Комплекс для разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения (варианты)

 

Изобретение может быть использовано при разработке нефтяных или газоконденсатных месторождений. Обеспечивает снижение энергоемкости процесса разработки месторождений при увеличении дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений, увеличение количества выработанной электрической и тепловой энергии. Сущность изобретения: в первом варианте энергосиловая установка сообщена с добывающими скважинами с возможностью поступления в нее из добывающих скважин газообразной смеси. Во втором варианте энергосиловая установка сообщена с добывающими скважинами через сепаратор с возможностью поступления в нее из сепаратора газообразной смеси. В остальном оба варианта совпадают. Согласно изобретению энергосиловая установка содержит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель с возможностью сжигания в любом из них поступившей газообразной смеси. Вал любого из них соединен механической связью с валом электрического генератора. Энергосиловая установка выполнена с возможностью получения в ней смеси, содержащей поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух. Не менее чем один выход установки для отходящих газов выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним ее входом. При этом не менее чем один выход установки выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом нагнетательного устройства. Не менее чем один выход нагнетательного устройства выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной. 2 с. и 26 з.п. ф-лы, 1 ил.

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

Известен комплекс для добычи высоковязкой нефти, содержащий щелевой струйный компрессор, соединенный трубопроводами с парогенератором. Вырабатываемые в парогенераторе пар и дымовые газы смешивают в струйном компрессоре. Образующуюся на выходе струйного компрессора парогазовую смесь по трубопроводам подают к нагнетательным скважинам /см. описание изобретения к патенту РФ 2046933 С1, 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 к вариантам выполнения предлагаемого комплекса и достигаемому результату является комплекс, содержащий энергосиловую установку с электрическим генератором и не менее чем одним выходом для отходящих газов, в которой преобразуют энергию топлива в механическую энергию, а последнюю преобразуют в электрическую (с использованием электрического генератора), нагнетательное устройство, не менее чем один выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной. Энергосиловая установка сообщена с добывающими скважинами (через сепаратор в виде газоотделителя) с возможностью поступления в нее из добывающих скважин газообразной смеси /см. описание изобретения к патенту СССР 1729300 A3, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.4.92/.

К недостаткам известного комплекса можно отнести значительный расход топливно-энергетических ресурсов в энергосиловой установке (которая в известном комплексе выполнена в виде высокотемпературного реактора, закрытого гелиевого контура, двух парогенераторов, реакционной печи, газодувки, подогревателя, соединенных механической связью паровой турбины и электрического генератора) для воздействия на залежь, которое осуществляют паром, закачиваемым в залежь нагнетательным устройством (которое в известном комплексе выполнено в виде насоса с паропреобразователем). Это приводит к повышению энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки нефтяных месторождений.

Изобретение направлено на снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки месторождения при увеличении дебита добывающих скважин и нефтеотдачи при разработке нефтяного месторождения (соответственно конденсатоотдачи при разработке газоконденсатного месторождения), кроме этого, на увеличение количества выработанной электрической и тепловой энергии, повышение надежности оборудования, снижение отрицательных экологических последствий процесса разработки месторождения.

Технический результат в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса, включающего энергосиловую установку с электрическим генератором и не менее чем одним выходом для отходящих газов, которая сообщена с добывающими скважинами с возможностью поступления в нее из добывающих скважин газообразной смеси, нагнетательное устройство, не менее чем один 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 сжигания в любом из них поступившей газообразной смеси, при этом не менее чем один выход энергосиловой установки для отходящих газов выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом энергосиловой установки, а последняя выполнена с возможностью получения в ней смеси, содержащей поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух, причем не менее чем один выход для отходящих газов энергосиловой установки выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом нагнетательного устройства, а вал электрического генератора соединен механической связью с валом газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля; 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, включающего энергосиловую установку с электрическим генератором и не менее чем одним выходом для отходящих газов, которая сообщена с добывающими скважинами через сепаратор с возможностью поступления в нее из сепаратора газообразной смеси, нагнетательное устройство, не менее чем один 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 сжигания в любом из них поступившей газообразной смеси, при этом не менее чем один выход энергосиловой установки для отходящих газов выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом энергосиловой установки, а последняя выполнена с возможностью получения в ней смеси, содержащей поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух, причем не менее чем один выход для отходящих газов энергосиловой установки выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом нагнетательного устройства, а вал электрического генератора соединен механической связью с валом газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля; 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 комплекс снабжен насосом для нагнетания воды, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной; нагнетательное устройство выполнено в виде компрессора; комплекс снабжен дымососом, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки; комплекс снабжен блоком устройств подготовки газообразной смеси, при этом энергосиловая установка сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной и/или с сепаратором через блок устройств подготовки газообразной смеси; комплекс снабжен котлом-утилизатором, при этом котел-утилизатор выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним 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 не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и с нагнетательным устройством; комплекс снабжен блоком устройств очистки отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и с нагнетательным устройством; энергосиловая установка снабжена системой охлаждения с подсоединенным к ней теплообменником; комплекс снабжен регулятором расхода отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и не менее чем с одним входом энергосиловой установки; блок устройств подготовки газообразной смеси 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, описание изобретения к патенту РФ 2046933 С1, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 27.10.95/. Однако вышеназванный технический результат не достигается, так как отсутствует связь парогенератора (в котором вырабатывают пар и дымовые газы) с добывающими скважинами или с сепаратором, при этом также не обеспечивается выработка электрической энергии. В прототипе /см. описание изобретения к патенту СССР 1729300 A3. кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.4.92/ 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. Для воздействия на залежь расходуется часть выработанного в энергосиловой установке пара (соответственно, часть выработанной в ней тепловой энергии). Вышеназванный технический результат в вариантах выполнения предлагаемого комплекса достигается благодаря тому, что использование энергосиловой установки с электрическим генератором, содержащей газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель, сообщенной - с добывающими скважинами (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса); - с добывающими скважинами через сепаратор (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса) в совокупности с другими существенными признаками, указанными в формуле, позволит при закачке рабочего агента (отходящих газов энергосиловой установки, содержащих в качестве компонентов их состава азот и двуокись углерода) через нагнетательные скважины, например, в нефтяную залежь повысить дебит добывающих скважин и нефтеотдачу, что увеличит подачу и количество газообразной смеси - нефтяного 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).

Увеличение подачи и количества нефтяного газа, поступающего в энергосиловую установку, обеспечит возможность повышения ее мощности (то есть мощности, генерируемой энергосиловой установкой), количества выработанной энергии (например, электрической энергии или электрической и тепловой энергии), а также количества выработанного рабочего агента. При этом увеличение подачи и количества нефтяного газа (соответственно, повышение мощности энергосиловой установки, увеличение выработки энергии и рабочего агента) 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, поскольку при воздействии рабочего агента (содержащего азот и двуокись углерода) на залежь происходит испарение части углеводородных компонентов.

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, 236, 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/. Вместе с тем по мере закачки рабочего агента в залежь будет также возрастать содержание азота и двуокиси углерода в отделенном от добываемого флюида газе. 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. 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 нефтяного газа, забалластированного азотом и двуокисью углерода.

То есть повышение дебита добывающих скважин и нефтеотдачи и одновременное увеличение выработки энергии (и рабочего агента) обеспечиваются при опережающем росте выработки энергии (например, электрической энергии или электрической и тепловой энергии), а также рабочего агента. Вместе с тем уменьшается возможность воспламенения поступившего в энергосиловую установку нефтяного газа, содержащего значительный процент балластных веществ (азота и двуокиси углерода). Аналогично протекает процесс при разработке газоконденсатных месторождений. Увеличивается дебит добывающих скважин и конденсатоотдача, возрастает дебит и количество отделенной от добываемого флюида газообразной смеси, в том числе за счет испарившихся углеводородов из выпавшего в пласте конденсата. При этом отделенная от добываемого флюида газообразная смесь содержит значительное количество балластных веществ (азота и двуокиси углерода) - компонентов рабочего агента.

Однако, поскольку в состав энергосиловой установки входит газовый двигатель, или газотурбинный двигатель, или газодизель, обеспечивается возможность сжигания газообразной смеси, содержащей углеводородные компоненты и значительное количество балласта (в частности, азота и двуокиси углерода). В них производится воспламенение (и сгорание) газовоздушной смеси, находящейся под давлением. Это позволяет расширить пределы воспламенения газовоздушной смеси и, соответственно, обеспечить сжигание газообразной смеси, содержащей углеводородные компоненты и достаточно большой процент азота и двуокиси углерода. Например, концентрационные пределы воспламенения метано-воздушной 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/. При этом, в частности, в начальной стадии нагнетания рабочего агента (до значимого увеличения содержания азота и двуокиси углерода в поступившей в энергосиловую установку газообразной смеси) для повышения детонационной стойкости газообразной смеси (наличие бутана, пентана и более тяжелых углеводородов в газообразном топливе значительно снижает его детонационную стойкость, а наличие азота и двуокиси углерода повышает детонационную стойкость газообразного топлива), используемой в качестве газообразного топлива, часть отходящих газов энергосиловой установки подают на вход энергосиловой установки с возможностью получения в ней смеси, содержащей поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух.

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

Схема предлагаемого комплекса (варианты) приведена на чертеже. 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 соединены механической связью 6, также энергосиловая установка 1 снабжена системой охлаждения 5; энергосиловая установка 1 выполнена с возможностью сообщения с сепаратором 7 (сообщенным с добывающими скважинами 8) и с добывающими скважинами 8, причем будем считать, что оборудование для эксплуатации скважины, в частности насосно-компрессорные трубы, 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 редакцией 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; подсоединенный к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1 теплообменник 9; нагнетательное устройство 10 (в качестве нагнетательного устройства 10 может использоваться компрессор), 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/или с добывающими скважинами 8; электрический нагреватель 13; котел-утилизатор 15, который сообщен с выходом для отходящих газов 3 энергосиловой установки 1 и нагнетательным устройством 10; блок устройств очистки отходящих газов 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; дымосос 18, который сообщен с выходом 3 энергосиловой установки 1; насосно-компрессорные трубы 19; регулятор расхода отходящих газов 20, через который сообщены дымосос 18 и вход 21 энергосиловой установки 1; устройство водоподготовки 22; насосно-компрессорные трубы 23; насос 24, выход 25 которого выполнен с возможностью сообщения с нагнетательными скважинами 14, также насос 24 выполнен с возможностью сообщения с котлом-утилизатором 15 и/или теплообменником 9; блок устройств подготовки газообразной смеси 26, через который энергосиловая установка 1 сообщена с добывающими скважинами 8 и/или с сепаратором 7; электрический нагреватель 27; задвижка 28.

Комплекс работает следующим образом. В первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса газообразная 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 (не показано) отделившийся в добывающих скважинах 8 нефтяной газ или его часть поступает в энергосиловую установку 1 из затрубного пространства скважин. Кроме газообразной смеси, поступающей в энергосиловую установку 1 из добывающих скважин 8, в нее дополнительно могут направлять всю газообразную смесь (или ее часть), которую отделяют в сепараторе 7 от добываемого флюида, поступившего в сепаратор 7 из добывающих скважин 8. До поступления в энергосиловую установку 1 подготовку газообразной смеси для сжигания в энергосиловой установке 1 могут производить в блоке устройств подготовки газообразной смеси 26.

Во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса газообразная 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 нефтяного газа из затрубного пространства в выкидную линию скважины (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) подают в сепаратор 7. Кроме газообразной смеси, поступающей в энергосиловую установку 1 из сепаратора 7, в нее могут дополнительно направлять всю газообразную смесь (или ее часть) из добывающих скважин 8, например, при необходимости снижения давления в затрубном пространстве или, например, при разработке газонефтяных месторождений с одновременно раздельным отбором нефти и газа. До поступления в энергосиловую установку 1 подготовку газообразной смеси для сжигания в энергосиловой установке 1 могут производить в блоке устройств подготовки газообразной смеси 26.

Последующая работа любого из вариантов выполнения предлагаемого комплекса не отличается. В блоке устройств подготовки газообразной смеси 26 при необходимости обеспечивают снижение концентраций, содержащихся в газообразной смеси серы, механических примесей, влаги и других компонентов до значений, соответствующих требованиям, которые предъявляются к составу смесей, предназначенных для сжигания в энергосиловой установке 1. Также в блоке устройств подготовки газообразной смеси 26 при значительных количествах рабочего агента в газообразной смеси осуществляют его отделение от газообразной смеси, направляемой в энергосиловую установку 1. После этого рабочий агент подают в нагнетательное устройство 10. Для обеспечения равномерного поступления газообразной смеси в энергосиловую установку 1 в состав блока устройств подготовки газообразной смеси 26 может входить газгольдер (не показан). Газообразную смесь после выхода из блока устройств подготовки газообразной смеси 26 подают в энергосиловую установку 1, в которой поступившую газообразную смесь сжигают в газовом двигателе 4 (вместо него может быть установлен или газотурбинный двигатель, или газодизель), который используют в качестве приводного двигателя электрического генератора 2. Отходящие газы энергосиловой установки 1 (которые содержат по крайней мере часть отходящих газов газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля) через выход 3 поступают в котел-утилизатор 15. Температура отходящих газов может составлять около 350-400^oС, что позволяет в котле-утилизаторе 15 производить нагрев нагнетаемой в залежь воды и/или нагнетаемого в залежь рабочего агента, а также теплоносителей, предназначенных для использования в промысловом оборудовании. После котла-утилизатора 15 отходящие газы энергосиловой установки 1 с использованием дымососа 18 подают в блок устройств очистки отходящих газов 16. В блоке устройств очистки отходящих газов 16 снижают процентное содержание вызывающих коррозию компонентов, механических примесей и влаги до допустимых значений. При невысокой детонационной стойкости газообразной смеси (например, из-за присутствия бутана, пентана и более тяжелых углеводородов) часть отходящих газов из блока устройств очистки 16 отходящих газов поступает через регулятор расхода отходящих газов 20 (задвижка 28 открыта) на вход 21 энергосиловой установки 1. В энергосиловой установке 1 получают смесь (до ее воспламенения или в процессе ее воспламенения), содержащую поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух. Например, данную смесь могут получать, первоначально смешивая поступившие газообразную смесь и отходящие газы, а после этого их смешивают с используемым при сжигании в качестве окислителя воздухом. Так как содержание азота и двуокиси углерода в сухих отходящих газах энергосиловой установки 1 может составлять 90% и более, при смешивании части отходящих газов с поступившей в энергосиловуто установку 1 газообразной смесью, используемой в качестве газообразного топлива, повышается ее метановое число и, соответственно, детонационная стойкость. Также отходящие газы энергосиловой установки 1 (благодаря высокому процентному содержанию азота и двуокиси углерода) являются эффективным рабочим агентом для воздействия на нефтяные и газоконденсатные залежи. В связи с чем из блока устройств очистки отходящих газов 16 по крайней мере часть отходящих газов направляют в устройство для разделения газов 17, в котором в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки производят доведение рабочего агента (отходящих газов энергосиловой установки 1) до требуемого состава путем снижения процентного содержания азота в рабочем агенте. 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 рабочем агенте не производят и последний в устройство для разделения газов 17 не направляют (рабочий агент поступает на вход 11 нагнетательного устройства 10). Из устройства для разделения газов 17 рабочий агент поступает на вход 11 нагнетательного устройства 10. Нагнетательное устройство 10 обеспечивает подачу рабочего агента под давлением. Если давление и температура рабочего агента соответствуют требуемым по условиям разработки залежей, а также его температура выше температуры гидратообразования, то из выхода 12 нагнетательного устройства 10 рабочий агент направляют в распределительный пункт (не показан), из которого рабочий агент поступает в нагнетательные скважины 14. Если необходимо повысить температуру рабочего агента после его прохождения нагнетательного устройства 10, то рабочий агент подают для нагрева в теплообменник 9, который подсоединен к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1, и/или котел-утилизатор 15. После нагрева рабочего агента в теплообменнике 9 и котле-утилизаторе 15 (или в одном из этих устройств) при необходимости его дополнительного нагрева перед поступлением в распределительный пункт (не показан) рабочий агент направляют в электрический нагреватель 13. Имеющий необходимую температуру и давление рабочий агент поступает в распределительный пункт (не показан). Из распределительного пункта (не показан) рабочий агент подают в нагнетательные скважины 14, через затрубное пространство которых или через насосно-компрессорные трубы 19 рабочий агент закачивают в залежь. Также рабочий агент могут нагнетать в залежь через добывающие скважины 8 (через насосно-компрессорные трубы 23 или через затрубное пространство скважин) для обработки призабойной зоны пласта.

В нагнетательные скважины 14 могут нагнетать воду. Воду из устройства водоподготовки 22 подают насосом 24 в распределительный пункт (не показан), из которого вода поступает в нагнетательные скважины 14. В том случае, если температура воды ниже требуемой по условиям разработки залежи, то воду из устройства водоподготовки 22 подают насосом 24 для нагрева в теплообменник 9, который подсоединен к системе охлаждения 5 энергосиловой установки 1, и/или котел-угилизатор 15. После нагрева воды в теплообменнике 9 и котле-утилизаторе 15 (или в одном из этих устройств) при необходимости ее дополнительного нагрева перед поступлением в распределительный пункт (не показан) воду могут направлять в электрический нагреватель 27. Имеющая необходимую температуру и подаваемая с требуемым давлением вода поступает в распределительный пункт (не показан), из которого воду нагнетают в залежь через нагнетательные скважины 14 (через насосно-компрессорные трубы 19 или через затрубное пространство скважин). В нагнетательные скважины 14 (в одну нагнетательную скважину или группу нагнетательных скважин) рабочий агент и воду могут нагнетать как одновременно, так и поочередно. Циклы, состоящие из поочередного нагнетания рабочего агента и воды, могут повторять. В том случае, если нагнетание воды и рабочего агента в нагнетательные скважины производят одновременно, то рабочий агент может поступать по насосно-компрессорным трубам 19, а вода по затрубному пространству со смешением воды и рабочего агента непосредственно на забое скважины и призабойном пространстве пласта.

При воздействии рабочего агента на залежь повышается дебит добывающих скважин 8 и нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений (соответственно, конденсатоотдача при разработке газоконденсатных месторождений). Это приведет к увеличению подачи и количества газообразной смеси: - поступающей из добывающих скважин в энергосиловую установку 1 с электрическим генератором 2 (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса); - поступающей из сепаратора 7 в энергосиловую установку 1 с электрическим генератором 2 (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса), что, соответственно, обеспечит возможность повышения ее мощности (то есть мощности, генерируемой энергосиловой установкой), количества выработанной энергии (например, электрической энергии или электрической и тепловой энергии), количества выработанного рабочего агента. При этом подача и количество газообразной смеси увеличивается (соответственно, увеличивается мощность энергосиловой установки 1, выработка энергии и рабочего агента) 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 энергии (и рабочего агента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также рабочего агента.

Увеличение газового фактора по мере закачки рабочего агента в залежь связано с испарением части углеводородных компонентов из жидкой фазы пластового флюида и с повышением содержания азота и двуокиси углерода (значительно возрастает процентное содержание азота и двуокиси углерода в газообразной смеси, отделенной 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 нефтяном 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 в нефтяные залежи придется перерабатывать в 5-10 раз большее количество попутного газа (чем до начала воздействия), который содержит до 80-90% двуокиси углерода /см. Schedel R.L. EOR 1 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 отделяемой от добываемого флюида газообразной смеси. Соответственно, уменьшается возможность ее воспламенения. В газовом двигателе, газодизеле, газотурбинном двигателе обеспечивается возможность сжигания газообразной смеси, содержащей углеводородные компоненты и значительное количество балласта (в частности, азота и двуокиси углерода). В них производится воспламенение (и сгорание) газовоздушной смеси, находящейся под давлением. Это позволяет расширить пределы воспламенения газовоздушной смеси и, соответственно, обеспечить сжигание газообразной смеси, содержащей углеводородные компоненты и достаточно большой процент азота и двуокиси 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/. При этом, в частности, в начальной стадии нагнетания рабочего агента (до значимого увеличения содержания азота и двуокиси углерода в поступившей в энергосиловую установку газообразной смеси) для повышения детонационной стойкости газообразной смеси (наличие бутана, пентана и более тяжелых углеводородов в газообразном топливе значительно снижает его детонационную стойкость, а наличие азота и двуокиси углерода повышает детонационную стойкость газообразного топлива), используемой в качестве газообразного топлива, часть отходящих газов энергосиловой установки подают на вход энергосиловой установки с возможностью получения в ней смеси, содержащей поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух.

Выработанная энергосиловой установкой 1 энергия используется для нагрева нагнетаемых в скважины воды и рабочего агента, электро- 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 рабочего агента) обеспечиваются при опережающем росте выработки электрической и тепловой энергии, а также рабочего агента. Соответственно, благодаря данному свойству достигается снижение энергоемкости (удельных затрат энергии) процесса разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Пример: Полезная мощность, отдаваемая потребителям генератором энергосиловой установки, составит Р=990 кВт, количество тепла, передаваемое теплоносителям (например, воде), составит Q≈1,25 Гкал/час, выход рабочего агента (смеси, содержащей азот и двуокись углерода) составит V_p≈2580 нм³/час (в том числе СО₂ более 11 %) при подаче - из добывающих скважин (в первом из вариантов выполнения предлагаемого комплекса); - из сепаратора (во втором из вариантов выполнения предлагаемого комплекса)
330 нм³/час газообразной смеси в энергосиловую установку, содержащей углеводородный газ (подача углеводородного газа составляет 300 нм³/час) и балласт (в нем 90% азота и 10% двуокиси углерода), при низшей теплоте сгорания углеводородного газа Q_n= 36 МДж/м³ и массовом процентном содержании углерода в углеводородном газе С_р=75%.

При увеличении подачи в энергосиловую установку газообразной смеси (за счет повышения дебита добывающих скважин и увеличения газового фактора), а именно при расходе газообразной смеси 720 м³/час (в том числе расходе углеводородного газа - 360 нм³/час), состоящей на 50% из балласта (в нем 90% азота и 10% двуокиси углерода) и на 50% из углеводородного газа (с низшей теплотой сгорания Q_н=36 МДж/м³ при массовом процентном содержании углерода (в связанном виде) в углеводородном газе С_р=75%), полезная мощность, отдаваемая потребителям генератором, может быть увеличена до Р≈1180 кВт; количество тепла, передаваемое теплоносителям (например, воде), возрастет до Q ≈1,5 Гкал/час; выход рабочего агента составит V_p≈3420 нм³/час (в том числе СО₂ более 11%).

Также предлагаемый комплекс позволит снизить отрицательные экологические последствия разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений - закачка двуокиси углерода, содержащейся в полученном рабочем агенте, осуществляется в пласт.

Формула изобретения

1. Комплекс для разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения, включающий энергосиловую установку с электрическим генератором и не менее чем одним выходом для отходящих газов, которая сообщена с добывающими скважинами с возможностью поступления в нее из добывающих скважин газообразной смеси, нагнетательное устройство, не менее чем один 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 сжигания в любом из них поступившей газообразной смеси, при этом не менее чем один выход энергосиловой установки для отходящих газов выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом энергосиловой установки, а последняя выполнена с возможностью получения в ней смеси, содержащей поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух, причем не менее чем один выход для отходящих газов энергосиловой установки выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом нагнетательного устройства. а вал электрического генератора соединен механической связью с валом газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля.

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 он снабжен насосом для нагнетания воды, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной.

4. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что нагнетательное устройство выполнено в виде компрессора.

5. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что он снабжен дымососом, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки.

6. Комплекс по п. 1 или 2, отличающийся тем, что он снабжен блоком устройств подготовки газообразной смеси, при этом энергосиловая установка сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной и/или с сепаратором через блок устройств подготовки газообразной смеси.

7. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что он снабжен котлом-утилизатором, при этом котел-утилизатор выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки.

8. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что выход нагнетательного устройства выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной.

9. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что он снабжен устройством для разделения газов, которое выполнено с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и с нагнетательным устройством.

10. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что он снабжен блоком устройств очистки отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и с нагнетательным устройством.

11. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что энергосиловая установка снабжена системой охлаждения с подсоединенным к ней теплообменником.

12. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что он снабжен регулятором расхода отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и не менее чем с одним входом энергосиловой установки.

13. Комплекс по п. 1 или 6, отличающийся тем, что блок устройств подготовки газообразной смеси выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством.

14. Комплекс по одному из пп. 1, 3, 7 и 11, отличающийся тем, что котел-утилизатор и/или теплообменник выполнены/выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и/или с насосом.

15. Комплекс для разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения, включающий энергосиловую установку с электрическим генератором и не менее чем одним выходом для отходящих газов, которая сообщена с добывающими скважинами через сепаратор с возможностью поступления в нее из сепаратора газообразной смеси, нагнетательное устройство, не менее чем один 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 сжигания в любом из них поступившей газообразной смеси, при этом не менее чем один выход энергосиловой установки для отходящих газов выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом энергосиловой установки, а последняя выполнена с возможностью получения в ней смеси, содержащей поступившую газообразную смесь, часть отходящих газов и используемый при сжигании в качестве окислителя воздух, причем не менее чем один выход для отходящих газов энергосиловой установки выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним входом нагнетательного устройства, а вал электрического генератора соединен механической связью с валом газового двигателя, или газотурбинного двигателя, или газодизеля.

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 он снабжен насосом для нагнетания воды, выход которого выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной нагнетательной скважиной.

18. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что нагнетательное устройство выполнено в виде компрессора.

19. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что он снабжен дымососом, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки.

20. Комплекс по п. 15 или 16, отличающийся тем, что он снабжен блоком устройств подготовки газообразной смеси, при этом энергосиловая установка сообщена не менее чем с одной добывающей скважиной и/или с сепаратором через блок устройств подготовки газообразной смеси.

21. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что он снабжен котлом-утилизатором, при этом котел-утилизатор выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки.

22. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что выход нагнетательного устройства выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одной добывающей скважиной.

23. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что он снабжен устройством для разделения газов, которое выполнено с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и с нагнетательным устройством.

24. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что он снабжен блоком устройств очистки отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и с нагнетательным устройством.

25. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что энергосиловая установка снабжена системой охлаждения с подсоединенным к ней теплообменником.

26. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что он снабжен регулятором расхода отходящих газов энергосиловой установки, который выполнен с возможностью сообщения не менее чем с одним выходом для отходящих газов энергосиловой установки и не менее чем с одним входом энергосиловой установки.

27. Комплекс по п. 15 или 20, отличающийся тем, что блок устройств подготовки газообразной смеси выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством.

28. Комплекс по одному из пп. 15, 17, 21 и 25, отличающийся тем, что котел-утилизатор и/или теплообменник выполнены/выполнен с возможностью сообщения с нагнетательным устройством и/или с насосом.

РИСУНКИ

Рисунок 1