СИСТЕМА ДЛЯ ЗАКАЧКИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ И УГЛЕВОДОРОДНОГО РАСТВОРИТЕЛЯ

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к разработке месторождений, содержащих тяжелые нефти и/или битумы.
Известна система извлечения углеводородов из нефтегазоносного пласта, включающая нагревание растворителя на поверхности, закачку упомянутого растворителя в пласт, добычу жидкой смеси растворителя и тяжелой нефти (заявка US №2003/0015458, Е21В 43/22, опубл. 23.12.2003).
Недостатком ее является использование в качестве растворителя очищенного пропана, для закачки которого требуется наличие соответствующего высокотехнологичного и высокозатратного оборудования для создания высоких давлений, которые неприемлемы для условий неглубокозалегающих пластов. Все это снижает эффективность системы извлечения углеводородов.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемым результатам к предлагаемому предложению является способ разработки месторождения тяжелой нефти и/или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008 Бюл. №34), в котором используется система для закачки теплоносителя, включающая двухустьевые горизонтальные нагнетательную и добывающую, расположенную ниже в одной вертикальной плоскости, скважины, с соответствующими нагнетательным и выкидным трубопроводами, и парогенератор, сообщенный с нагнетательным трубопроводом.
Недостатком этой системы является низкая эффективность паротеплового воздействия. При использовании теплоносителя без углеводородного растворителя эффективность процесса добычи нефти снижается из-за снижения коэффициента вытеснения нефти в среднем на 25%. При этом увеличиваются расходы на производство пара.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является повышение эффективности паротеплового воздействия и рациональное использование тепла для подогрева растворителя перед закачкой в пласт, сокращение энергетических затрат на производство пара и увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет обеспечения возможности совместной закачки пара и подогретого растворителя.
Поставленная техническая задача решается системой для закачки теплоносителя и углеводородного растворителя, включающей двухустьевые горизонтальные нагнетательную и добывающую, расположенную ниже, в одной вертикальной плоскости, скважины, с соответствующими нагнетательным и выкидным трубопроводами, и парогенератор, сообщенный с нагнетательным трубопроводом.
Новым является то, что система снабжена теплообменником, состоящим из внутренней полости с теплообменными трубками, емкостью для растворителя с дозирующей установкой, сообщенной через теплообменные трубки теплообменника и обратный клапан с нагнетательным трубопроводом, при этом внутренняя полость теплообменника сообщена с выкидным трубопроводом добывающей скважины.
На чертеже представлена принципиальная технологическая схема системы для закачки теплоносителя и углеводородного растворителя. Схема включает нагнетательную 1 и добывающую 2 скважины, вскрывающие продуктивный пласт 3. Скважины пробурены таким образом, что горизонтальная часть 4 нагнетательной скважины 1 находится над горизонтальной частью 5 добывающей скважины 2 в одной вертикальной плоскости на расстоянии не менее 5 м друг от друга, что исключает прорыв пара к добывающей скважине. Стационарный или передвижной парогенератор 6, нагнетательный трубопровод пара 7. Емкость для растворителя 8 может быть представлена автоцистерной. Дозирующая установка для подачи жидкого растворителя (УДР) 9, состоящая из дозировочного насоса, расходомера и устройства для измерения давления (на чертеже не показаны), соединена с трубопроводом растворителя 10, снабженным обратным клапаном 11 и теплообменником 12 с теплообменными трубками 13, внутренняя полость 14 которого связана с выкидным трубопроводом 15 добывающей скважины 2.
Система для совместной закачки теплоносителя и углеводородного растворителя работает следующим образом. В процессе добычи сверхвысоковязкой нефти в нагнетательную скважину 1 по нагнетательному трубопроводу 7 из парогенератора 6 закачивается пар, который, распространяясь вверх, создает увеличивающуюся в размерах паровую камеру в продуктивном пласте 3. По мере нагрева пласта выше минимально необходимой температуры (для высоковязкой нефти и/или битума - 150°С) начинается совместная закачка пара и растворителя, для чего в нагнетательный трубопровод пара 7 через соединенный с ним трубопровод растворителя 10, снабженный обратным клапаном 11, подается расчетный объем жидкого растворителя. При этом растворитель, продвигаясь по выкидному трубопроводу, попадает в теплообменник 12, где он, проходя через теплообменные трубки 13, нагревается за счет тепла добываемой продукции, поступающей во внутреннюю полость 14 теплообменника 12 с выкидного трубопровода 15 добывающей скважины 2. При применении паротеплового воздействия на пласт часть сконденсированного теплоносителя извлекается в виде попутно добываемой воды повышенной температуры (не менее 90°С) в составе добываемой продукции. В целях рационального использования тепла при разработке месторождений тяжелых нефтей и/или битумов нагрев закачиваемого растворителя осуществляется за счет тепла, отдаваемого в теплообменнике 12 добываемой продукцией, поступающей из выкидного трубопровода 15 добывающей скважины 2. Конструкция теплообменника 12 может быть любой, где нагреваемая жидкость проходит по теплообменным трубкам 13, а нагревающая жидкость по внутренней полости 14 теплообменника (например, конструкция "труба в трубе", где внутренняя труба - теплообменные трубки 13, а наружная - полость 14 теплообменника 12). Нагретый жидкий растворитель, поступающий в паропровод 7, практически не снижает температуру закачиваемого пара и за счет теплообмена с паром при смешении сам перейдет в парообразное состояние гораздо быстрее, чем холодный растворитель.
Известно, что наиболее эффективным состоянием для добычи тяжелых нефтей и/или битумов при паротепловом воздействии с применением растворителей является парообразное состояние углеводородного растворителя. При этом увеличивается поверхность контакта растворителя и нефти, а при конденсации растворителя происходит дополнительное выделение тепла, способствующее разогреву тяжелых нефтей и битумов, что ведет к снижению вязкости нефти и увеличению ее подвижности, в результате усиливается приток нефти и/или битума к добывающей скважине. Все это способствует увеличению эффективности паротеплового воздействия совместно с растворителем и, следовательно, увеличению нефтеотдачи пласта за счет обеспечения возможности совместной закачки пара и подогретого растворителя.
Пример конкретного применения.
Пример реализации схемы в НГДУ "Нурлатнефть" представлен ниже. Скважина №233 оборудована стационарным парогенератором, создающим давление пара на выходе 13 атм. с температурой 190°С. Закачка пара ведется в объеме 60 т/сут. Расчетный объем растворителя составляет 9 т/сут с температурой, равной температуре окружающей среды. Растворитель через дозирующую установку поступает в теплообменник, где контактирует с добываемой жидкостью, имеющей температуру 110°С. На выходе из теплообменника растворитель имеет температуру не менее 30°С и через обратный клапан 11 подается в выкидной трубопровод пара с давлением не ниже давления закачиваемого пара. Дебит добывающей скважины по нефти составляет 13 т/сут. После закачки растворителя дебит нефти увеличился до 17 т/сут, а необходимое количество закачиваемого пара снизилось до 50 т/сут. В результате суточный прирост дебита нефти составил 30%, что свидетельствует об увеличении коэффициента вытеснения нефти. Кроме этого, паронефтяное отношение при этом снизилось с 4,9 до 2,9. Паронефтяное отношение является основным критерием экономической эффективности паротеплового воздействия и определяется как отношение количества пара, затраченного на добычу одной тонны нефти. Чем ниже паронефтяное отношение, тем эффективнее процесс паротеплового воздействия, тем меньше энергетические затраты.
Следовательно, система для закачки теплоносителя и углеводородного растворителя способствует повышению эффективности паротеплового воздействия и рациональному использованию тепла для подогрева растворителя перед закачкой в пласт, сокращению энергетических затрат на производство пара и увеличению коэффициента вытеснения нефти за счет обеспечения возможности совместной закачки пара и подогретого растворителя.