способ предотвращения загрязнения призабойной зоны скважины на подземном хранилище газа

Формула изобретения

Способ предотвращения загрязнения призабойной зоны скважины на подземном хранилище газа, включающий компремирование газа на дожимной компрессорной станции до необходимого давления закачки, а также утилизацию капельной жидкости, содержащей капли компрессорного масла и газ, перед газораспределительной подстанцией с последующим закачиванием газа в скважину, отличающийся тем, что утилизацию капельной жидкости осуществляют с помощью циклонного цилиндрического сепаратора центробежного типа и блока глубокой химической очистки в виде двух параллельно установленных адсорберов, работающих попеременно по мере замены отработанных адсорбентов, при этом сепаратор и два адсорбера устанавливают на емкости для сбора компрессорного масла.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к подземному хранению газа, в частности к способам предотвращения загрязнения призабойной зоны скважины.

Анализ существующего уровня техники показал следующее.

Известен способ создания подземного хранилища газа (ПХГ), включающий компрессорную закачку газа в пласт (см. патент РФ №2102301 от 29.01.96 г. по кл. B 65 G 5/00, опубл. в ОБ №2,1998 г.).

Недостатком указанного способа является загрязнение призабойной зоны скважины маслом дожимных поршневых компрессоров, потому что отсутствует система механической и химической очистки газового потока после компрессорных станций;

в качестве прототипа взят способ предотвращения загрязнения призабойной зоны скважины на ПХГ, включающий компремирование газа на дожимной компрессорной станции до необходимого давления закачки, а также утилизацию капельной жидкости перед газораспределительной подстанцией (см. К вопросу качества газа, поступающего в газотранспортную систему ООО “Кавказтрансгаз”, авторы: В.М.Демин, Р.А.Гасумов и др. в сб. науч. трудов СевКавНИПИгаз. - Ставрополь - 2002. - вып. 36, с.341).

Недостатком указанного способа является отсутствие конкретной системы очистки газового потока, что неминуемо приведет к загрязнению призабойной зоны скважины маслом дожимных компрессоров и уменьшит приемистость последних. Это в свою очередь сократит объемы закачиваемого газа и отразится поставками некондиционного газа потребителю.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, заключается в следующем:

- исключается загрязнение призабойной зоны скважины ПХГ компрессорным маслом;

- повышается приемистость скважины ПХГ;

- повышается отдача пласта в процессе отбора газа;

- исключаются поставки некондиционного газа потребителю.

Технический результат достигается с помощью известного способа, включающего компремирование газа на дожимной компрессорной станции до необходимого давления закачки, а также утилизацию капельной жидкости, содержащей капли компрессорного масла и газ, перед газораспределительной подстанцией с последующим закачиванием газа в скважину. При этом новизна заявляемого способа заключается в осуществлении утилизации капельной жидкости в виде компрессорного масла с помощью циклонного цилиндрического сепаратора центробежного типа и блока глубокой химической очистки в виде двух адсорберов, работающих переменно по мере замены отработанного адсорбента, которые устанавливают параллельно на емкости для сбора компрессорного масла.

Газовый поток с газового месторождения под собственным давлением поступает в магистральный трубопровод и далее в линейные компрессорные станции и трансформируется до давлений ПХГ. На дожимную компрессорную станцию ПХГ газ поступает с давлением порядка 36 кг/см². После поднятия давления до 105-110 кг/см² подается в скважины.

Очистка газового потока, осуществляемая на компрессорных станциях, является недостаточной, поскольку объем закачиваемого газа, например, на Северо-Ставропольском ПХГ составляет 3400000000 м³ за 6 месяцев. А если учесть определенную замасленность трубопроводов, то вполне объяснимо значительное загрязнение призабойной зоны ряда скважин.

Например, на Северо-Ставропольском ПХГ в 2000 году приемистость по ряду скважин была в несколько раз ниже оптимальной (см. табл.). В скважины №253, №314 за сезон закачки было закачано по 75 млн/м ³ газа при оптимальной приемистости пласта 214-215 млн/м³. Приемистость скважины №174 вообще равна 0.

Такое положение имеет место и на других ПXГ страны.

Более подробно сущность заявляемого технического решения поясняется следующим примером.

Предлагаемая утилизация компрессорного масла из потока закачиваемого газа в скважину ПХГ осуществляется по следующим схемам:

см. фиг.1, на которой изображен общий вид технологического оборудования, его расположение согласно заявляемой технологии, а также см. фиг.2, на которой представлено технологическое оборудование - вид сверху.

Технологическое оборудование состоит из циклонного цилиндрического сепаратора центробежного типа 1, выпускаемого заводом “Волгограднефтемаш” с основными техническими характеристиками:

диаметр наружный, Д_н - 2000 мм,

рабочее давление, Р_раб - 110 кг/см²,

расход газа, Q - 73000 м ³/ч.

К циклонному цилиндрическому сепаратору 1 параллельно подсоединены два адсорбера 2, 3, выпускаемые заводом “Волгограднефтемаш” с основными техническими характеристиками:

диаметр наружный, Д_н - 2000 мм,

площадь фильтрации адсорбера, S_ф - 11 м².

Сепаратор центробежного типа 1 и адсорберы 2, 3 устанавливаются на емкости для сбора компрессорного масла 4. Очищенный газ направляется на газораспределительную подстанцию 5, откуда он подается в скважину 6.

После дожимной компрессорной станции газ поступает на сепаратор центробежного типа 1. Он предназначается для отделения входящего газожидкостного потока от капелек компрессорного масла. Для обеспечения высокоэффективной сепарации и равномерного распределения газового потока по сечению сепаратора 1 применяется тангенциальный ввод потока, при котором под действием центробежной силы газовый поток направляется к стенке сепаратора, капельки масла стекают вниз и далее в емкость для сбора компрессорного масла 4, а очищенный газ выводится и направляется в блок глубокой химической очистки. Вертикальный сепаратор имеет бесспорное преимущество перед сепараторами других типов, т.к. он имеет хороший отток и легко очищается в емкость 4, на которой он смонтирован.

Адсорберы 2, 3 работают переменно по мере замены отработанных адсорбентов. Газ из циклонного сепаратора 1 при открытых задвижках 7 и 8 и закрытых задвижках 9 и 10 направляют в адсорбер 2. При условии срабатывания адсорбентов в адсорбере 2 газ при открытых задвижках 9 и 10 и закрытых 7, 8 направляют в адсорбер 3. В качестве адсорбентов, размещенных в цангах обоих адсорберов, используют активированный уголь марки БАУ-А ОКП 21 6239 01 00 с широким спектром поглощения, а также цеолит или другое молекулярное сито. Адсорбенты обладают широким спектром поглощения минеральных масел. Очищенный газ направляют на газораспределительную подстанцию 5, откуда он подается в скважину 6.

На основании вышеизложенного не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого технического решения, т.е. не выявлены технические решения (установки, технологии), очищающие газ, закачиваемый в скважины ПХГ, от компрессорного масла. Таким образом, заявляемые существенные признаки не следуют явным образом из проанализированного уровня техники, т.е. имеют изобретательский уровень.

Заявляемую технологию с описанным технологическим оборудованием предполагается внедрить на Северо-Ставропольском ПХГ в 2004 - 2005 гг., при этом прогнозируется повышение приемистости скважин ПХГ и отдачи пласта в процессе отбора газа ~ на 15-20%.

Способ предотвращения загрязнений призабойной зоны скважины на подземном хранилище газа представлен в таблице.

Таблица
№ СКВ.	В каком году произошло	Снижение приемистости СКВ. (млн./м3)	После продувки (млн./м3)	ПХГ
1	2	3	4	5
174	2000 г.	О	136	Северо-Ставропольское ПХГ
253	2000 г.	75	214	Северо-Ставропольское ПХГ
314	2000 г.	75	215	Северо-Ставропольское ПХГ
307	2000 г.	60	285	Северо-Ставропольское ПХГ
225	2000 г.	79	190	Северо-Ставропольское ПХГ
349	2000 г.	18	167	Северо-Ставропольское ПХГ
350	2000 г.	36	138	Северо-Ставропольское ПХГ