СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ
OIL PRODUCTION METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи высоковязкой нефти посредством теплового воздействия на залегающие нефтяные пласты при подаче в них рабочего вещества.
Известен паросиловой способ добычи тяжелой нефти из скважин напорным и заборным трубопроводами, в котором на входе в напорный трубопровод к нефтеносному слою подают под давлением рабочее вещество - водяной пар и извлекают из заборного трубопровода нефть (патент РФ №2117756, 1998 г.).
Недостатком способа является снижение темпа нагнетания пара при его закачке в нагнетательные скважины, заметная продолжительность периода закачки пара, в течение которого отбор нефти из пласта не ведут. Снижение темпа нагнетания пара приводит к снижению темпа прогрева нефтяных пластов и, соответственно, к увеличению сроков его разработки. Генерация пара на поверхности земли приводит к значительной конденсации его по длине напорного трубопровода, по крайней мере, на начальном этапе его подачи, к снижению интенсивности разогрева нефтяных пластов.
В этом плане перенесение процесса генерации пара на конец напорного трубопровода, непосредственно расположенного в зоне залегания нефтяных пластов, было бы более эффективным.
Известен "Гравитационный паросиловой способ добычи нефти" с использованием напорного и заборного трубопровода, при котором по напорному трубопроводу в нефтеносный слой вводят рабочее вещество под давлением, выше давления в нефтеносном слое, и через заборный трубопровод извлекают на поверхность нефть. Способ может быть использован для добычи высоковязкой нефти (патент РФ №2245999, 1998 г.).
кип
5
Важным признаком данного способа является то, что испарение рабочего вещества происходит на выходе из напорного трубопровода. Однако для этого в качестве рабочего вещества используется легкокипящая жидкость, в частности аммиак, имеющий низкую температуру кипения Т=-33°С (при давлении 10 Па). В данном техническом решении легкокипящую жидкость подают в напорный трубопровод под давлением, достаточным для ее диспергирования на мельчайшие капли и создания пены из пузырьков легкокипящей жидкости и нефти. Образующуюся пену из пласта подают в заборный трубопровод и извлекают на поверхность в виде смеси пара легкокипящей жидкости и нефти. Затем смесь сепарируют, собирают нефть, а пар легкокипящей жидкости конденсируют для повторного использования в скважине. В данном техническом решении используется эффект испарения легкокипящей жидкости, в частности аммиака, который впрыскивается в парообразном состоянии в нефтеносный слой.
Однако это техническое решение имеет определенные недостатки. Во-первых, добыча нефти здесь связана с использованием аммиака, то есть рабочей среды, отличающейся сложностями в эксплуатации (в том числе связанными с техникой безопасности, с защитой окружающей среды и др.). Во-вторых, хотя здесь и используется эффект испарения рабочего вещества с последующим впрыском его в парообразном состоянии в нефтеносный слой, но никакого разогрева залегающих пластов нефти и размягчения этих слоев при этом не осуществляется. Более того, при впрыске аммиака в нефтяной пласт происходит охлаждение нефти (см. описание к патенту), то есть фактически она становится еще более вязкой.
Технический результат достигается посредством образования пены, в которой объемная доля аммиака превосходит объем добываемой нефти. При этом после поднятия пены на поверхность земли используются процедуры сепарирования смеси, сбора аммиака и его конденсации, последующего направления жидкого аммиака в напорный трубопровод. То есть при данном способе добычи нефти необходимо использовать целый набор достаточно сложных технических средств (в том числе холодильный агрегат, компрессор, сепаратор).
Для повышения нефтеотдачи предлагается использовать тепловой метод воздействия на нефтяные пласты. При этом производится нагнетание в эти пласты подогретого и подаваемого под давлением теплоносителя, в том числе горячей воды (Конференция ИВТ СО РАН, Алматы, Казахстан, 6-10 октября 2004 г., Орунханов М.К., Каримов А.К., Зулкарнаева Д.Е., Талжанов Д.Е. "Исследование энергетического состояния нефтяного пласта при различной технологии закачки горячей воды". Казахский Национальный Университет имени аль-Фараби, Алматы - прототип).
Этот способ также нелишен недостатков. При закачке горячей воды в нефтяные пласты разогревание этих пластов (и, соответственно, их размягчение) производится за счет отбора тепла от теплоносителя (воды). Эффективность нагревания нефтяных пластов ограничивается величинами теплоемкости теплоносителя и температурой его подачи. Энергия же тепловой конденсации рабочего вещества в паровой фазе, то есть энергия фазового перехода "вода-пар", в данном случае не используется.
Целью настоящего изобретений является повышение эффективности разработки высоковязких нефтяных слоев путем более интенсивного их разогрева за счет генерации водяного пара с последующим впрыском его непосредственно в области расположения нефтяных слоев.
Поставленная цель достигается тем, что через напорный трубопровод в нефтеносный слой подают под давлением, превышающем давление в нефтеносном слое, нагретую воду, и через заборный трубопровод извлекают на поверхность нефть. При этом подачу воды в напорный трубопровод производят при давлении и температуре, которые исключают фазовый переход воды из жидкости в пар в напорном трубопроводе и достаточны для осуществления этого фазового перехода на выходе из этого трубопровода. Образовавшийся пар подают в нефтеносный слой.
Способ добычи нефти из скважин напорным и заборным трубопроводами заключается в следующем. В нефтеносный слой по напорному трубопроводу подают под давлением предварительно нагретую на поверхности земли воду. Давление и температура воды на входе в напорный трубопровод обеспечиваются, во-первых, такими, которые исключают фазовый переход воды из жидкости в пар по длине напорного трубопровода. Это делается для того, чтобы не наблюдалось преждевременного вскипания воды по длине напорного трубопровода. Во-вторых, воду на входе в напорный трубопровод подают при таком давлении и температуре, которые обеспечивают фазовый переход (испарение) на выходе из этого трубопровода, и подают воду в виде пара в нефтеносный слой.
Заборный и напорный трубопроводы могут быть расположены коаксиально относительно друг друга.
Заборный и напорный трубопроводы, как правило, выполняются теплоизолированными.
В заявляемом способе существенным является то, что в нефтяные пласты подают не подогретую воду, не паро-водяную смесь, а воду исключительно в паровой фазе, причем генерацию этой паровой фазы осуществляют в выходной части напорного трубопровода, размещенного в области нефтяного пласта.
Генерация пара на конце напорного трубопровода, непосредственно расположенного в зоне залегания нефтяных пластов, по сравнению со способом-прототипом, позволяет более интенсивно производить разогрев этих пластов, что приводит к их более эффективному размягчению, поскольку при конденсации пара в зоне залегания нефтяных пластов эта генерация позволяет выделить в них значительное количество тепловой энергии, определяемой дополнительно теплотой конденсации пара, а не только теплоемкостью воды и температурой ее подачи. Это повышает в целом эффективность разработки нефтяных слоев.
Задача генерации пара на конце напорного трубопровода связана с проблемой создания на конце этого трубопровода таких параметров воды, которые бы устойчиво обеспечили фазовый переход "вода - пар", при этом несильно понижая ее температуру.
6
6
Для обеспечения фазового перехода "вода-пар" при атмосферном давлении и температуре 100°С требуется значительное количество тепла, теплота парообразования в этих условиях составляет 2,3×10 Дж/кг. Однако при повышении температуры и давления в напорном трубопроводе, в том числе при приближении параметров вещества к их критическому состоянию, величина теплоты парообразования начинает заметно уменьшаться. К примеру, при давлении в 12 МПа (120 атмосфер) и температуре ~300°С теплота парообразования составит для воды ~1,3×10 Дж/кг, то есть уменьшится почти вдвое по сравнению с теплотой парообразования при атмосферном давлении (см., например, Варгафтик Н.В. "Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей", Гос. изд-во физ-мат. лит-ры, 1962 г.). При подходе же к критическому состоянию воды (~370°С, 22 МПа) теплота парообразования будет стремиться к нулю, что не потребует никаких дополнительных энергетических затрат на испарение воды при любой скорости ее подачи в нефтяные пласты.
Здесь следует отметить, что создание давлений порядка 10 МПа на конце заборного трубопровода не требует создания такого же давления на входе в данный трубопровод, то есть давления на выходе из насоса, подающего воду в напорный трубопровод. К примеру, при глубине залегания нефтяного пласта в 1000 м отличие давления на входе в напорный трубопровод (то есть на поверхности земли) от давления, создающегося на конце напорного трубопровода, расположенного в нефтяном пласте, будет составлять ~10 МПа (100 атмосфер). Поэтому при глубоком залегании нефтяных пластов имеется возможность подавать воду в напорный трубопровод при давлениях, намного меньших, чем критическое давление, что существенно упрощает требования, предъявляемые к наземному насосному оборудованию.
Причем даже при генерации пара на выходе из напорного трубопровода при параметрах, несколько удаленных от критических параметров для воды (например, при давлении в 12 МПа и температуре ~300°С) преобразование воды из жидкости в пар не будет сопровождаться значительным понижением температуры пара, которое могло бы привести не к подогреву, а к охлаждению нефтеносного слоя, как это происходит в техническом решении, защищенном патентом РФ №2245999. Это связано с тем, что, как было показано выше, с увеличением давления и температуры воды теплота парообразования заметно уменьшается.
Если же в тех или иных частных случаях добычи возникнут сложности в организации нагрева воды до высоких температур на выходе из напорного трубопровода, в той или иной степени приближающихся к критической температуре, то на конце напорного трубопровода может быть размещен дополнительно источник энергии подогрева воды.
При этом физический принцип нагревания может быть различным. Важным здесь является то, что вода, подаваемая в нефтяные пласты, должна находиться в паровой фазе. В этом случае нефтяным пластам будет сообщаться теплота конденсации воды. Поскольку процесс конденсации в объеме нефтяного пласта будет осуществляться при температуре, заметно более низкой, чем критическая, и более низком давлении (согласно заявляемому техническому решению обеспечивается перепад давления между давлением воды на конце напорного трубопровода и давлением нефти в нефтеносном слое, как минимум, для обеспечения ввода пара в нефтеносный слой), то при конденсации пара нефтеносному слою будет сообщаться значительное количество тепла, определяемое, прежде всего теплотой конденсации воды. При этом с течением времени конденсирующаяся вода, занимая объем размягчаемой, вытесняемой и добываемой нефти, будет заполнять освобождающийся объем в нефтяных пластах и одновременно выполнять роль теплоносителя, обеспечивающего передачу тепла от парового конденсата к нефтяным слоям.
Пример осуществления заявляемого способа поясняется чертежом, где изображена схема комплекса для добычи нефти.
Комплекс добычи нефти включает в себя заборный трубопровод 1, напорный трубопровод 2, насос для откачки нефти 3 (данный насос может отсутствовать при эксплуатации, если будет обеспечена высокая степень размягчения нефти с последующим вытеснением водой, подаваемой в нефтяные пласты под достаточно высоким давлением), напорный насос 4 для подачи воды в напорный трубопровод 2, нагреватель 5. Выходная часть 6 напорного трубопровода 2 располагается в объеме нефтяного пласта 7. Выход 6 напорного трубопровода 2 снабжен специальным устройством 8 ввода пара в нефтеносный слой, которое может содержать источник энергии для дополнительного подогрева воды и дроссельный элемент для впрыска ее в объем нефтяного слоя и преобразования из жидкого состояния в парообразное (данные элементы не показаны). На выходе 6 напорного трубопровода 2 образуется паровая зона 9, а затем и зона сконденсировавшегося пара 10, то есть зона жидкости.
В качестве нагревателя может быть использован, например, электродуговой плазмотрон (патент РФ №2223997), который способен обеспечить дополнительный нагрев воды до высоких температур (340°С), близких к критическим, при высоком давлении (до 22 МПа). При обеспечении таких параметров на выходе из напорного трубопровода за счет использования дополнительного нагрева уже не требуется создания высокого давления и высоких температур воды на входе в напорный трубопровод. Поэтому для подачи воды в напорный трубопровод в этом случае могут использоваться широко распространенные и давно разработанные средства подачи жидкого теплоносителя в напорный трубопровод. Например, известны промышленные установки для подачи воды в нефтеносный слой, обеспечивающие подачу воды на входе в напорный трубопровод при давлении порядка 2,5 МПа и температуре порядка 200°С («Термические методы воздействия на нефтяные пласты» Ф.Г.Аржанов, Д.Г.Антониади, А.Р.Гарушев и др. - М., издательство «Недра», 1995 г.). К настоящему времени разработаны более совершенные установки для обеспечения нагрева рабочего вещества, в том числе воды в промышленных целях до уровня температур ~300°С (например, установка типа «Эдисон»). Известны также насосы типа ЦНС для закачивания воды в нефтеносные пласты, обеспечивающие напор до 1900 м (~19 МПа) (например, насосы, производимые ОАО «Сумское НПО им. М.В.Фрунзе»).
Следует обратить внимание на одно важное обстоятельство. Высоковязкие нефти нередко залегают на довольно малой глубине. Так, к примеру, глубина залегания высоковязкой нефти на Ашальчинском месторождении в Татарии составляет ~90 м. При этом давление в нефтеносном слое составляет ~0,5 МПа (патенты РФ №2287676, №2287677).
Такие характеристики залегающих пластов позволяют с довольно высокой эффективностью использовать предлагаемый способ. Во-первых, малые величины глубины залегания высоковязкой нефти позволяют использовать короткие напорные трубопроводы, что является чрезвычайно важным при подаче воды на входе в напорный трубопровод с высокой температурой. Потери тепла в коротких трубопроводах будут существенно меньше, чем в длинных, что позволяет создавать высокие температуры воды на конце напорного трубопровода. В этом случае использование дополнительного источника энергии может стать необязательным. При этом наиболее целесообразно осуществлять подачу воды в верхнюю часть залегающих пластов, расположенных наиболее близко к поверхности земли. Во-вторых, низкое давление в нефтеносном слое на уровне ~0,5 МПа при закачке в него воды даже при относительно низком давлении на входе в напорный трубопровод обеспечивает значительное превышение давления воды над пластовым на конце напорного трубопровода. Это в принципе позволяет установить на конце напорного трубопровода дроссельный элемент в виде сопла с большой степенью расширения.
Заборный трубопровод 1 может быть выполнен отдельно от напорного трубопровода 2 (этот вариант представлен на чертеже), а может быть выполнен коаксиально с напорным трубопроводом. Оба эти трубопровода могут иметь не только вертикальные (как показано на чертеже), но и горизонтальные участки, расположенные в нефтеносном слое.
Комплекс для добычи нефти по данному способу функционирует следующим образом. На вход напорного насоса 4 поступает вода, подаваемая им в нагреватель 5, после чего она поступает на вход в напорный трубопровод 2. Далее, пройдя напорный трубопровод, вода испаряется на выходе 6 напорного трубопровода 2 и истекает из него, образуя паровую зону 9 в объеме нефтяного пласта 7. Для образования паровой фазы и подачи пара в объем нефтяного пласта 7 может быть использовано устройство 8 ввода пара в нефтяной слой. Затем осуществляется конденсация паровой фазы в объеме нефтяного пласта 7 с выделением теплоты конденсации. При этом первоначально производится разогрев нефтяного пласта 7 сначала путем конденсации на самой нефти поступающего пара, а затем (после накопления конденсата) путем конденсации пара на воде, и передача тепла от воды к нефтяному пласту. В целом эти процессы приводят к нагреванию нефти, ее размягчению, забору через заборный трубопровод 1 с последующим отбором нефти. Для забора нефти может быть использован откачной насос 3. Сконденсированный пар при этом заполняет освобождающееся после забора нефти пространство 10, выполняя роль балласта и одновременно теплоносителя, обеспечивающего передачу тепла от парового конденсата до нефтяных слоев, постоянно увеличивая поверхность контакта сконденсировавшейся воды с нефтяным слоем, что повышает эффективность его прогревания.
Таким образом, данный способ позволяет заметно повысить эффективность разработки высоковязких нефтяных слоев путем более интенсивного их разогрева за счет генерации водяного пара и впрыска его непосредственно в области расположения нефтяных слоев. При этом в качестве рабочего вещества используется дешевое, доступное и удобное в эксплуатации средство - вода. При создании комплекса не требуется использования дорогостоящего оборудования и особых ограничений при его эксплуатации.