства 10 реагент направляется в распределительный пункт 19 (задвижки 30, 29, 31, 54, 57 закрыты, задвижки 28, 32, 33, 58, 53 открыты). Если необходимо повысить температуру реагента после его прохождения нагнетательного устройства 10, то реагент направляется для нагрева в теплообменник 6, который подсоединен к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1, и/или котел-утилизатор 15. С помощью задвижек 28-33 устанавливается последовательность прохождения реагентом теплообменника 6 и котла-утилизатора 15 при нагреве в них реагента. Также с использованием задвижек 28-33 реагент может быть направлен для нагрева только в теплообменник 6 или только в котел-утилизатор 15. Например, реагент поступает для нагрева только в котел-утилизатор 15, если задвижки 28, 31, 32, 30 закрыты, а задвижки 29, 33 открыты. После нагрева реагента в теплообменнике 6 и котле-утилизаторе 15 (или в одном из этих устройств) при необходимости его дополнительного нагрева перед поступлением в распределительный пункт 19 реагент с помощью задвижек 57, 58, 53, 54 может направляться в электрический нагреватель 13 (задвижки 57, 53 закрыты, задвижки 58, 54 открыты). Если необходимо повысить давление реагента, то реагент до поступления в распределительный пункт 19 направляется в нагнетательное устройство 20 (задвижка 58 закрыта, задвижка 57 открыта). Имеющий необходимую температуру и давление реагент поступает в распределительный пункт 19. Из распределительного пункта 19 реагент направляется в нагнетательные скважины 14. Также реагент может нагнетаться в добывающие скважины 8 для обработки призабойной зоны пласта (в этом случае задвижки 63, 64, 67, 68, 52 закрыты). Реагент с помощью соответствующих задвижек 44-51 может закачиваться через насосно-компрессорные трубы 9 или через затрубное пространство скважин.

В нагнетательные скважины 14 может нагнетаться вода. Вода из устройства водоподготовки 22 подается насосом 24 в распределительный пункт 26 (задвижки 36, 35, 37, 61, 56 закрыты, задвижки 60, 55, 34, 39, 38 открыты). В том случае, если температура воды ниже требуемой по условиям разработки залежи углеводородного сырья, то вода из устройства водоподготовки 22 подается насосом 24 для нагрева в теплообменник 6, который подсоединен к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1, и/или котел-утилизатор 15. С помощью задвижек 34-39 устанавливается последовательность прохождения воды из теплообменника 6 и котла-утилизатора 15. Также с помощью задвижек 34-39 вода может быть направлена для нагрева только в теплообменник 6 или только в котел-утилизатор 15. Например, вода поступает для нагрева только в котел-утилизатор 15, если задвижки 34, 38, 37, 36 закрыты, а задвижки 39, 35 открыты. После нагрева воды в теплообменнике 6 и котле-утилизаторе 15 (или в одном из этих устройств) при необходимости ее дополнительного нагрева перед поступлением в распределительный пункт 26 вода с помощью задвижек 56, 55, 60, 61 может направляться в электрический нагреватель 27. Если давление воды необходимо повысить, то вода до поступления в распределительный пункт 26 направляется в насос 23 (задвижка 60 закрыта, задвижка 61 открыта). Имеющая необходимую температуру и подаваемая с требуемым давлением вода поступает в распределительный пункт 26. Из распределительного пункта 26 вода нагнетается в нагнетательные скважины 14, обеспечивая продвижение реагента и углеводородного сырья по продуктивному пласту. Вода и реагент с помощью соответствующих задвижек 40 - 47 могут нагнетаться через насосно-компрессорные трубы 9 или через затрубное пространство скважин. С помощью задвижек 40-47 реагент и вода из распределительных пунктов 19 и 26 могут направляться в нагнетательные скважины 14 (в одну нагнетательную скважину или группу нагнетательных скважин) как одновременно, так и поочередно (в виде циклов). Циклы, состоящие из поочередного нагнетания реагента и нагнетания воды, могут повторяться. В том случае, если нагнетание воды и реагента в нагнетательные скважины производится одновременно, то реагент может поступать по насосно-компрессорным трубам 9, а вода по затрубному пространству со смешением воды и реагента непосредственно на забое скважины и призабойном пространстве пласта.

При воздействии реагента на залежь углеводородного сырья повышается дебит добывающих скважин 8 и нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений (соответственно конденсатоотдача при разработке газоконденсатных месторождений). Это приведет к увеличению подачи и количества газа,
- поступающего из добывающих скважин в энергосиловую установку с электрическим генератором (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- поступающего из сепаратора в энергосиловую установку с электрическим генератором (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса),
что соответственно обеспечит возможность повышения ее мощности (то есть мощности, генерируемой энергосиловой установкой), количества выработанной электрической и тепловой энергии, количества выработанного реагента. При этом подача и количество отделившегося от флюида газа увеличивается (соответственно увеличивается мощность энергосиловой установки, выработка энергии и реагента) не только из-за возрастания дебита и количества флюида (то есть не только пропорционально изменению дебита скважин и количеству флюида), но и из-за увеличения газового фактора (том числе за счет испарившихся углеводородов). В связи с этим повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи (или конденсатоотдачи) и одновременное увеличение выработки электрической и тепловой энергии (и реагента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также реагента.

Увеличение газового фактора по мере закачки реагента в залежь связано с испарением части углеводородных компонентов из жидкой фазы пластового флюида и с повышением содержания азота и двуокиси углерода. При этом значительно возрастает процентное содержание азота и двуокиси углерода в газе, отделенном от добываемого флюида. Например, на опытном участке месторождения Будафа при попеременном нагнетании газа, содержащего около 80% двуокиси углерода, и воды через 15 месяцев с начала воздействия содержание двуокиси углерода в отделенном от нефти газе составило около 60% /см., например, Балинт В. , Бан А., Долешал Ш. и др. Применение углекислого газа в добыче нефти. - М. : Недра, 1977, 223, 224/. Причем, как уже отмечалось выше, возможно повышение содержания двуокиси углерода до 90% в попутных нефтяных газах через шесть месяцев после начала ее закачки. Поэтому, например, при закачке двуокиси углерода придется перерабатывать в 5-10 раз больший объем попутного газа (чем до начала воздействия), содержащего до 80-90% двуокиси углерода /см. Schedel R.L. EOR+СО₂=A gas processing challenge. //Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158/. Ввиду меньшей растворимости азота по сравнению с двуокисью углерода изложенное в полной мере будет проявляться при закачке смеси азота и двуокиси углерода.

Таким образом, закачка азота и двуокиси углерода неразрывно связана со значительным повышением газового фактора (в том числе за счет испарившихся углеводородов) при существенном увеличении процентного содержания азота и двуокиси углерода в отделяемых от добываемого флюида газах. Соответственно уменьшается возможность их воспламенения. В газовом двигателе, газодизеле, газотурбинном двигателе газ до сжигания сжимают, а после этого производится воспламенение (и сгорание) смеси, находящейся под давлением. Это позволяет расширить пределы воспламенения смеси и соответственно обеспечить сжигание углеводородного газа, содержащего достаточно большой процент азота и двуокись углерода. Например, верхний и нижний пределы воспламенения при сжигании в воздушной среде смеси, состоящей на 50% из метана и на 50% из инертных газов (в них азота 90%, двуокиси углерода 10%), при давлении 1 МПа и температуре 20^oС соответственно составят 37,4% и 8,61% (соответственно по горючему компоненту 18,7% и 4,05%). То есть сжигание данной смеси может осуществляться, например, в газовом двигателе со степенью сжатия 10. Также в аналогичных условиях сохраняет способность к воспламенению в воздушной среде смесь, состоящая на 10% из метана и на 90% из инертных газов (в них азота 90%, двуокиси углерода 10%) - ее верхний и нижний пределы воспламенения соответственно составят 74,9% и 32,03% (соответственно по горючему компоненту 7,49% и 3,203%). Расчет производился с использованием данных работы / см. Льюис Б., Эльбе Г. Горение, пламя, взрывы в газах. - М.: Мир, 1968, с. 575/ и методики расчета /см., Иссерлин А. С. Основы сжигания газового топлива. - М.: Недра, 1987, с. 69-71/.

Выработанная энергосиловой установкой 1 энергия используется для нагрева нагнетаемых в скважины воды и реагента, злектро- и теплоснабжения промыслового оборудования, также электрическая энергия может генерироваться в сеть. Таким образом, повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяных залежей (соответственно конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных залежей) и одновременное увеличение выработки электрической и тепловой энергии (и реагента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также реагента. Соответственно благодаря данному свойству достигается снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Пример. Полезная мощность, отдаваемая потребителям генератором энергосиловой установки, составляет Р= 990 кВт, количество тепла, передаваемое нагнетаемым реагенту и воде, составляет Q≈1,25 Гкал/ч при часовой подаче
- из добывающих скважин (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
- из сепаратора (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса);
углеводородного газа в энергосиловую установку 300 нм³/ч (при низшей теплоте сгорания газа Q_н≈36 МДж/м³ и массовом процентном содержании углерода в газе С_р=75%).

Для данных условий выход реагента (смесь азота и двуокиси углерода) составит V_p≈2550 нм³/ч (в том числе СО₂ более 300 нм³/ч). При увеличении подачи в энергосиловую установку углеводородного газа на 60 м³/ч (за счет повышения дебита добывающих скважин и увеличения газового фактора) полезная мощность, отдаваемая потребителям генератором, может быть увеличена до P≈1180 кВт; количество тепла, передаваемое нагнетаемым реагенту и воде, возрастет до Q≈1,5 Гкал/ч; выход реагента составит V_p≈3060 нм³/ч (в том числе CO₂ более 360 нм³/ч).

Также предлагаемый комплекс (варианты) позволит снизить отрицательные экологические последствия разработки залежей углеводородного сырья - закачка двуокиси углерода, содержащейся в полученном реагенте, осуществляется в пласт.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных месторождений. Обеспечивает увеличение дебита добывающих скважин, отдачи месторождений и увеличение количества выработанной энергии. Первый из вариантов выполнения комплекса содержит энергосиловую установку с электрическим генератором и выходом для отходящих газов. Она выполнена с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной. Кроме того, энергосиловая установка содержит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель с возможностью получения от любого из них отходящих газов, содержащих азот и двуокись углерода. Вал электрического генератора соединен механической связью с валом газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля. Выход для отходящих газов энергосиловой установки сообщен с входом нагнетательного устройства. Во втором варианте энергосиловая установка выполнена с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной через сепаратор. В остальной части варианты выполнения комплекса совпадают. Комплекс снабжен насосом для нагнетания воды, выход которого сообщен не менее чем с одной нагнетательной скважиной. 2 с. и 26 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Комплекс для разработки залежей углеводородного сырья, включающий энергосиловую установку с электрическим генератором и выходом для отходящих газов, выполненную с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной, нагнетательное устройство, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной, отличающийся тем, что энергосиловая установка содержит газовый двигатель или газотурбинный двигатель, или газодизель с возможностью получения от любого из них отходящих газов, содержащих в качестве компонентов их состава азот и двуокись углерода, причем вал электрического генератора соединен механической связью с валом газового двигателя или газотурбинного двигателя, или газодизеля, при этом выход для отходящих газов энергосиловой установки сообщен с входом нагнетательного устройства. 2. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что он снабжен сепаратором, при этом энергосиловая установка дополнительно сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной через сепаратор. 3. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что энергосиловая установка выполнена более чем с одним выходом для отходящих газов. 4. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что нагнетательное устройство выполнено в виде компрессора. 5. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что он снабжен газгольдером, который выполнен с возможностью сообщения с входом нагнетательного устройства. 6. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что он снабжен насосом для нагнетания воды, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной. 7. Комплекс по п. 1 или 2, отличающийся тем, что он снабжен блоком устройств подготовки газа, при этом энергосиловая установка сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной и/или с сепаратором через блок устройств подготовки газа. 8. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что он снабжен котлом-утилизатором, при этом котел-утилизатор сообщен с выходом для отходящих газов энергосиловой установки. 9. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что выход нагнетательного устройства выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной. 10. Комплекс по п. 1 или 3, отличающийся тем, что он снабжен устройством для разделения газов, которое выполнено с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки. 11. Комплекс по п. 1 или 3, отличающийся тем, что он снабжен блоком устройств очистки отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки. 12. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что энергосиловая установка снабжена системой охлаждения с подсоединенным к ней теплообменником. 13. Комплекс по п. 1 или 7, отличающийся тем, что блок устройств подготовки газа выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством. 14. Комплекс по одному из пп. 1, 6, 8, 12, отличающийся тем, что котел-утилизатор и/или теплообменник выполнены/выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и/или с насосом. 15. Комплекс для разработки залежей углеводородного сырья, включающий энергосиловую установку с электрическим генератором и выходом для отходящих газов, выполненную с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной через сепаратор, нагнетательное устройство, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной, отличающийся тем, что энергосиловая установка содержит газовый двигатель или газотурбинный двигатель, или газодизель с возможностью получения от любого из них отходящих газов, содержащих в качестве компонентов их состава азот и двуокись углерода, причем вал электрического генератора соединен механической связью с валом газового двигателя или газотурбинного двигателя, или газодизеля, при этом выход для отходящих газов энергосиловой установки сообщен с выходом нагнетательного устройства. 16. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что энергосиловая установка дополнительно сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной. 17. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что энергосиловая установка выполнена более чем с одним выходом для отходящих газов. 18. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что нагнетательное устройство выполнено в виде компрессора. 19. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что он снабжен газгольдером, который выполнен с возможностью сообщения с входом нагнетательного устройства. 20. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что он снабжен насосом для нагнетания воды, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной. 21. Комплекс по п. 15 или 16, отличающийся тем, что он снабжен блоком устройств подготовки газа, при этом энергосиловая установка сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной и/или с сепаратором через блок устройств подготовки газа. 22. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что он снабжен котлом-утилизатором, при этом котел-утилизатор сообщен с выходом для отходящих газов энергосиловой установки. 23. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что выход нагнетательного устройства выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной. 24. Комплекс по п. 15 или 17, отличающийся тем, что он снабжен устройством для разделения газов, которое выполнено с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки. 25. Комплекс по п. 15 или 17, отличающийся тем, что он снабжен блоком устройств очистки отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки. 26. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что энергосиловая установка снабжена системой охлаждения с подсоединенным к ней теплообменником. 27. Комплекс по п. 15 или 21, отличающийся тем, что блок устройств подготовки газа выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством. 28. Комплекс по одному из пп. 15, 20, 22, 26, отличающийся тем, что котел-утилизатор и/или теплообменник выполнены/выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и/или с насосом.