RU2181429C1

RU2181429C1 - Method of development of hydrocarbon material pool

Info

Publication number: RU2181429C1
Application number: RU2000123635A
Authority: RU
Inventors: А.Л. Западинский
Original assignee: Западинский Алексей Леонидович
Priority date: 2000-09-15
Filing date: 2000-09-15
Publication date: 2002-04-20

Abstract

FIELD: oil-gas producing industry; applicable in development of oil and gas- condensate deposits. SUBSTANCE: gas is separated from fluid supplied from producing wells. All gas or its part is burnt in power plant. In so doing, simultaneously produced are reagent injected into formation, electric power and heat energy. Reagent is cooled, compressed and injected into formation. In this case, temperature of reagent in cooling and after compression is set above temperature of hydrate formation. Water injected into formation may be pumped in, both simultaneously and alternating with regent. Reagent and water are heated with use of energy in power plant. EFFECT: reduced energy consumption in process, increased production rate and oil recovery. 12 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений. The invention relates to the oil and gas industry and can be used, in particular, in the development of oil and gas condensate fields.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, согласно которому вскрывают продуктивный пласт скважинами, осуществляют добычу нефти через добычные скважины, отделяют в сепараторе попутный газ от добываемой нефти и осуществляют разогрев продуктивного пласта для снижения парафинизации призабойных зон добычных скважин и снижения вязкости нефти /см., например, авт. свид. СССР 1629504, кл. Е 21 В 43/24, 1991 г./. There is a method of developing oil fields, according to which the productive formation is opened by wells, oil is produced through production wells, associated gas is separated from the produced oil in the separator and the productive formation is heated to reduce the paraffinization of bottom-hole zones of production wells and lower oil viscosity / see, for example, author testimonial. USSR 1629504, class E 21 B 43/24, 1991 /.

К недостаткам известного способа разработки нефтяных месторождений можно отнести сравнительно низкую эффективность добычных работ. Указанное обстоятельство обусловлено тем фактом, что разогрев продуктивного пласта осуществляют сжиганием нефти при подаче кислородосодержащего агента. Использование для разогрева пласта именно добываемого полезного ископаемого приводит к снижению выхода самого полезного ископаемого из пласта (часть его сгорает). Кроме того, для поддержания горения полезного ископаемого необходима подача кислородосодержащего агента, что приводит к необходимости осуществления дополнительных затрат энергии. The disadvantages of the known method of developing oil fields include the relatively low efficiency of mining operations. This circumstance is due to the fact that the heating of the reservoir is carried out by burning oil with the supply of an oxygen-containing agent. The use of the extracted mineral for heating the formation leads to a decrease in the yield of the most useful mineral from the formation (part of it burns out). In addition, to maintain the combustion of a mineral, an oxygen-containing agent is necessary, which leads to the need for additional energy costs.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ добычи нефти с использованием попутного газа, при котором добытый из скважины флюид разделяют в сепараторе на нефть, газ и воду, получают с использованием высокотемпературного реактора пар и путем расщепления смеси метана и пара - водород, часть пара закачивают в нефтяное месторождение, а другую его часть подают в тепловую турбину, которая приводит в действие электрический генератор /см. авт. свид. 1729300, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.4.92 г./. The closest in technical essence and the achieved result is a method of oil production using associated gas, in which the fluid extracted from the well is separated in a separator into oil, gas and water, obtained using a high-temperature steam reactor and by splitting a mixture of methane and steam - hydrogen, part steam is pumped into the oil field, and the other part is fed into a heat turbine, which drives an electric generator / cm. author testimonial. 1729300, cl. E 21 B 43/24, publ. 23.4.92 g. /.

К недостаткам данного способа можно отнести значительные затраты топливно-энергетических ресурсов в высокотемпературном реакторе для получения пара и расщепления смеси пара и метана, что приводит к повышению энергоемкости добычи нефти. The disadvantages of this method include the significant cost of fuel and energy resources in a high-temperature reactor to produce steam and splitting the mixture of steam and methane, which leads to an increase in the energy intensity of oil production.

Изобретение направлено на снижение энергоемкости процесса, увеличение дебита и нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (соответственно углеводородоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений), снижение отрицательных экологических последствий процесса разработки месторождений углеводородного сырья. The invention is aimed at reducing the energy intensity of the process, increasing the flow rate and oil recovery in the development of oil fields (respectively, hydrocarbon recovery in the development of gas condensate fields), reducing the negative environmental consequences of the process of developing hydrocarbon deposits.

Технический результат достигается за счет одновременного получения нагнетаемого в пласт реагента, электроэнергии и тепловой энергии при сжигании всего газа или его части в энергосиловой установке, охлаждения реагента, его сжатия и нагнетания в пласт, установления температуры реагента выше температуры гидратообразования, нагнетания в пласт воды, ее нагрева, закачки воды одновременно или поочередно с реагентом, нагрева реагента, доведения его состава до требуемого путем снижения процентного содержания азота, использования полученной в энергосиловой установке энергии для нагрева реагента и воды. The technical result is achieved by simultaneously receiving the reagent injected into the formation, electricity and thermal energy when burning all or part of the gas in a power plant, cooling the reagent, compressing and injecting it into the formation, setting the reagent temperature above the hydrate formation temperature, injecting water into the formation, its heating, pumping water at the same time or in turn with the reagent, heating the reagent, bringing its composition to the required by reducing the percentage of nitrogen, the use obtained in energy power plant for heating reagent and water.

Принципиальная схема предлагаемого способа приведена на чертеже. Способ осуществляется следующим образом. Продукция добычных скважин 1 (при разработке нефтяных залежей это флюид, содержащий нефть, воду, газ, а при разработке газоконденсатных залежей это флюид, содержащий конденсат, воду, газ) поступает в сепаратор 2, где происходит ее разделение, в том числе, отделение газа (содержащего прежде всего углеводородные компоненты) от жидкой фазы. Далее весь газ (или часть полученного в сепараторе 2 газа) направляют для сжигания в энергосиловую установку 4. Также при необходимости газ до сжигания может проходить через комплекс устройств 3, в которых производится его подготовка для сжигания в энергосиловой установке 4. В комплексе устройств 3 обеспечивается снижение концентраций содержащихся в газе серы, механических примесей, влаги, тяжелых углеводородов и других компонентов до значений, соответствующих требованиям, которые предъявляются к составу газов, предназначенных для сжигания в энергосиловой установке 4. Также в комплексе устройств 3 при значительных объемах реагента в газе осуществляется его регенерация с последующим поступлением реагента в отделитель 9 и при необходимости обеспечивается равномерное поступление газа в энергосиловую установку 4. Энергосиловая установка 4 может быть выполнена, например, в виде газового двигателя (газовой турбины, парогенератора с паровой турбиной, газодизеля, парогазотурбинной установки или тому подобного) и электрического генератора, валы которых механически связаны между собой с помощью механической передачи, муфты или иным образом. При этом энергосиловая установка 4 имеет систему охлаждения и может подсоединяться к котлу-утилизатору 7. Тепловая энергия, полученная в энергосиловой установке, передается теплоносителям или теплоносителю (например, воде или реагенту после его сжатия) при прохождении теплоносителя через теплообменник 6, обеспечивающий передачу тепла от системы охлаждения, и котел-утилизатор 7 и далее передается для использования. Также энергосиловая установка 4 может оснащаться системой, обеспечивающей регулирование ее режимов работы при изменении состава и(или) количества поступающего для сжигания в энергосиловую установку 4 газа. Вырабатываемая энергосиловой установкой 4 электроэнергия используется для питания нефтепромыслового оборудования, генерирования энергии в сеть и, если это необходимо, для дополнительного нагрева в электрических нагревателях 11, 13 воды и реагента. A schematic diagram of the proposed method is shown in the drawing. The method is as follows. Production of production wells 1 (in the development of oil deposits it is a fluid containing oil, water, gas, and in the development of gas condensate deposits it is a fluid containing condensate, water, gas) enters the separator 2, where it is separated, including gas separation (containing primarily hydrocarbon components) from the liquid phase. Further, all gas (or part of the gas obtained in separator 2) is sent for combustion to the power plant 4. Also, if necessary, the gas can be passed through a complex of devices 3 before combustion, in which it is prepared for combustion in a power plant 4. The complex of devices 3 provides reduction of concentrations of sulfur, mechanical impurities, moisture, heavy hydrocarbons and other components contained in the gas to values that meet the requirements for the composition of gases intended for burning in a power plant 4. Also, in the complex of devices 3, at significant volumes of the reagent in the gas, it is regenerated with the subsequent reagent entering into the separator 9 and, if necessary, a uniform gas supply to the power plant 4. The power plant 4 can be performed, for example, in the form a gas engine (gas turbine, steam generator with a steam turbine, gas diesel, steam and gas turbine installation or the like) and an electric generator whose shafts are mechanically connected between using a mechanical transmission, clutch or otherwise. In this case, the power plant 4 has a cooling system and can be connected to the recovery boiler 7. The heat energy received in the power plant is transferred to the heat carriers or heat carrier (for example, water or reagent after its compression) when the heat carrier passes through the heat exchanger 6, which transfers heat from cooling systems, and the waste heat boiler 7 onwards is transferred for use. Also, the power plant 4 can be equipped with a system that provides control of its operating modes when changing the composition and (or) the amount of gas supplied for combustion to the power plant 4. The electricity generated by the power plant 4 is used to power the oilfield equipment, generate energy in the network and, if necessary, for additional heating in the electric heaters 11, 13 of water and reagent.

Газы, образующиеся в энергосиловой установке 4 при сжигании полученных в сепараторе 2 газов, содержат порядка 85-87% азота и двуокиси углерода (остальная часть - влага; инертные газы; составляющие вызывающие коррозию). Азот и двуокись углерода при закачке в нефтяной пласт при определенных геолого-физических характеристиках месторождения позволяют осуществить высокоэффективное смешивающееся вытеснение нефти. При этом воздействие двуокиси углерода на залежь позволяет увеличить дебит нефти и нефтеотдачу и в других условиях, так как при растворении двуокиси углерода в нефти снижается ее вязкость, увеличивается объем, уменьшается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, улучшается отмыв пленочной и подвижность капельной нефти, увеличивается количество капилярно вытесненной нефти, улучшается проницаемость коллекторов, увеличивается приемистость нагнетательных скважин /см., например, Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев В.Г. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. М., Недра, 1976, с.25-56, с. 97-98/. Также при закачке азота и двуокиси углерода в газоконденсатную залежь, кроме повышения пластового давления, благодаря тому, что двуокись углерода растворяется в конденсате, выпавшем в пласте, увеличивается объем конденсата. В связи с этим газы, образующиеся в энергосиловой установке 4 при сжигании полученных в сепараторе 2 газов, являются эффективным реагентом для воздействия на залежь углеводородного сырья. Далее реагент, полученный при сжигании газов в энергосиловой установке 4, охлаждают - на выходе энергосиловой установки реагент имеет температуру порядка 350-400^oС. Это может быть реализовано, например, с помощью котла-утилизатора 7 (холодильника с естественным охлаждением, экономайзера, или в отводящих реагент от энергосиловой установки трубопроводах, или других устройствах), в котором реагент отдает тепло. При охлаждении реагента в котле-утилизаторе 7 реагент передает тепло другим теплоносителям (например, перед поступлением в распределительные пункты 12 и 14 реагенту и воде, или только одному из них). Также при снижении температуры реагента в нем уменьшается содержание влаги, которая конденсируется. Причем при охлаждении реагента его температуру устанавливают выше температуры гидратообразования. После котла-утилизатора 7 (или другого устройства для охлаждения реагента) при необходимости реагент подвергается очистке в газоочистителе 8, в котором снижается процентное содержание вызывающих коррозию составляющих (кислорода, окислов азота и других), механических примесей и влаги. Далее при необходимости реагент поступает в отделитель 9, где в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки могут производить доведение реагента до требуемого состава путем снижения процентного содержания азота в реагенте. При этом, если геолого-физическая характеристика месторождения такова, что, например, обеспечивается смешивающееся вытеснение нефти азотом (или по другим причинам, в частности, при необходимости повышения пластового давления путем закачки азота), снижение процентного содержания азота в реагенте не производится. Затем реагент сжимают, например, в компрессоре 10. Если температура реагента выше температуры гидратообразования и удовлетворяет требованиям, вытекающим из геолого-физической характеристики месторождения, стадии его разработки, то реагент поступает в распределительный пункт 12. Если температура реагента выше необходимой (по условиям разработки месторождения), то для охлаждения реагента до требуемой температуры на выходе компрессора 10 устанавливается холодильник, или реагент охлаждается до необходимой температуры в трубопроводах (или иным образом) до поступления в нагнетательные скважины 15 или добычные 1. При этом температуру реагента устанавливают выше температуры гидратообразования. В том случае, если температура реагента после сжатия ниже температуры гидратообразования или необходимо повысить температуру реагента, исходя из геолого-физической характеристики месторождения, то после сжатия в компрессоре 10 реагент поступает в теплообменник 6 и котел-утилизатор 7. В них, исходя из геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки устанавливается температура реагента. При этом учитывается то, что при нагнетании реагента не должно образовываться гидратов, соответственно температуру реагента после сжатия устанавливают выше температуры гидратообразования. Дополнительно реагент может нагреваться в электрическом нагревателе 11. В зависимости от конструктивного исполнения, значений температуры и давления нагнетания последовательность и схема прохождения реагента через теплообменник 6 и котел-утилизатор 7 может быть иной.The gases generated in the power plant 4 during the combustion of the gases obtained in the separator 2 contain about 85-87% nitrogen and carbon dioxide (the rest is moisture; inert gases; components that cause corrosion). Nitrogen and carbon dioxide when injected into the oil reservoir with certain geological and physical characteristics of the field allow for highly efficient miscible displacement of oil. At the same time, the effect of carbon dioxide on the reservoir makes it possible to increase oil production and oil recovery in other conditions, since when carbon dioxide is dissolved in oil, its viscosity decreases, volume increases, surface tension at the oil-water interface decreases, film washing and drip oil mobility improve, the number of capillary displaced oil increases, the permeability of reservoirs improves, the injectivity of injection wells increases / see, for example, Babalyan G.A., Tumasyan A.B., Panteleev V.G. The use of carbonated water to increase oil recovery. M., Nedra, 1976, p. 25-56, p. 97-98 /. Also, when nitrogen and carbon dioxide are injected into the gas condensate reservoir, in addition to increasing the reservoir pressure, due to the fact that carbon dioxide dissolves in the condensate deposited in the reservoir, the volume of condensate increases. In this regard, the gases generated in the power plant 4 during the combustion of the gases obtained in the separator 2 are an effective reagent for affecting the hydrocarbon reservoir. Next, the reagent obtained by burning gases in the power plant 4 is cooled - at the outlet of the power plant the reagent has a temperature of about 350-400 ^o C. This can be realized, for example, using a waste heat boiler 7 (freezer, economizer, or in pipelines that drain the reagent from the power plant, or other devices), in which the reagent gives off heat. When the reagent is cooled in the recovery boiler 7, the reagent transfers heat to other heat carriers (for example, before entering the distribution points 12 and 14 to the reagent and water, or only to one of them). Also, with a decrease in the temperature of the reagent, the moisture content that condenses decreases in it. Moreover, when the reagent is cooled, its temperature is set higher than the hydrate formation temperature. After the recovery boiler 7 (or another device for cooling the reagent), if necessary, the reagent is cleaned in a gas scrubber 8, in which the percentage of corrosive components (oxygen, nitrogen oxides and others), mechanical impurities and moisture is reduced. Then, if necessary, the reagent enters the separator 9, where, depending on the geological and physical characteristics of the field and the stage of its development, they can bring the reagent to the desired composition by reducing the percentage of nitrogen in the reagent. Moreover, if the geological and physical characteristics of the field are such that, for example, a miscible displacement of oil by nitrogen is ensured (or for other reasons, in particular, if it is necessary to increase reservoir pressure by injecting nitrogen), the percentage of nitrogen in the reagent is not reduced. Then, the reagent is compressed, for example, in compressor 10. If the reagent temperature is higher than the hydrate formation temperature and meets the requirements arising from the geological and physical characteristics of the field, the stage of its development, then the reagent enters distribution point 12. If the reagent temperature is higher than necessary (according to the conditions of the field development ), then to cool the reagent to the required temperature at the outlet of the compressor 10, a refrigerator is installed, or the reagent is cooled to the required temperature in the pipelines (or nym manner) prior to entry into the injection wells 15, or extracting reagent 1. This temperature is set higher than the hydrate formation temperature. In the event that the temperature of the reagent after compression is lower than the hydrate formation temperature or if it is necessary to increase the temperature of the reagent based on the geological and physical characteristics of the field, then after compression in the compressor 10 the reagent enters the heat exchanger 6 and the recovery boiler 7. In them, based on the geological the physical characteristics of the field and the stage of its development, the temperature of the reagent is set. In this case, it is taken into account that hydrates should not form during injection of the reagent; accordingly, the temperature of the reagent after compression is set above the hydrate formation temperature. Additionally, the reagent can be heated in an electric heater 11. Depending on the design, the temperature and discharge pressure, the sequence and pattern of passage of the reagent through the heat exchanger 6 and the waste heat boiler 7 may be different.

Имеющий необходимую температуру и находящийся под давлением реагент поступает в распределительный пункт 12. Из распределительного пункта 12 реагент поступает в нагнетательные скважины 15. Также в нагнетательные скважины 15 может нагнетаться вода. В этом случае реагент может нагнетаться как одновременно с водой (в одну нагнетательную скважину или группу нагнетательных скважин), так и поочередно с водой. Циклы, состоящие из нагнетания реагента и нагнетания воды, могут повторяться. Также при необходимости реагент может из распределительных пунктов 12 направляться в добычные скважины 1 для обработки их призабойных зон. The reagent having the required temperature and under pressure enters the distribution point 12. From the distribution point 12, the reagent enters the injection wells 15. Water can also be injected into the injection wells 15. In this case, the reagent can be injected both simultaneously with water (into one injection well or a group of injection wells), and alternately with water. Cycles consisting of reagent injection and water injection can be repeated. Also, if necessary, the reagent can be sent from distribution points 12 to production wells 1 for processing their bottom-hole zones.

Предназначенная для нагнетания в пласт вода проходит водоподготовку в устройстве 5, после этого вода поступает в насосы 16 и далее в распределительный пункт 14 и нагнетательные скважины 15. В том случае, если, исходя из геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки, необходимо повысить температуру воды, вода после водоподготовки в устройстве 5 нагревается в теплообменнике 6 от системы охлаждения энергосиловой установки 4. Далее воду могут нагревать в котле-утилизаторе 7. Дополнительно вода может нагреваться в электрическом нагревателе 13. Нагнетание воды осуществляется насосами 16. В зависимости от конструктивного исполнения, значений температуры и давления нагнетания последовательность и схема прохождения воды через теплообменник 6, котел-утилизатор 7 и насосы 16 может быть иной. Имеющая требуемую температуру вода под давлением поступает в распределительный пункт 14 и далее в нагнетательные скважины 15. Причем вода может нагнетаться, как в одну скважину или группу скважин одновременно с реагентом (в частности, со смешением воды и реагента непосредственно на забое скважины и призабойном пространстве пласта), так и поочередно с реагентом. Для распределения реагента и воды по нагнетательным скважинам 15 предусматриваются распределительные пункты 12 и 14. The water intended for injection into the formation undergoes water treatment in the device 5, after which the water enters the pumps 16 and then to the distribution point 14 and injection wells 15. In the event that, based on the geological and physical characteristics of the field and the stage of its development, it is necessary to increase water temperature, the water after water treatment in the device 5 is heated in the heat exchanger 6 from the cooling system of the power plant 4. Next, the water can be heated in a waste heat boiler 7. Additionally, the water can be heated in an electric a water heater 13. Water is pumped by pumps 16. Depending on the design, the temperature and pressure, the sequence and pattern of the passage of water through the heat exchanger 6, the waste heat boiler 7 and pumps 16 may be different. The water at the required temperature under pressure enters the distribution point 14 and then into the injection wells 15. Moreover, the water can be pumped into one well or a group of wells simultaneously with the reagent (in particular, by mixing water and reagent directly on the bottom of the well and the bottom hole of the formation ), and alternately with the reagent. To distribute the reagent and water to the injection wells 15, distribution points 12 and 14 are provided.

Пример. Часовой расход углеводородного газа - 300 нм³/час, низшая теплота сгорания газа Q_н=36 МДж/м³, массовое процентное содержание углерода (в связанном виде) в газе С_р=75%. Для данных условий выход реагента (смесь азота и двуокиси углерода) составит V_p≈2550 нм³/час (в том числе, более 11% СО₂), электрическая мощность на выходе энергосиловой установки (при кпд, равном 33%) составит Р=990 кВт, после получения тепловой энергии в энергосиловой установке и передачи ее (с учетом потерь) реагенту (например, реагент нагревается с 20^oС до 60^оС в количестве 2550 м³/час) и воде (например, вода нагревается с 20^oС до 80^oС в количестве 20,28 т/час) переданное закачиваемым в нефтяной пласт реагенту и воде количество тепла составит Q≈1,25 Гкал/час.Example. The hourly consumption of hydrocarbon gas is 300 nm ³ / hour, the net calorific value of gas Q _n = 36 MJ / m ³ , the mass percentage of carbon (in bound form) in the gas is C _p = 75%. For these conditions, the output of the reagent (a mixture of nitrogen and carbon dioxide) will be V _p ≈2550 nm ³ / hour (including more than 11% CO ₂ ), the electric power at the output of the power plant (with an efficiency of 33%) will be P = 990 kW, after receiving thermal energy in a power plant and transferring it (taking into account losses) to a reagent (for example, the reagent is heated from 20 ^o С to 60 ^о С in the amount of 2550 m ³ / h) and water (for example, water is heated from 20 ^o C to 80 ^o C in an amount of 20.28 t / h) the amount of heat transferred to the reagent and water injected into the oil reservoir will be Q≈1.25 Gcal / hour.

Механизм воздействия на нефтяную залежь заключается в следующем. В условиях, когда в реагенте не производится снижение процентного содержания азота, осуществляется или смешивающееся вытеснение нефти (при определенной геолого-физической характеристике месторождения), или входящий в состав нагнетаемого в пласт реагента азот повышает пластовое давление, а указанное выше воздействие, обеспечивающее изменение свойств нефти оказывает содержащееся в реагенте двуокись углерода. Если смешивающееся вытеснение нефти (с исходным содержанием азота в реагенте) в пластовых условиях не реализуется (например, из-за более низких пластовых давлений), то для его реализации в отделителе 9 может производиться снижение процентного содержания азота в реагенте (при одинаковых условиях давление насыщения нефти двуокисью углерода ниже, чем азотом /см., например, Петерсен А. Эксперименты по вытеснению нефти с применением N₂ и СО₂. Инженер-Нефтяник, 1978, 11, с.22-23/ до значений, при которых достигается смешивающееся вытеснение. В условиях, когда смешивающееся вытеснение не может быть реализовано и осуществляется несмешивающееся вытеснение, и при этом имеют место прорыва значительных объемов азота к добычным скважинам 1, тогда в отделителе 9 также может производиться снижение процентного содержания азота в реагенте. Также для более эффективного воздействия на вытесняемую нефть возможно повысить концентрацию и увеличить количество реагента на фронте вытеснения и уменьшить его концентрацию в воде, находящейся в призабойном пространстве нагнетательной скважины и обводненной части пласта. Для этого в теплообменнике 6 и котле-утилизаторе 7 (также в электрических нагревателях 11 и 13) может производиться нагрев закачиваемых в пласт реагента и(или) воды. Так как нагнетаемый в пласт реагент сначала перемещается по обводненной части пласта, то соответственно часть реагента растворяется в воде и не поступает на фронт вытеснения. При повышении температуры растворимость в воде реагента, содержащего азот и двуокись углерода, снижается и соответственно повышается количество реагента, поступающего непосредственно на фронт вытеснения. Например, в зависимости от давления растворимость азота и двуокиси углерода при повышении температуры на 50^oС снижается соответственно в 1,3-1,5 раза и в 2,4-2,5 раза /см., например, Справочник химика, т. 3, М.-Л., Химия, 1965, с. 316-318/. В дополнение к повышению концентрации и увеличению количества реагента, поступающего на фронт вытеснения, при нагреве нагнетаемых реагента и воды положительно влияет на увеличение дебита и нефтеотдачу тепловое воздействие на пласт, оказываемое нагретыми реагентом и водой. Таким образом, значения давления нагнетания (насосами 16 и компрессором 10) и температуры воды и реагента, а также состав реагента (процентное соотношение двуокиси углерода и азота) могут выбираться в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки. Механизм воздействия на газоконденсатную залежь основан на поддержании пластового давления при закачке реагента (а в некоторых случаях и воды) и растворимости содержащейся в реагенте двуокиси углерода в конденсате, выпавшем в пласте. При растворении двуокиси углерода в конденсате, выпавшем в пласте, увеличивается его объем. Происходит повышение насыщенности жидкой фазой порового пространства и соответственно появляются условия, способствующие движению конденсата по пласту и жидкой фазе.The mechanism of action on the oil reservoir is as follows. Under conditions when the percentage of nitrogen is not reduced in the reagent, either a miscible oil displacement is carried out (with a certain geological and physical characteristics of the field), or nitrogen included in the composition of the injected reagent increases the reservoir pressure, and the above effect, providing a change in the properties of the oil renders carbon dioxide contained in the reagent. If a miscible displacement of oil (with the initial nitrogen content in the reagent) is not realized in the reservoir conditions (for example, due to lower reservoir pressures), then for its implementation in the separator 9, the percentage of nitrogen in the reagent can be reduced (under the same conditions, the saturation pressure carbon dioxide is lower than nitrogen / see, for example, Petersen A. Experiments on oil displacement using N ₂ and CO _2. Neftyanik Engineer, 1978, 11, p.22-23 / to values at which miscible displacement is achieved . In conditions, when a miscible displacement cannot be realized and immiscible displacement is carried out, and at the same time significant amounts of nitrogen break through to production wells 1, then the percentage of nitrogen in the reagent can also be reduced in separator 9. It is also possible to increase the effect on the displaced oil more effectively concentration and increase the amount of reagent at the displacement front and reduce its concentration in the water located in the bottomhole of the injection well and watered the second part of the reservoir. To do this, in the heat exchanger 6 and the waste heat boiler 7 (also in electric heaters 11 and 13), the reagent and (or) water injected into the formation can be heated. Since the reagent injected into the formation first moves along the flooded part of the formation, accordingly, part of the reagent dissolves in water and does not enter the displacement front. With increasing temperature, the solubility in water of a reagent containing nitrogen and carbon dioxide decreases and, accordingly, the amount of reagent entering directly to the displacement front increases. For example, depending on the pressure, the solubility of nitrogen and carbon dioxide with a temperature increase of 50 ^o C decreases by 1.3-1.5 times and 2.4-2.5 times / cm, respectively, for example, the Handbook of a chemist, t. 3, M.-L., Chemistry, 1965, p. 316-318 /. In addition to increasing the concentration and increasing the amount of reagent entering the displacement front, when the injected reagent and water are heated, the thermal effect on the formation exerted by the heated reagent and water has a positive effect on increasing the flow rate and oil recovery. Thus, the values of the injection pressure (pumps 16 and compressor 10) and the temperature of the water and the reagent, as well as the composition of the reagent (percentage of carbon dioxide and nitrogen) can be selected depending on the geological and physical characteristics of the field and the stage of its development. The mechanism of action on the gas condensate reservoir is based on maintaining the reservoir pressure during injection of the reagent (and in some cases, water) and the solubility of the carbon dioxide in the reagent in the condensate deposited in the reservoir. When carbon dioxide is dissolved in the condensate deposited in the formation, its volume increases. There is an increase in the saturation of the pore space with the liquid phase and, accordingly, conditions appear that facilitate the movement of condensate through the reservoir and the liquid phase.

Также предлагаемый способ позволяет снизить отрицательные экологические последствия разработки залежей углеводородного сырья - закачка двуокиси углерода, содержащейся в полученном реагенте, осуществляется в пласт. Also, the proposed method allows to reduce the negative environmental consequences of the development of hydrocarbon deposits - the injection of carbon dioxide contained in the resulting reagent is carried out in the reservoir.

Claims

1. Способ разработки залежи углеводородного сырья, включающий отделение газа от поступающего из добычных скважин флюида и воздействие реагента на залежь, отличающийся тем, что, весь газ или его часть сжигают в энергосиловой установке, при этом нагнетаемый в пласт реагент, электроэнергию и тепловую энергию вырабатывают одновременно, реагент охлаждают, после чего реагент сжимают и нагнетают в пласт, причем температуру реагента при охлаждении и после сжатия устанавливают выше температуры гидратообразования. 1. A method of developing a hydrocarbon reservoir, including separating gas from the fluid coming from production wells and exposing the reagent to a reservoir, characterized in that all or part of the gas is burnt in a power plant, while the reagent injected into the formation generates electricity and heat at the same time, the reagent is cooled, after which the reagent is compressed and injected into the reservoir, and the temperature of the reagent is set higher than the hydrate temperature during cooling and after compression.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в пласт через нагнетательные скважины осуществляют закачку воды, при этом реагент и вода могут закачиваться в нагнетательные скважины, как одновременно, так и поочередно. 2. The method according to p. 1, characterized in that water is injected into the formation through injection wells, while the reagent and water can be injected into injection wells, both simultaneously and alternately.

3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что нагнетаемую в пласт воду нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке энергии. 3. The method according to PP. 1 and 2, characterized in that the water injected into the reservoir is heated using the energy obtained in the power plant.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нагнетаемый в пласт реагент нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке энергии. 4. The method according to p. 1, characterized in that the reagent injected into the reservoir is heated using the energy obtained in the power plant.

5. Способ по пп. 1-4, отличающийся тем, что давление нагнетания, температуру воды и реагента, а также состав реагента устанавливают в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и от стадии его разработки. 5. The method according to PP. 1-4, characterized in that the discharge pressure, the temperature of the water and the reagent, as well as the composition of the reagent are set depending on the geological and physical characteristics of the field and on the stage of its development.

6. Способ по пп. 1 и 5, отличающийся тем, что до сжатия реагента доведение его до требуемого состава производят путем снижения в реагенте процентного содержания азота. 6. The method according to PP. 1 and 5, characterized in that prior to compression of the reagent, bringing it to the desired composition is carried out by reducing the percentage of nitrogen in the reagent.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед сжиганием газа в энергосиловой установке производят снижение в нем процентного содержания вызывающих коррозию составляющих. 7. The method according to p. 1, characterized in that before burning gas in a power plant, a reduction in the percentage of corrosive components is produced in it.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что реагент может использоваться для закачки, как в нагнетательные скважины, так и в добычные скважины. 8. The method according to p. 1, characterized in that the reagent can be used for injection, both in injection wells and in production wells.

9. Способ по пп. 1 и 4, отличающийся тем, что после сжатия реагент нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой энергии. 9. The method according to PP. 1 and 4, characterized in that after compression the reagent is heated using the heat energy obtained in a power plant.

10. Способ по пп. 1-3, отличающийся тем, что нагнетаемую в пласт воду нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой энергии. 10. The method according to PP. 1-3, characterized in that the water injected into the reservoir is heated using the heat energy obtained in the power plant.

11. Способ по пп. 1,2,3,4,9,10, отличающийся тем, что до сжатия реагент охлаждают в котле-утилизаторе, при этом отдаваемую реагентом тепловую энергию используют для нагрева реагента и воды перед поступлением их в распределительные пункты, причем нагрев реагента и воды может производиться как одновременно, так и раздельно. 11. The method according to PP. 1,2,3,4,9,10, characterized in that before compression, the reagent is cooled in a recovery boiler, while the heat energy provided by the reagent is used to heat the reagent and water before they enter the distribution points, and the reagent and water can be heated be produced both simultaneously and separately.

12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до сжатия реагента в нем снижают процентное содержание вызывающих коррозию составляющих и влаги. 12. The method according to p. 1, characterized in that before the compression of the reagent in it, the percentage of the components causing corrosion and moisture is reduced.