СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ В ЕСТЕСТВЕННОМ ЗАЛЕГАНИИ БИТУМОВ ИЛИ ОСОБО ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
METHOD AND DEVICE FOR EXTRACTION OF BITUMEN OR VERY HEAVY OIL IN-SITU

Изобретение относится к способу добычи в естественном залегании битумов или особо тяжелой нефти из близких к поверхности месторождений нефтеносного песка, в котором для уменьшения вязкости битума или особо тяжелой нефти в месторождение вводят тепловую энергию, при этом применяют, по меньшей мере, одну транспортировочную трубу для транспортировки сжиженного битума или особо тяжелой нефти и, по меньшей мере, одну трубу для ввода тепловой энергии, которые проходят обе параллельно. Наряду с этим изобретение относится к устройству для выполнения способа, содержащему, по меньшей мере, одну нагнетательную трубу для ввода в месторождения энергии и, по меньшей мере, одну транспортировочную трубу для транспортировки нефти из месторождения, которые проходят обе в месторождении горизонтально.
В способе добычи в естественном залегании битумов из нефтеносного песка с помощью пара и горизонтальных скважин с помощью способа SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage=гравитационное дренирование с помощью пара) требуются большие количества водяного пара для нагревания битумов. Обычно применяют пар с температурой 250°С и качеством 0,95, т.е. приблизительно перегретый. Хотя этот пар имеет повышенное содержание энергии, выделяются большие количества воды, которые вместе с нефтью снова транспортируются на поверхность земли и там должны обрабатываться со значительными затратами.
При применении пара больше не является практичным применение горизонтальных нагнетательных труб длиннее 1000 м на основании возникающей потери давления, которая зависит, как известно, от длины трубы.
Из US 6257334 B1 известен способ SAGD для добычи особо тяжелой нефти, в котором наряду с указанной парой скважин с лежащими друг над другом трубами имеются дополнительно другие элементы, с помощью которых должно улучшаться нагревание зоны. Наряду с этим из WO 03/054351 А1 известно устройство для электрического нагревания определенных зон, в котором между двумя электродами создается поле, которое нагревает лежащую между ними зону.
Кроме того, из US 2006/015166 A1 известен способ для месторождения тяжелой нефти, в котором для уменьшения вязкости тяжелой нефти предусмотрен инструмент с электродами для трехфазного резистивного нагревания месторождения.
Исходя из этого задачей изобретения является создание способа, в котором не применяют пар с падением давления и соответствующего устройства.
Задача относительно способа решена в рамках пункта 1 формулы с помощью того, что в качестве носителя тепла вместо пара применяют воду и вводят ее в залежь, в залежи воду нагревают и испаряют, испарение воды осуществляют с помощью электрического нагревания, при этом для испарения вводимой в месторождение воды применяют, по меньшей мере, одну проводящую петлю для индуктивной подачи тока, причем проводящая петля образована проводниками, в качестве которых равным образом используют как транспортировочную трубу, так и нагнетательную трубу.
Задача относительно устройства решена в рамках пункта 3 формулы с помощью того, что предусмотрен подключенный к сети электроснабжения преобразователь частоты переменного тока для обеспечения электрической мощности и что имеются электрические проводники, которые снабжаются током от преобразователя частоты переменного тока, при этом проводники образуют в залежи проводящую петлю, причем проводники нанесены на пару из нагнетательной трубы и транспортировочной трубы.
Модификации способа и соответствующего устройства указаны в зависимых пунктах формулы изобретения.
Предметом изобретения является способ, в котором вместо пара в залежь нагнетают воду и лишь в залежи испаряют с помощью электрического нагревания. Для этого можно применять электрическое, т.е. резистивное, нагревание и/или электромагнитное, т.е. индукционное, нагревание.
В частности, признак индукционного нагревания, согласно изобретению, означает, что электромагнитное рассеяние происходит там, где высока электрическая проводимость. Резистивное нагревание также является пригодным. Степень нагревания можно предпочтительно регулировать с помощью измерения давления и/или температуры, в частности в окружении пары скважин или в других местах. Тем самым можно обеспечивать непревышение определенных предельных значений давления и температуры.
Таким образом, согласно изобретению, испарение воды в естественном залегании происходит с помощью электрического нагревания. Особым преимуществом изобретения является исключение дорогостоящих установок, с помощью которых в известном способе SAGD осуществляется освобождение воды от остатков нефти для удаления солей из воды и испарения. Также становятся ненужными дорогие расходные материалы для подготовки воды, такие как фильтры, ионообменники и т.д.
За счет меньшей потери давления воды по сравнению с водяным паром можно выполнять добычу битумов в естественном залегании с помощью значительно более длинных труб, чем до настоящего времени (>1000 м).
Расходов энергии на нагревание и испарение воды, естественно, нельзя избежать, и они приходятся на электростанцию. Однако на основании возможности хорошей передачи электрического тока на большие расстояния можно использовать большие электростанции. Повышенная стоимость электрического тока по сравнению с паром (примерно в два раза) может быть также компенсирована за счет указанной выше экономии.
Вместо полного преобразования процесса с нагнетания пара на нагнетание воды, можно в рамках изобретения переходить на уменьшенное качество пара, или уменьшенное количество пара, или на предварительно нагреваемую воду, и лишь недостающее количество энергии восполнять за счет электрической энергии. В этом случае инвестиционные затраты на бойлер меньшие.
Другое преимущество способа, согласно изобретению, заключается, наконец, в том, что в воду можно добавлять соли с целью повышения проводимости, что обеспечивает хорошее нагревание.
Другие подробности и преимущества изобретения следуют из приведенного ниже описания примеров выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи в соединении с формулой изобретения. При этом на чертежах изображено:
фиг.1 - блок-схема способа для введения пара в залежь нефтеносного песка, согласно уровню техники;
фиг.2 - элементарные блоки залежи в виде месторождения нефтеносного песка, в изометрической проекции;
фиг.3 - блок-схема нового способа, согласно изобретению; а также
фиг.4-6 - разрез залежи с различными расположениями нагнетательных скважин, соответственно, электродов.
На фиг.1 толстой линией Е обозначена поверхность земли, под которой лежит месторождение нефтеносного песка. Обычно под поверхностью земли имеются сначала покрывающие породы, соответственно, покрывающий материал, после которого на заданной глубине находится пласт в виде залежи нефтеносного песка. Залежь имеет высоту, соответственно, толщину h, длину l и заданную ширину w. Тем самым задается элементарная ячейка, которая может многократно повторяться по ширине. Эта зона в качестве части залежи содержит также битум, соответственно, особо тяжелую нефть и называется в последующем коротко залежью. В известном способе SAGD имеются нагнетательная труба 101 для пара и транспортировочная труба 102, которая называется также добычной трубой, которые проходят горизонтально по дну залежи.
На фиг.1 показана блок-схема способа согласно уровню техники. Позицией 1 обозначен блок для удаления солей из воды, после которого расположен парогенератор. Через нагнетательную трубу 101 сначала подают пар вертикально через покрывную поверхность месторождения нефтеносного песка, а, начиная с определенной глубины, т.е. при достижении залежи, подают горизонтально. С помощью пара нагревается окружение нагнетательной трубы 101 и уменьшается вязкость находящихся в нефтеносном песке битумов, соответственно, особо тяжелой нефти. Нефть улавливается транспортировочной трубой 102, которая проходит параллельно нагнетательной трубе 101 и отводится через вертикальную зону через покрывающую породу. Затем в технологической установке 4 осуществляется отделение нефти из сырых битумов и дальнейшая обработка, например флотация или т.п. Имеющаяся вода подается в блок 5 для подготовки воды и затем направляется в блок 1 для удаления солей.
Таким образом, согласно уровню техники, в ходе процесса осуществляется в основном циркуляция с помощью указанных блоков.
На фиг.2 показано месторождение нефтеносного песка, которое имеет длину l и высоту h. Задана ширина w, с помощью которой задается элементарный блок 100 в качестве залежи нефтеносного песка. В блоке проходят, согласно уровню техники, нагнетательная труба 101 и транспортировочная труба 102 параллельно друг над другом в горизонтальном направлении.
На фиг.3 показано месторождение, согласно фиг.1, со способом, соответственно, устройством согласно изобретению. Под поверхностью земли снова имеются проходящие вертикально нагнетательные, соответственно, транспортировочные трубы 101, 102, которые при достижении залежи проходят обе горизонтально. Кроме того, нагнетательная труба 101 и транспортировочная труба 102 выполнены за счет проводящего покрытия в качестве электродов и могут служить тем самым в качестве проводников для электрического/электромагнитного нагревания с целью создания тепла.
В соответствующем устройстве больше нет необходимости в установке для генерирования пара и показанной на фиг.1 установке для удаления солей из воды. Вместо этого имеется соединение с внешней, возможно далеко удаленной электростанцией для обеспечения электрической мощности, и блок 12 для снабжения электрическим током. При необходимости могут иметься также отдельные генераторы. Блок 4 для отделения нефти и блок 5 для подготовки воды могут быть в этом случае выполнены проще, чем в уровне техники, согласно фиг.1.
С помощью новой установки обеспечивается упрощенное выполнение способа. Электрическая энергия предпочтительно подается с электростанции, и в блоке 12 осуществляется с помощью преобразователя частоты переменного тока получение электрической мощности в пригодном виде, в частности в виде тока высокой частоты. Ток высокой частоты подается на проводник тока в залежи, например на электроды 106 или 107, и служит там для создания тепла. При этом, в частности, реализуется индукционное нагревание залежи. Однако при необходимости может осуществляться также резистивное нагревание.
Преимуществом такого выполнения способа является то, что в нагнетательной трубе 101 должна проходить лишь вода. Вода испаряется в естественном залегании, т.е. в проходящей горизонтально зоне вокруг нагнетательной трубы 101, с помощью электромагнитного воздействия, однако при этом пар возникает в горизонтальной зоне вокруг трубы 101. Энергия создаваемого так пара отдается в залежь, так что в транспортировочной трубе 102 обогащается смесь нефтеносного песка и воды. Через транспортировочную трубу 102 она транспортируется, при необходимости, с помощью дополнительного насоса к поверхности земли, где снова подается в установку для отделения воды. Происходит обычная дальнейшая обработка. Остающаяся вода обрабатывается в блоке для подготовки воды и затем снова подается в циркуляционный контур.
По сравнению с подачей водяного пара показанный на фиг.3 способ имеет значительные преимущества. В частности, если исходить из того, что с помощью указанной установки необходимо работать на большой длине 1 в месторождении, то в способе с использованием пара возникали бы значительные проблемы с подачей пара в удаленные зоны. За счет создания пара в естественном залегании эта задача решена неожиданно простым образом.
На фиг.4-6 показаны различные геометрические возможности для реализации нового принципа работы, при этом показан разрез по линии IV-IV на фиг.2. Например, на фиг.4 показаны нагнетательная труба 101 и добычная труба 102, которые расположены на небольшом расстоянии друг от друга, возможно ближе ко дну залежи. При этом залежь ограничена шириной w и высотой h. Длина l в разрезах, согласно фиг.4-6, не видна.
При указанном расположении, согласно фиг.4, нагнетательная труба 101 и добычная труба 102 выполнены сами в качестве электродов. При этом нагревание осуществляется резистивно или индукционно. В указанном участке залежи 100 нефти показанное расположение повторяется многократно и периодически в обе стороны. По сравнению с уровнем техники известная пара горизонтальных труб (так называемая пара скважин) изменена так, что обеспечивается ее использование также в качестве электродов.
1
На фиг.5, исходя из фиг.3, имеется пара скважин из нагнетательной трубы 101 и транспортировочной трубы 102. Дополнительно вблизи пары скважин расположены электроды 105 и 106. Целесообразно ориентировать эти оба электрода на расстоянии d от линии пары скважин по обе стороны и выбирать высоту между нагнетательной трубой 101 и транспортировочной трубой 102.
За счет выполнения горизонтальных труб 105 и 106 в качестве электродов обеспечивается возможность индуктивной подачи тока за счет электрического соединения на концах дополнительного электрода и нагнетательной трубы. При этом ширина залежи составляет, например, 100 м, расстояние от одной пары скважин до другой пары скважин составляет при этом обычно также 100 м, при этом устанавливаются широкие границы и зона между 50 м и 200 м считается пригодной. Горизонтальное расстояние труб 105 и 106 от плоскости пары скважин составляет при этом между 0,5 м и около w/2.
Расположение, показанное на фиг.6, также исходит из фиг.3. В данном случае предусмотрено расположение, при котором для каждой пары скважин имеется точно один дополнительный электрод 107. При этом этот электрод 107 расположен с зазором между двумя соседними парами скважин.
А именно, длина l снова характеризует залежь нефти, которая многократно повторяется в обе стороны от показанного участка. Пара горизонтальных труб, т.е. пара скважин, снова состоит из нагнетательной трубы 101 и добычной трубы 102. Дополнительно имеется горизонтальная труба 107, которая выполнена в качестве электрода.
При выбранном изображении получается повторяющееся расположение, в котором каждый раз снова имеется дополнительный электрод 107'. За счет этого возможна индуктивная подача тока, если концы обеих соответствующих электродных труб электрически соединены друг с другом.
При указанном на фиг.6 расположении получается ширина w залежи, равная, например, 100 м. В соответствии с этим получается расстояние от одной пары скважин до другой пары скважин, при этом целесообразно перекрывается зона от 50 до 200 м. Высота h залежи, т.е. толщина геологического нефтяного слоя, составляет обычно 20-60 м. Горизонтальное расстояние дополнительной трубы до пары скважин обозначено как w/h. Вертикальное расстояние между обоими дополнительными электродами составляет между 0,1 м и 0,9 h. При этом расстояния составляют, например, между 0,1 м и 60 м.
Электроды должны находиться на нижнем конце образуемой паровой камеры, т.е. на нижнем конце залежи. Предпочтительно, имеющиеся там трубы скважин могут служить в качестве электродов. Подача тока в залежь и тем самым нагревание должны предпочтительно осуществляться индукционно. Резистивное нагревание залежи также возможно, однако при этом следует учитывать перегрев электродов.