Способ добычи углеводородов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче углеводородов, например, из нефтяных залежей, газонефтяных залежей, нефтегазовых залежей, газоконденсатных залежей, нефтегазоконденсатных залежей, газовых залежей. Технический результат - повышение флюидоотдачи при разработке углеводородных месторождений и увеличение количества вырабатываемой энергии. По способу извлекают флюид из залежи. Отделяют газ от флюида. Осуществляют сжигание отделенного от флюида газа в энергосиловой установке. Сжигание осуществляют с использованием воздуха в качестве окислителя и возможностью образования сжатой газовоздушной смеси, содержащей отделенный от флюида газ и используемый в качестве окислителя воздух, до указанного сжигания. При этом отходящие газы энергосиловой установки разделяют в углекислотной установке. В этой установке получают газ, содержащий диоксид углерода до заданной концентрации и/или жидкость, содержащую диоксид углерода. Затем газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, закачивают в залежь. При разделении отходящих газов энергосиловой установки устанавливают давление газа, содержащего диоксид углерода, и/или давление жидкости, содержащей диоксид углерода, более 0,1 МПа. Затем газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, закачивают в залежь по крайней мере через одну нагнетательную скважину и/или по крайней мере через одну добывающую скважину. 11 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, при добыче углеводородов, например, из нефтяных залежей, газонефтяных залежей, нефтегазовых залежей, газоконденсатных залежей, нефтегазоконденсатных залежей, газоконденсатно-нефтяных залежей, газовых залежей.
В описании и формуле изобретения указанные ниже термины имеют следующее значение.
Флюид - вещество, обладающее свойством текучести, или вещества, любое из которых обладает свойством текучести. При этом флюид может содержать в качестве примесей твердые частицы, например частицы породы. Примером флюида может служить нефть, или, например, нефть с растворенным в ней нефтяным попутным газом, или, например, газоконденсатная смесь, содержащая газовый конденсат и газ (который содержит по крайней мере один газообразный углеводород, а также может содержать по крайней мере один неуглеводородный газ). Природный горючий газ является еще одним примером флюида. Также примером флюида является смесь, которая содержит нефть (или, например, газовый конденсат), по крайней мере один газообразный углеводород (например: метан, этан, пропан, бутан и тому подобное), а также любой неуглеводородный газ (например: азот и/или диоксид углерода) и воду (или пары воды). Еще одним примером флюида является нефтяная эмульсия, содержащая нефть, воду и газ.
Энергосиловая установка - установка (или устройство, или агрегат, или механизм, или силовая установка, или станция, или тому подобное), в которой при сжигании топлива вырабатывают механическую энергию, и/или электроэнергию, и/или тепловую энергию. Например, для выработки механической энергии энергосиловая установка может содержать газовый двигатель или газотурбинный двигатель. Также энергосиловая установка может содержать по крайней мере одно устройство (или агрегат, или машину, или аппарат, или тому подобное) для выработки электроэнергии и/или тепловой энергии. Например, для выработки электроэнергии в состав энергосиловой установки могут быть включены газовый двигатель (или газотурбинный двигатель) и электрический генератор, вал которого соединяют с валом газового двигателя (или с валом газотурбинного двигателя) муфтой (или ременной передачей, или зубчатой передачей, или тому подобным). Например, для выработки тепловой энергии в энергосиловой установке к системе охлаждения газового двигателя (или газотурбинного двигателя) может быть подсоединен теплообменник, в котором нагревают теплоноситель, например воду. Также для выработки тепловой энергии в энергосиловой установке может быть установлен котел-утилизатор, в котором используется теплота отходящих газов для нагрева теплоносителя, например воды. Энергосиловую установку, которая совместно вырабатывает электроэнергию и тепловую энергию иногда называют когенерационной (комбинированной) установкой, или теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), или мини-теплоэлектроцентралью. Газотурбинная установка, газотурбинная станция, газотурбинная электростанция, когенерационная газотурбинная установка, газопоршневая установка, газопоршневая станция, газопоршневая электростанция, когенерационная газопоршневая установка и тому подобное являются примерами энергосиловой установки в различных исполнениях, так как в любой из перечисленных установок и станций вырабатывают механическую энергию и/или электроэнергию и/или тепловую энергию.
Газовый двигатель - двигатель внутреннего сгорания, работающий на газообразном топливе. При этом термин «газовый двигатель» не охватывает понятие «газотурбинный двигатель».
Газотурбинный двигатель - двигатель внутреннего сгорания, работающий на газообразном топливе, который имеет в своем составе газовую турбину. Газотурбинный двигатель может быть выполнен с непрерывным сгоранием газообразного топлива, или, например, с прерывистым сгоранием газообразного топлива.
Приведенные определения терминов и приведенные примеры не являются исчерпывающими. Значения приведенных терминов и приведенные примеры дополняются и поясняются в описании изобретения и на схеме предлагаемого способа, приведенной на фиг. 1.
Известен способ добычи углеводородов, который включает извлечение флюида из залежи, отделение газа (представляющего собой нефтяной попутный газ) от флюида, сжигание нефтяного попутного газа в энергосиловой установке с использованием искусственного кислородосодержащего окислителя /см. патент РФ №2038467, опуб. 27.06.1995/. К недостаткам известного способа можно отнести невысокую нефтеотдачу при разработке нефтяных месторождений (и невысокую конденсатоотдачу при разработке газоконденсатных месторождений), а также производство достаточно небольшого количества энергии из-за низких энергетических характеристик энергосиловой установки при сжигании попутного нефтяного газа с использованием искусственного кислородосодержащего окислителя, содержащего кислород, диоксид углерода и пар. Так известный способ не обеспечивает эффективного воздействия на залежь (соответственно, имеет место низкая нефтеотдача или конденсатоотдача) из-за того, что только часть диоксида углерода, присутствующего в парогазовой смеси - продуктах сгорания, используют в качестве рабочего агента для закачки в залежь. Значительная часть диоксида углерода, полученного при сжигании нефтяного попутного газа, переходит в карбонизированную воду, которая менее эффективно воздействует на залежь по сравнению с диоксидом углерода. Например, как указывается в описании данного патента, при сжигании 300 т углеводородного газа с искусственным кислородосодержащим окислителем получают 400-500 т диоксида углерода и 400-500 т карбонизированной воды /см. патент РФ №2038467, опуб. 27.06.1995/. Однако при сгорании 1 м3 (около 0,72 кг) метана (который является основным компонентом нефтяного попутного газа) в кислороде (другие компоненты искусственного кислородосодержащего окислителя в реакции горения не участвуют) образуется около 1,98 кг диоксида углерода. Соответственно, при сжигании 300 т углеводородного газа, такого как метан, образуется более 820 т диоксида углерода (еще большее количество диоксида углерода будет получено при сжигании, например: этана, пропана или бутана). Таким образом, при применении известного способа для закачки в залежь будет использовано в качестве рабочего агента менее 50-60% (от массы) диоксида углерода, полученного при сжигании углеводородного газа. Снижение количества закачиваемого в залежь такого рабочего агента, как диоксид углерода, соответственно понижает нефтеотдачу (или конденсатоотдачу). Нагнетание карбонизированной воды не компенсирует указанное снижение нефтеотдачи (или конденсатоотдачи), так как эффективность воздействия на залежь карбонизированной воды значительно ниже по сравнению с диоксидом углерода - карбонизированная вода дает в 3-4 раза меньший прирост коэффициента вытеснения по сравнению с диоксидом углерода и требует многократного увеличения объемов закачки /см. Хакимов А.М., Скутина Т.В., Пантелеев В.Г. Экспериментальное определение оптимальной величины оторочки двуокиси углерода для условий Сергеевского месторождения. Теория и практика применения новых методов увеличения нефтеотдачи, Сборник научных трудов, БашНИПИнефть, Уфа, 1981, вып. 62, с. 36-41/. Кроме этого, предусмотренное известным способом сжигание обуславливает низкие энергетические характеристики энергосиловой установки (соответственно, выработку небольшого количества энергии). Например, при осуществлении известного способа с использованием паротурбинной электростанции, как предложено в патенте /см. патент РФ №2038467, опуб. 27.06.1995/, коэффициент полезного действия составит менее 35% /см. Чукаев Д.С. Электрификация городского хозяйства. М., «Высшая школа», 1974, с. 15/. Дополнительно при осуществлении известного способа возникают потери энергии на нагрев водяного пара, входящего в состав искусственного кислородосодержащего окислителя, а также значительные энергозатраты на получение искусственного кислородосодержащего окислителя (энергозатраты на получение кислорода и водоподготовку).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу и достигаемому результату является способ (прототип), который включает извлечение флюида из залежи, отделение газа от флюида, сжигание отделенного от флюида газа в энергосиловой установке с использованием воздуха в качестве окислителя и возможностью образования сжатой газовоздушной смеси, содержащей отделенный от флюида газ и используемый в качестве окислителя воздух, до сжигания /см. патент РФ №2187626, опуб. 20.08.2002/. К недостаткам известного способа можно отнести невысокую нефтеотдачу при разработке нефтяных месторождений (и невысокую конденсатоотдачу при разработке газоконденсатных месторождений), поскольку предусмотренная известным способом закачка отходящих газов энергосиловой установки, содержащих азот и диоксид углерода, не обеспечивает эффективного воздействия на залежь. А кроме этого, к числу недостатков можно отнести производство достаточно небольшого количества энергии из-за понижения мощности энергосиловой установки при сжигании отделенного от флюида газа. Так, по сравнению с другим известным способом /см. патент РФ №2038467, опуб. 27.06.1995/, при осуществлении известного способа (прототипа) не требуется затрат энергии на получение искусственного кислородосодержащего окислителя и обеспечиваются более высокие энергетические характеристики. Последнее достигается за счет повышения давления до сжигания отделенного от флюида газа, что увеличивает скорость реакции горения газа, которая пропорциональна давлению /см. Иссерлин А.С. Основы сжигания газового топлива. М.: Недра, 1987, с. 64/. Это обеспечивает выделение большего количества теплоты в единицу времени и снижает потери. Соответственно, повышаются энергетические характеристики энергосиловой установки: мощность и коэффициент полезного действия. Однако низкая детонационная стойкость отделенного от флюида газа, например нефтяного попутного газа, ограничивает повышение давления и обуславливает понижение мощности энергосиловой установки. Например, при сжигании нефтяного попутного газа в энергосиловой установке с газовым двигателем (в котором осуществляется повышение давления до сжигания) мощность энергосиловой установки достигает лишь 60-70% номинальной /см. Иванов С.С., Тарасов М.Ю. Требования к подготовке растворенного газа для питания газопоршневых двигателей. Нефтяное хозяйство, 2011, №1, с. 102-105/. Соответственно снижается количество энергии, вырабатываемой энергосиловой установкой.
Технический результат, на который направлено изобретение, состоит в повышении нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (и повышение конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений) и увеличении количества вырабатываемой энергии.
Технический результат при осуществлении предлагаемого способа, который включает извлечение флюида из залежи, отделение газа от флюида, сжигание отделенного от флюида газа в энергосиловой установке с использованием воздуха в качестве окислителя и возможностью образования сжатой газовоздушной смеси, содержащей отделенный от флюида газ и используемый в качестве окислителя воздух, до сжигания, достигается за счет того, что отходящие газы энергосиловой установки разделяют с получением газа, содержащего диоксид углерода, и/или жидкости, содержащей диоксид углерода, затем газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, закачивают в залежь.
Вышеназванный технический результат при применении известного способа /см. патент РФ №2038467, опуб. 27.06.1995/ не достигается. Известный способ обеспечивает выработку относительно небольшого количества энергии из-за неэффективного процесса сжигания и, как следствие, низкого коэффициента полезного действия (менее 35%). При этом при использовании известного способа нефтеотдача (или конденсатоотдача) достаточно низкая, так как только часть (менее 50-60%) получаемого диоксида углерода может быть эффективно использована в качестве рабочего агента для закачки в залежь (подробно изложено выше).
Также вышеназванный технический результат не достигается при осуществлении другого описанного выше известного способа /см. патент РФ №2181159, опуб. 10.04.2002/. Данный способ предусматривает сжигание отделенного от флюида газа в энергосиловой установке с использованием воздуха в качестве окислителя и возможностью образования сжатой газовоздушной смеси, содержащей отделенный от флюида газ и используемый в качестве окислителя воздух, до сжигания. Однако, как уже отмечалось выше, из-за низкой детонационной стойкости отделенного от флюида газа при сжигании такого газа (в частности, нефтяного попутного газа) в энергосиловой установке ее мощность достигает лишь 60-70% номинальной. Более того, известным способом предусмотрена закачка в залежь через нагнетательные скважины отходящих газов энергосиловой установки, содержащих азот и диоксид углерода. Это обуславливает значительное содержание (до 90%) закачиваемых отходящих газов в газе, отделенном от извлеченного из залежи флюида, из-за прорыва нагнетаемых в залежь газов в добывающие скважины /см. патент РФ №2038467, опуб. 27.06.1995; патент РФ №2187626, опуб. 20.08.2002; Балинт В., Бан А., Долешал Ш. И др. Применение углекислого газа в добыче нефти. - М.: Недра, 1977, с. 221, с. 232; Schedel R.L. EOR+СО2=A gas processing challenge. // Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158, p. 163-166/. Что, в свою очередь, не только не повышает детонационную стойкость отделенного от флюида газа, а даже, наоборот, приводит к снижению детонационной стойкости данного газа (например, такого как нефтяной попутный газ). Например, метановое число нефтяного попутного газа (который содержит 75 об. % метана, 20 об. % этана и 5 об. % пропана) при его разбавлении на 25 об. % отходящими газами (которые содержат 88 об. % азота и 12 об. % диоксида углерода) снижается более чем на 40% /расчеты выполнены с использованием соотношений, приведенных в работе Иванов С.С., Тарасов М.Ю. Требования к подготовке растворенного газа для питания газопоршневых двигателей. Нефтяное хозяйство, 2011, №1, с. 102-105/. Такое снижение детонационной стойкости нефтяного попутного газа обусловлено уменьшением доли метана, имеющего высокую детонационную стойкость, за счет разбавления азотом (который преобладает в отходящих газах), незначительно влияющим на детонационную стойкость газообразного топлива. Снижение метанового числа нефтяного попутного газа влечет значительное понижение мощности, вырабатываемой энергосиловой установкой при сжигании в ней такого газа. Например, при снижении метанового числа с 70 до 40 (примерно на 40%), мощность энергосиловой установки с газотурбинным двигателем (в котором осуществляется повышение давления до сжигания) падает с 95% до 55% /Веревкин А.П., Селезнев С.Б. Утилизация попутного нефтяного газа на основе электрогенерации: проблемы и решения. Нефтегазовое дело, 2015, т. 13, №1, с. 56-62/. В связи с этим, при осуществлении известного способа мощность энергосиловой установки будет снижаться более чем в 1,8 раза, соответственно будет понижаться количество энергии, вырабатываемой энергосиловой установкой. Кроме этого, закачка отходящих газов в залежь характеризуется невысокой нефтеотдачей (и конденсатоотдачей). Например, при вытеснении нефти отходящими газами (смесью азота и диоксида углерода) коэффициент вытеснения составил 53% /см. Скрипка В.Г., Гервиц Э.С. Сравнительная эффективность вытеснения нефти дымовым газом высокого давления и оторочкой двуокиси углерода. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, Научно-технический информационный сборник, ВНИИОНГ, М., 1984, вып. №2, с. 4-7/.
Вышеназванный технический результат в предлагаемом способе достигается благодаря тому, что в совокупности с другими существенными признаками, указанными в формуле изобретения, отходящие газы энергосиловой установки разделяют с получением газа, содержащего диоксид углерода, и/или жидкости, содержащей диоксид углерода, затем газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, закачивают в залежь.
Это позволяет отделить от других компонентов отходящих газов энергосиловой установки газ с требуемой концентрацией диоксида углерода (и/или жидкости с требуемой концентрацией диоксида углерода) и полученный газ (и/или полученную жидкость) закачать в залежь, чем достигается эффективное воздействие на данную залежь. Тем самым при осуществлении предлагаемого способа обеспечивается (по сравнению с известными способами) повышение в 1,7-1,8 раза нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений). Например, при вытеснении нефти отходящими газами (смесью азота и диоксида углерода), как предусматривается прототипом, коэффициент вытеснения составил 53%. Тогда как того же самого количества диоксида углерода (которое содержалось в отходящих газах), нагнетаемого в виде сплошной оторочки, оказывается достаточным для увеличения коэффициента вытеснения до 96% /см. Скрипка В.Г., Гервиц Э.С. Сравнительная эффективность вытеснения нефти дымовым газом высокого давления и оторочкой двуокиси углерода. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, Научно-технический информационный сборник, ВНИИОНГ, М., 1984, вып. №2, с. 4-7/.
Более того, как уже отмечалось выше, закачка полученного диоксида углерода в залежь обуславливает значительное содержание диоксида углерода в газе, отделенном от извлеченного из залежи флюида, из-за прорыва нагнетаемых в залежь газов в добывающие скважины /см. патент РФ №2038467, опуб. 27.06.1995; патент РФ №2187626, опуб. 20.08.2002; Балинт В., Бан А., Долешал Ш. И др. Применение углекислого газа в добыче нефти. - М.: Недра, 1977, с. 221, с. 232; Schedel R.L. EOR+СО2=A gas processing challenge. // Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158, p. 163-166/. Например, при нагнетании диоксида углерода в нефтяную залежь возможно повышение его содержания до 90% в нефтяном попутном газе через шесть месяцев после начала закачки /см. Schedel R.L. EOR+СО2=A gas processing challenge. // Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, N 43, Oct. 25, p. 158, p. 163-166/. Присутствие диоксида углерода (в отличие от присутствия отходящих газов, в которых преобладает азот) в отделенном от флюида газе обуславливает повышение детонационной стойкости данного газа (например, такого как нефтяной попутный газ). Например, метановое число нефтяного попутного газа (который содержит 75 об. % метана, 20 об. % этана и 5 об. % пропана) при его разбавлении на 25 об. % диоксидом углерода повышается более чем на 50% /расчеты выполнены с использованием соотношений, приведенных в работе Иванов С.С., Тарасов М.Ю. Требования к подготовке растворенного газа для питания газопоршневых двигателей. Нефтяное хозяйство, 2011, №1, с. 102-105/. Благодаря повышению детонационной стойкости отделенного от флюида газа, при сжигании данного газа в энергосиловой установке обеспечивается возможность повышения мощности. В связи с чем, как следует из приведенных выше примеров, при осуществлении предлагаемого способа мощность энергосиловой установки повышается (по сравнению с известными способами) более чем в 1,8 раза. Соответственно при осуществлении предлагаемого способа увеличивается количество вырабатываемой энергии.
Таким образом, при осуществлении предлагаемого способа достигается повышение нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (также конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений) и увеличение количества вырабатываемой энергии.
На фиг. 1 приведена схема одного из возможных вариантов осуществления предлагаемого способа. На фиг. 1 показаны: энергосиловая установка 1, закачивающее устройство 2, газовый двигатель (или газотурбинный двигатель) 3, сепаратор 4, блок устройств подготовки газа 5, углекислотная установка 6, блок устройств очистки отходящих газов 7, залежь 8, добывающая скважина 9, нагнетательная скважина 10, нагнетательное устройство 11, нагнетательная скважина 12.
Вариант предлагаемого способа, схема которого приведена на фиг. 1, осуществляется следующим образом. Флюид извлекают из залежи 8 через добывающую скважину 9. Залежь 8 представляет собой залежь углеводородов, например: нефтяную залежь, или газонефтяную залежь, или нефтегазовую залежь, или газоконденсатную залежь, или нефтегазоконденсатную залежь, или газоконденсатно-нефтяную залежь. Например, при разработке нефтяной залежи флюид обычно содержит нефть, газ, воду. При разработке, например, газоконденсатной залежи флюид обычно содержит газовый конденсат, газ, воду.
После извлечения из залежи 8 флюид направляют в сепаратор 4. В сепараторе 4 отделяют газ от флюида. Сепаратор 4, например, может быть двухфазным (в котором газ отделяют от жидкости) или, например, трехфазным (в трехфазном сепараторе могут разделять флюид на газ, нефть и воду). Также отделение газа от флюида могут осуществлять в добывающей скважине 9, например, с использованием скважинного сепаратора (на фиг. 1 не показано). Кроме этого, отделенный от флюида газ могут получать из газовой шапки (на фиг. 1 не показано), например, газонефтяной залежи (или, например, нефтегазовой залежи). Отделенный от флюида газ содержит углеводороды в газообразном состоянии. Соотношение углеводородных компонентов в отделенном от флюида газе варьируется в широких пределах. В частности, если газ отделен от содержащего нефть флюида (то есть отделенный от флюида газ представляет собой нефтяной попутный газ), то такой газ - нефтяной попутный газ, может быть, например, сухим (метана свыше 85%), или, например, жирным (метана 60-85% или менее). Также отделенный от флюида газ может содержать серосодержащие вещества, негорючие газы (азот, диоксид углерода и подобные), твердые частицы, влагу, тяжелые углеводородные газы (такие, как этан, пропан, бутан и подобные), жидкие углеводороды и другие компоненты.
Из сепаратора 4 отделенный от флюида газ подают под давлением в блок устройств подготовки газа 5. Также возможны иные варианты осуществления предлагаемого способа (на фиг. 1 не показаны), в которых отделенный от флюида газ могут подавать в блок устройств подготовки газа 5, например, из добывающей скважины 9 (например, из затрубного пространства) или, например, из газовой шапки газонефтяной залежи (или, например, нефтегазовой залежи).
В блоке устройств подготовки газа 5 производят подготовку отделенного от флюида газа для сжигания в энергосиловой установке 1. Для этого в блоке устройств подготовки газа 5 из отделенного от флюида газа удаляют (снижают концентрацию до требуемых значений) серосодержащие вещества, твердые частицы, влагу, тяжелые углеводородные газы (такие, как этан, пропан, бутан и подобные), жидкие углеводороды, негорючие газы (азот, диоксид углерода и тому подобные) и другие подобные компоненты. Например, блок устройств подготовки газа 5 может содержать газовый сепаратор, в котором из отделенного от флюида газа удаляют (снижают концентрацию) капельную влагу, твердые частицы, жидкие углеводороды и тому подобное. Или, например, блок устройств подготовки газа 5 может содержать мембранную установку (аппарат), в которой из отделенного от флюида газа удаляют (снижают концентрацию) серосодержащие вещества, влагу, тяжелые углеводородные газы, жидкие углеводороды, негорючие газы и тому подобное. В том случае, если в отделенном от флюида газе присутствует диоксид углерода в избыточной концентрации, то в состав блока устройств подготовки газа 5 могут включать, например, мембранную установку (аппарат), с использованием которой отделяют избыточную часть диоксида углерода от отделенного от флюида газа. В последующем отделенный диоксид углерода могут направлять в закачивающее устройство 2 для закачки в залежь 8 через нагнетательную скважину 10. Также, например, для удаления (снижения концентрации) серосодержащих веществ из отделенного от флюида газа блок устройств подготовки газа 5 может содержать такую установку (аппарат), как абсорбционную установку аминовой очистки, и/или скруббер содовой очистки. Для удаления воды (влаги) из отделенного от флюида газа блок устройств подготовки газа 5 может содержать установку (или аппарат) гликолевой осушки газа и/или, например, установку (или аппарат) осушки охлаждением газа. В блоке устройств подготовки газа 5 (или в энергосиловой установке 1) отделенный от флюида газ могут нагревать.
Из блока устройств подготовки газа 5 отделенный от флюида газ подают (подача газа может осуществляться под давлением) в энергосиловую установку 1. Вместе с тем возможны иные варианты применения и осуществления предлагаемого способа (на фиг. 1 не показаны), в которых, например, отделенный от флюида газ могут подавать в энергосиловую установку 1 из добывающей скважины 9, и/или из сепаратора 4, и/или из газовой шапки газонефтяной залежи (или, например, нефтегазовой залежи).
В энергосиловой установке 1 отделенный от флюида газ сжигают с воздухом, который используют в качестве окислителя. Как уже отмечалось выше, при осуществлении предлагаемого способа в залежь закачивают газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, что обуславливает значительное содержание диоксида углерода в отделенном от флюида газе. Это приводит к сужению пределов воспламенения, что затрудняет сжигание такого газа. Вместе с тем в энергосиловой установке 1 до сжигания (до воспламенения или в процессе воспламенения) образуют сжатую газовоздушную смесь, которая содержит используемый в качестве окислителя воздух и отделенный от флюида газ. В пределах настоящего описания и формулы изобретения термин «сжатая газовоздушная смесь» обозначает газовоздушную смесь, находящуюся под давлением, то есть, иными словами, газовоздушную смесь, давление которой выше атмосферного давления. За счет того, что энергосиловую установку 1 выполняют с возможностью образования сжатой (находящейся под давлением) газовоздушной смеси до сжигания, обеспечивается расширение пределов воспламенения и соответственно обеспечивается возможность сжигания газа, содержащего значительный процент балласта. Например, пределы воспламенения смеси природного газа с воздухом при давлении 1 МПа расширяются примерно в 2 раза (за счет возрастания верхнего предела воспламенения) по сравнению с пределами воспламенения этой же смеси при атмосферном давлении /см. Льюис Б., Эльбе Г. Горение, пламя, взрывы в газах. - М.: Мир, 1968, с. 575/. Таким образом, благодаря тому, что энергосиловую установку 1 выполняют с возможностью образования сжатой газовоздушной смеси (которая способна к воспламенению) до сжигания (до воспламенения или в процессе воспламенения), обеспечивается возможность воспламенения данной смеси и распространения пламени при ее сгорании. Что достигается даже, если сжигаемый газ (отделенный от флюида газ) значительно забалластирован диоксидом углерода. С другой стороны (что уже отмечалось выше) присутствие диоксида углерода в отделенном от флюида газе приведет к повышению детонационной стойкости данного газа. Благодаря этому обеспечивается повышение мощности энергосиловой установки 1. Соответственно обеспечивается увеличение выработки энергии по сравнению с известными способами.
Для получения сжатой газовоздушной смеси могут отделенный от флюида газ и используемый в качестве окислителя воздух смешивать с образованием газовоздушной смеси, а затем данную газовоздушную смесь сжимают до сжигания в энергосиловой установке 1. Или, например, для получения сжатой газовоздушной смеси отделенный от флюида газ и используемый в качестве окислителя воздух сжимают, а затем смешивают с образованием сжатой газовоздушной смеси до сжигания в энергосиловой установке 1. Также, например, для получения сжатой газовоздушной смеси могут отделенный от флюида газ подавать под давлением, а используемый в качестве окислителя воздух сжимать, и затем отделенный от флюида газ и используемый в качестве окислителя воздух смешивают с образованием сжатой газовоздушной смеси до сжигания в энергосиловой установке 1.
Для выработки механической энергии энергосиловая установка 1 может содержать газовый двигатель (или газотурбинный двигатель) 3. В этом варианте применения предлагаемого способа сжигание отделенного от флюида газа осуществляют в газовом двигателе (или газотурбинном двигателе) 3.
При работе газового двигателя 3 отделенный от флюида газ сжигают с использованием воздуха в качестве окислителя. При этом для образования сжатой газовоздушной смеси до сжигания (до воспламенения или в процессе воспламенения) отделенный от флюида газ и используемый в качестве окислителя воздух смешивают с образованием газовоздушной смеси (например, в смесителе), а затем газовоздушную смесь сжимают (например, поршнем (поршнями) в цилиндре (в цилиндрах) газового двигателя 3). Также, газовоздушную смесь могут сжимать еще до подачи ее в цилиндры, например, осуществляя наддув (то есть подавать в цилиндры газового двигателя 3 газовоздушную смесь под давлением, например, турбокомпрессором). При этом после сжатия газовоздушную смесь могут охлаждать перед подачей в цилиндры газового двигателя 3. Давление сжатой газовоздушной смеси устанавливают в зависимости от состава отделенного от флюида газа (с учетом метанового числа данного газа). Сжатую газовоздушную смесь воспламеняют в камере сгорания газового двигателя 3, например, используя искровое зажигание, или, например, используя форкамерно-факельное зажигание (или, например, лазерное зажигание).
Энергосиловая установка 1 может содержать газотурбинный двигатель (вместо газового двигателя 3). При работе газотурбинного двигателя отделенный от флюида газ сжигают с использованием воздуха в качестве окислителя. При этом отделенный от флюида газ могут подавать в газотурбинный двигатель под давлением и/или могут сжимать, например, в нагнетателе в виде компрессора. Причем в газотурбинном двигателе данный газ (который подают под давлением и/или сжимают для повышения давления) и используемый в качестве окислителя воздух, подаваемый под давлением компрессором газотурбинного двигателя, смешивают, образуя сжатую газовоздушную смесь, до сжигания (в процессе воспламенения или до воспламенения газовоздушной смеси) в камере сгорания.
Для выработки электроэнергии энергосиловая установка 1 может содержать электрический генератор (на фиг. 1 не показан), который приводят в действие газовым двигателем (или газотурбинным двигателем) 3. Для соединения вала электрического генератора с валом газового двигателя (или валом газотурбинного двигателя) 3 могут использовать, например, муфту, или ременную передачу, или зубчатую передачу (на фиг. 1 не показано). Электроэнергия, вырабатываемая энергосиловой установкой 1 может быть использована для питания промыслового оборудования и/или для передачи через электрическую сеть другим потребителям.
Также возможны варианты осуществления предлагаемого способа, в которых газовый двигатель (или газотурбинный двигатель) 3 приводит в действие компрессор, и/или насос, и/или насосно-компрессорную установку, и/или иное устройство, машину, механизм (на фиг. 1 не показаны). В этом случае, вал газового двигателя (или вал газотурбинного двигателя) 3 соединяют, например, муфтой (или ременной передачей, или зубчатой передачей) с валом компрессора, и/или с валом насоса, и/или с валом насосно-компрессорной установки, и/или с валом иного устройства, машины, механизма (на фиг. 1 не показаны). Компрессор (или насосно-компрессорную установку) могут использовать, в частности, для сжатия газа (например, газа, содержащего диоксид углерода), закачиваемого в залежь 8. Насос (или насосно-компрессорную установку) могут использовать, в частности, для закачки в залежь 8 воды или, например, для закачки в залежь 8 жидкости, содержащей диоксид углерода.
При сжигании отделенного от флюида газа в газовом двигателе (или газотурбинном двигателе) 3 поддерживают рациональное значение коэффициента избытка воздуха, в том числе газовоздушная смесь может содержать теоретически необходимое количество воздуха для окисления ее горючих компонентов или газовоздушная смесь может содержать больше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов (в частности, для обеспечения наиболее полного сгорания горючих компонентов). В том случае, когда добиваются снижения процентного содержания кислорода в продуктах сгорания, газовоздушная смесь может содержать меньше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления ее горючих компонентов.
Отходящие газы энергосиловой установки 1 представляют собой смесь, которая содержит продукты сгорания отделенного от флюида газа. Для обозначения отходящих газов иногда используют термины «выхлопные газы», «отработавшие газы», «дымовые газы» и тому подобные. Состав отходящих газов энергосиловой установки 1 зависит от значения коэффициента избытка воздуха, состава отделенного от флюида газа и тому подобного. Отходящие газы энергосиловой установки 1 содержат азот, диоксид углерода, водяной пар. Кроме этого отходящие газы энергосиловой установки 1 могут содержать кислород, окислы азота, сажу, твердые частицы, несгоревшие углеводороды, серосодержащие вещества, оксид углерода и тому подобное. В отходящих газах энергосиловой установки 1 преобладает азот. Например, если отделенный от флюида газ содержит только углеводородные компоненты, то при сжигании данного газа в газовом двигателе 3 содержание азота во влажных отходящих газах энергосиловой установки 1 составляет около 75% (в сухих отходящих газах энергосиловой установки 1 азот составляет до 85-88%).
Температура отходящих газов энергосиловой установки 1, содержащей газовый двигатель, может составлять около 350-450°С, а температура отходящих газов энергосиловой установки 1, содержащей газотурбинный двигатель, может достигать 500°С и более. Для получения тепловой энергии энергосиловая установка 1 может содержать котел-утилизатор и/или теплообменник (на фиг. 1 не показаны) подсоединенный к системе охлаждения энергосиловой установки 1. Например, в котле-утилизаторе с использованием теплоты отходящих газов энергосиловой установки 1 могут нагревать теплоноситель (например, воду и/или газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода).
Из энергосиловой установки 1 отходящие газы направляют, в блок устройств очистки отходящих газов 7, в котором из отходящих газов энергосиловой установки 1 удаляют (снижают концентрацию) сажу, и/или твердые частицы, и/или влагу, и/или окислы азота, и/или несгоревшие углеводороды, и/или оксид углерода и тому подобное. Для этого блок устройств очистки отходящих газов 7 может содержать, например, по крайней мере одно из следующих устройств (аппаратов, установок): фильтр нейтрализатор (например, платиновый) для удаления сажи; механический фильтр (или например, электрофильтр, или, например, скруббер) для удаления твердых частиц; газовый сепаратор (или, например, скруббер) для удаления капельной влаги и твердых частиц; каталитический реактор для удаления окислов азота (например, орошением карбамидом), а также для удаления несгоревших углеводородов и/или оксида углерода (например, используя каталитическое дожигание).
Из блока устройств очистки отходящих газов 7 отходящие газы энергосиловой установки 1 направляют в углекислотную установку 6. Также возможны иные варианты осуществления предлагаемого способа (на фиг. 1 не показаны), в которых, например, в углекислотную установку 6 отходящие газы поступают из энергосиловой установки 1.
Углекислотная установка 6, выполнена с возможностью получения из отходящих газов энергосиловой установки 1 газа, содержащего диоксид углерода, и/или жидкости, содержащей диоксид углерода. В углекислотной установке 6 отходящие газы энергосиловой установки 1 разделяют для получения газа, содержащего диоксид углерода, и/или для получения жидкости, содержащей диоксид углерода. Для осуществления такого разделения в углекислотной установке 6 могут использовать криогенную технику (в частности, применять фракционную конденсацию, фракционное испарение, ректификацию сжиженных газов и тому подобное), различные сорбенты, разделительные мембраны и тому подобное. Например, углекислотная установка 6 может содержать абсорбционную установку (устройство, аппарат), и/или, например, адсорбционную установку (устройство, аппарат), и/или, например, мембранную установку (устройство, аппарат). В абсорбере абсорбционной установки (устройства, аппарата), в качестве абсорбента могут использовать, например, водный раствор моноэтаноламина, для предотвращения деградации которого из-за присутствия кислорода в отходящих газах энергосиловой установки 1 могут использовать ингибиторы. В адсорбере адсорбционной установки (устройства, аппарата), в качестве адсорбента могут использовать, например, цеолиты или, например, активированные угли. В углекислотной установке 6 в результате разделения отходящих газов энергосиловой установки 1 могут получать практически чистый диоксид углерода (концентрация диоксида углерода может составлять 99,9% и более) и/или смесь, содержащую диоксид углерода. В зависимости от применяемой в углекислотной установке 6 технологии (а также давления и температуры) диоксид углерода и/или смесь, содержащая диоксид углерода, могут быть получены в газообразном состоянии (в виде газа, содержащего диоксид углерода) и/или в жидком состоянии (в виде жидкости, содержащей диоксид углерода). От применяемой в углекислотной установке 6 технологии зависит также процентное содержание диоксида углерода в получаемом газе и/или получаемой жидкости. При этом требуемое процентное содержание диоксида углерода в газе (или жидкости) определяют с учетом применяемой технологии воздействия на залежь 8 и детонационной стойкости отделенного от флюида газа. Причем для повышения детонационной стойкости отделенного от флюида газа, данный газ и/или используемый в качестве окислителя воздух (или, например, газовоздушную смесь) могут смешивать с частью содержащего диоксид углерода газа (и/или с частью содержащей диоксид углерода жидкости), например, в энергосиловой установке 1 (в том числе в газовом двигателе или в газотурбинном двигателе) или, например, в блоке устройств подготовки газа 5.
В углекислотной установке 6 могут устанавливать давление полученного газа, содержащего диоксид углерода, и/или давление полученной жидкости, содержащей диоксид углерода, более 0,1 МПа. То есть давление газа, содержащего диоксид углерода, и/или давление жидкости, содержащей диоксид углерода на выходе углекислотной установки 6 может быть выше атмосферного давления. В газе, содержащем диоксид углерода, и/или в жидкости, содержащей диоксид углерода, также могут присутствовать азот, и/или кислород, и/или, влага, и/или другие вещества. При разделении отходящих газов энергосиловой установки 1 в углекислотной установке 6 в дополнение к газу, содержащему диоксид углерода, и/или жидкости, содержащей диоксид углерода, могут получать газ, преобладающим компонентом которого является азот. Например, если углекислотная установка 6 содержит разделительную мембрану или мембранную установку (устройство, аппарат), в состав которой входит разделительная мембрана, то при разделении отходящих газов энергосиловой установки 1 могут быть получены газ, содержащий диоксид углерода, и газ, содержащий азот. При этом в газе, содержащем диоксид углерода, диоксид углерода является преобладающим компонентом, а концентрация других компонентов (например, азота, и/или кислорода, и/или влаги), если они присутствуют, существенно ниже. Соответственно в газе, содержащем азот, преобладающим компонентом является азот, а другие компоненты (например, диоксид углерода, и/или кислород, и/или влага), если они присутствуют, то содержатся в более низкой концентрации. Также углекислотная установка 6 может содержать устройство (установку, аппарат) для осушки газа, содержащего диоксид углерода, а также устройство (установку, аппарат) для осушки газа, содержащего азот.
Из углекислотной установки 6 газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, подают в закачивающее устройство 2. С использованием закачивающего устройства 2 газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, закачивают в залежь 8 через нагнетательную скважину 10 (и/или через нагнетательную скважину 12). Также возможны иные варианты осуществления предлагаемого способа (на фиг. 1 не показаны), в которых, например, до подачи в закачивающее устройство 2 в газ, содержащий диоксид углерода, и/или в жидкость, содержащую диоксид углерода, добавляют часть отделенного от флюида газа (например, при избыточном количестве данного газа).
При закачке в залежь 8 (или, например, при подаче из углекислотной установки 6 в закачивающее устройство 2) в зависимости от давления и температуры газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащая диоксид углерода, могут изменять агрегатное состояние или оставаться в одном и том же агрегатном состоянии. Например, при закачке в залежь 8 в зависимости от давления и температуры газ, содержащий диоксид углерода, может перейти в жидкое состояние и представлять собой жидкость, содержащую диоксид углерода. Или, например, при закачке в залежь 8 в зависимости от давления и температуры жидкость, содержащая диоксид углерода, может перейти в газообразное состояние и представлять собой газ, содержащий диоксид углерода. Если давление, под которым из углекислотной установки 6 подают содержащий диоксид углерода газ, или давление, под которым подают содержащую диоксид углерода жидкость, превышает пластовое давление и позволяет производить закачку в залежь 8, то газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, закачивают в залежь 8 через нагнетательную скважину 10 (и/или через нагнетательную скважину 12). В этом случае закачивающее устройство 2 могут выполнять, например, в виде фитинга (или, например, в виде трубопровода, оборудованного необходимой арматурой), через который осуществляют сообщение выхода углекислотной установки 6 с нагнетательной скважиной 10 (и/или с нагнетательной скважиной 12) для обеспечения закачки в залежь 8 газа, содержащего диоксид углерода, или жидкости, содержащей диоксид углерода. Если для закачки в залежь 8 необходимо повысить давление газа, содержащего диоксид углерода, и/или давление жидкости, содержащей диоксид углерода, то в состав закачивающего устройства 2 включают устройство (или установку, или агрегат, или тому подобное) для повышения давления газа, содержащего диоксид углерода, и/или давления жидкости, содержащего диоксид углерода. Например, закачивающее устройство 2 может содержать компрессор и/или насос (или насосно-компрессорную установку), любой из которых могут приводить в действие, например, электродвигателем, или например, газовым двигателем (или газотурбинным двигателем) 3. В компрессоре (или насосно-компрессорной установке) газ, содержащий диоксид углерода, сжимают, а затем закачивают в залежь 8 через нагнетательную скважину 10 (и/или нагнетательную скважину 12). Используя насос (или насосно-компрессорную установку), через нагнетательную скважину 10 (и/или через нагнетательную скважину 12) закачивают в залежь 8 жидкость, содержащую диоксид углерода.
При необходимости газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, могут нагнетать в добывающую скважину 9 для обработки призабойной зоны (на фиг. 1 не показано). Например, могут осуществлять циклическую закачку газа, содержащего диоксид углерода, и/или жидкости, содержащей диоксид углерода, в добывающую скважину 9, чередуя период закачки, период реагирования (смешивания) диоксида углерода с пластовыми флюидами в призабойной зоне добывающей скважины 9 (в течение данного периода закачку и добычу не осуществляют) и период извлечения флюида из залежи 8 через добывающую скважину 9.
В залежь 8 через нагнетательную скважину 12 могут закачивать воду. Предназначенная для закачки в залежь 8 вода поступает в нагнетательное устройство 11, содержащее насос (или насосно-компрессорную установку), который нагнетает воду в залежь 8 через нагнетательную скважину 12. В том случае, если, исходя из геолого-физической характеристики месторождения, необходимо повысить температуру воды, то воду до закачки в залежь 8 могут нагревать с использованием тепловой энергии, выработанной в энергосиловой установке 1. Например, воду могут нагревать в теплообменнике от системы охлаждения энергосиловой установки 1 и/или в котле - утилизаторе (на фиг. 1 не показано), который может входить в состав энергосиловой установки 1 или может быть выполнен в виде отдельного устройства (или установки, или аппарата). Также с использованием тепловой энергии, выработанной в энергосиловой установке 1, до закачки в залежь 8 могут нагревать (например, в котле-утилизаторе и/или теплообменнике от системы охлаждения) газ, содержащий диоксид углерода и/или жидкость, содержащую диоксид углерода.
Воду могут закачивать в залежь 8, как поочередно, так и одновременно с газом, содержащим диоксид углерода (или с жидкостью, содержащей диоксид углерода). При этом содержащий диоксид углерода газ (или содержащую диоксид углерода жидкость) и воду могут закачивать в залежь 8 не только через разные нагнетательные скважины, например, содержащий диоксид углерода газ (или содержащую диоксид углерода жидкость) через нагнетательную скважину 10, а воду через нагнетательную скважину 12. Также содержащий диоксид углерода газ (или содержащую диоксид углерода жидкость) и воду могут закачивать (поочередно или одновременно) в залежь 8 через одну нагнетательную скважину (на фиг. 1 не показано). Кроме этого, возможны иные варианты осуществления предлагаемого способа (на фиг. 1 не показаны), в которых, например, в залежь закачивают не только газ, содержащий диоксид углерода и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, но и газ, содержащий азот.
Закачка газа, содержащего диоксид углерода, и/или жидкости, содержащей диоксид углерода, в залежь обеспечивает увеличение добычи углеводородов, повышение нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (повышение конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений). Как следует из приведенных выше примеров, предлагаемый способ обеспечивает повышение нефтеотдачи в 1,7-1,8 раза. При этом осуществление предлагаемого способа позволяет увеличить также выработку энергии, поскольку обеспечивается повышение мощности энергосиловой установки, благодаря повышению детонационной стойкости отделенного от флюида газа. Как следует из приведенных выше примеров, осуществление предлагаемого способа позволит увеличить выработку энергии более чем в 1,8 раза. При этом энергия вырабатывается без выбросов в окружающую среду, так как диоксид углерода закачивают в залежь.
Возможны многие модификации и вариации, исходя из раскрытых вариантов осуществления изобретения, материалов и технических средств, не выходя за рамки сущности и объема изобретения. Соответственно, объем формулы изобретения, приведенных в формуле изобретения признаков и их функциональных эквивалентов не должен быть ограничен конкретными вариантами осуществления, которые описаны и показаны в описании изобретения, так как эти варианты приведены в качестве примера.
1. Способ добычи углеводородов, включающий извлечение флюида из залежи, отделение газа от флюида, сжигание отделенного от флюида газа в энергосиловой установке с использованием воздуха в качестве окислителя и возможностью образования сжатой газовоздушной смеси, содержащей отделенный от флюида газ и используемый в качестве окислителя воздух, до указанного сжигания, отличающийся тем, что отходящие газы энергосиловой установки разделяют в углекислотной установке с получением газа, содержащего диоксид углерода, и/или жидкости, содержащей диоксид углерода, затем газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, закачивают в залежь.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при разделении отходящих газов энергосиловой установки устанавливают давление газа, содержащего диоксид углерода, и/или давление жидкости, содержащей диоксид углерода, более 0,1 МПа.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, закачивают в залежь по крайней мере через одну нагнетательную скважину и/или по крайней мере через одну добывающую скважину.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до указанного сжигания отделенный от флюида газ смешивают с частью газа, содержащего диоксид углерода, и/или с частью жидкости, содержащей диоксид углерода.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до указанного сжигания используемый в качестве окислителя воздух смешивают с частью газа, содержащего диоксид углерода, и/или с частью жидкости, содержащей диоксид углерода.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в энергосиловой установке вырабатывают механическую энергию, и/или электроэнергию, и/или тепловую энергию.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в залежь закачивают воду.
8. Способ по 1, отличающийся тем, что устанавливают концентрацию диоксида углерода в газе, содержащем диоксид углерода, и/или в жидкости, содержащей диоксид углерода, не менее чем 99,9%.
9. Способ по п. 6, отличающийся тем, что до закачки в залежь нагревают газ, содержащий диоксид углерода, и/или жидкость, содержащую диоксид углерода, при этом для нагрева используют тепловую энергию, выработанную энергосиловой установкой.
10. Способ по п. 6 или 7, отличающийся тем, что до закачки в залежь нагревают воду, при этом для нагрева используют тепловую энергию, выработанную энергосиловой установкой.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до указанного сжигания удаляют из отделенного от флюида газа серосодержащие вещества, и/или твердые частицы, и/или влагу, и/или тяжелые углеводородные газы, и/или жидкие углеводороды, и/или негорючие газы.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до разделения удаляют из отходящих газов энергосиловой установки сажу, и/или твердые частицы, и/или влагу, и/или окислы азота, и/или несгоревшие углеводороды, и/или оксид углерода.
