комплекс разработки залежей нефти

Формула изобретения

Комплекс разработки залежей нефти, содержащий нагнетательный и напорный трубопроводы, колонну насосно-компрессорных термоизолированных труб, парогенератор, отличающийся тем, что парогенератор выполнен в виде системы подачи легкокипящей жидкости, содержащей термоизолированный напорный трубопровод с редукционным узлом для регулирования количества и давления легкокипящей жидкости и форсункой для диспергирования легкокипящей жидкости на мельчайшие капли и создания пены из смеси пузырьков пара легкокипящей жидкости и нефти из пласта, компрессор для подъема пены, холодильный агрегат для перевода пара легкокипящей жидкости в жидкое состояние, при этом заборный трубопровод расположен коаксиально снаружи напорного трубопровода, выход заборного трубопровода соединен со входом сепаратора, а выход сепаратора - со входом холодильного агрегата.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к комплексам воздействия паром на пласт, содержащий высоковязкую нефть.

Известны комплексы разработки залежей нефти путем закачки теплоносителя (горячей воды или пара) в пласт. Термические методы воздействия на нефтяные пласты. Справочное пособие “Недра”, 1995 г., с.82,

Известен комплекс закачки пара по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, в котором выше кровли разрабатываемого пласта устанавливают термостойкий пакер. Комплекс обеспечивает снижение потерь тепла, защиту обсадной колонны от перепада температур. Для воздействия на пласт используют парогенераторы с различными параметрами. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М.: Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. М.: Недра, 1988 г., с.193.

Известен комплекс разработки залежей нефти, содержащий нагнетательный и заборный трубопроводы, колонну насосно-компрессорных теплоизолированных труб, парогенератор. Патент Российской Федерации №2187630, МПК: Е 21 В 43/24, 2002 г., Бюл. №23 (прототип).

Недостатком известных комплексов разработки залежей нефти является низкий охват процессом воздействия по разрезу залежи. В большинстве случаев пар поступает, в основном, в верхнюю часть пласта за счет гравитационных сил, гидростатическое давление столба жидкости и нефти не используется.

Данное изобретение устраняет недостатки аналогов и прототипа.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности использования гравитационного истечения нефти и ее гидродинамического истечения за счет паросилового воздействия на пласт, содержащий высоковязкую нефть.

Технический результат достигается тем, что в комплексе разработки залежей нефти, содержащем заборный и напорный трубопроводы, колонну насосно-компрессорных термоизолированных труб, парогенератор, парогенератор выполнен в виде системы подачи легкокипящей жидкости, содержащей термоизолированный напорный трубопровод с редукционным узлом для регулирования количества и давления легкокипящей жидкости и форсункой для диспергирования легкокипящей жидкости на мельчайшие капли и создания пены из смеси пузырьков пара легкокипящей жидкости и нефти из пласта, компрессор для подъема пены, холодильный агрегат для перевода пара легкокипящей жидкости в жидкое состояние, при этом заборный трубопровод расположен коаксиально снаружи напорного трубопровода, выход заборного трубопровода соединен со входом сепаратора, а выход сепаратора - со входом холодильного агрегата.

Сущность изобретения поясняется чертежом. На чертеже схематично представлен комплекс добычи нефти из скважин, содержащий заборный трубопровод 1, откачной насос 2, компрессор 3, холодильный агрегат 4, напорный теплоизолированный трубопровод 5, редукционный узел 6, форсунку 7, сепаратор 8, соединительный трубопровод 9 и стартовое устройство 10.

Комплекс добычи нефти работает следующим образом. В скважину по теплоизолированному напорному трубопроводу 5 с редукционным узлом 6 и форсункой 7 на конце через форсунку 7 подают на дно скважины легкокипящую жидкость: жидкий аммиак или диоксид углерода. Жидкий аммиак или диоксид углерода подают под давлением, достаточным для диспергирования поданной жидкости в форсунке 7 на мельчайшие капли, и создания пены из нефти и пузырьков легкокипящей жидкости. Далее полученная таким образом пена поднимается вверх по скважине под действием внешнего компрессора (на чертеже не показан), а также под действием давления насыщенных паров кипящей жидкости. Пары жидкости отделяют сепаратором 8 и подают в холодильный агрегат 4, в котором их переводят в жидкое состояние и повторно возвращают на дно скважины. Количество и рабочее давление легкокипящей жидкости регулируют редукционным узлом 7 для оптимизации процесса в конкретных условиях эксплуатации.

Попадая на дно скважины, легкокипящая жидкость, проходя форсунку 7, разбивается на мельчайшие капли (диспергируется) и испаряется, образуя пузырьковую пенящуюся смесь. Плотность этой пены _п может снижаться до величины, в 3-10 раз меньшей плотности чистой нефти. Поэтому при давлении пласта, внешних компрессоров и давлении насыщенных паров, равных, например, 10 атм, пена поднимается на высоту 300-1000 м. Это обеспечивает ее дальнейшую эвакуацию из скважины.

Под действием сил гравитации или принудительно повышенном давлении в нефтяном пласте нефть в скважине поднимается до некоторого уровня Н над дном скважины, покрывая форсунку 7. В форсунку 7 через редукционный узел 6 подают по напорному термоизолированному трубопроводу 5 из холодильного агрегата 4 легкокипящую жидкость. Попадая в форсунку 7, она распыляется, испаряется и, смешиваясь с нефтью, превращается в пену, плотность которой _п во много раз ниже плотности нефти. Образующаяся пена по закону Архимеда и под действием сил гравитации поднимается по сборному трубопроводу вверх до нового уровня Н₁ , который определяется из соотношения:

Н₁=Н· (1+ _нефтэн/ _пены).

Нефть из поднявшейся пены выбирается насосом 2, а пар отделяется сепаратором 8 и возвращается по соединительному трубопроводу 9 в холодильный агрегат 4. Запуск всей системы в действие производят стартовым устройством 10 с источником питания.

Используя в качестве легкокипящей жидкости аммиак (у которого температура кипения Т_кип=-33° С (240К), при давлении 1 атм, теплота парообразования r=1500 кДж/кг), при испарении 1 кг аммиака происходит рождение пузырьков общим объемом 1,73 м³. При смешении этого объема с 1 м³ нефти образуется пена объемом 2,73 м³ массой 10³ кг и плотностью пены _п=370 кг/ м³.

При избыточном давлении, равным 10 атм, эта пена поднимается до уровня 300 м. Если избыточное давление мало, то дополнительный перепад давления в скважине из-за давления насыщенных паров становится решающим. Для аммиака давление насыщенных паров при температуре +20÷ 30° С составляет 10-15 атм соответственно. Поэтому высота подъема пены будет определяться именно давлением насыщенных паров.

Для расчета конкретной системы откачки нефти из скважины глубиной 1 км будем считать, что в пене объем пузырьков в 10 раз больше, чем объем нефти. Тогда плотность пены _п будет в 10 раз меньше плотности нефти _н. Для определенности возьмем _н=800 кг/м³, а _п=80 кг/м³. Если принять давление насыщенных паров аммиака Р=8· 10⁵ Па (8 атм), то пена заполнит полностью скважину глубиной 1 км.

Для наглядности удобно принять площадь поперечного сечения скважины S=0,1 м² , а скорость истечения пены из скважины v_п=1 м/с,

За 1 секунду из скважины будет выходить газ объемом V _г=0,1 м³ и нефть объемом V_н=0,01 м³ или массой М_н=8 кг. Если принять, что плотность насыщенных паров аммиака при нормальных условиях _ам=0,6 кг/м³, то масса вышедшего газа составит величину М_ам=0,06 кг. Для создания непрерывного процесса откачки нефти с производительностью П=8 кг/с необходимо закачивать именно такое количество жидкого аммиака с помощью холодильного агрегата, то есть 0,06 кг/с. Для конденсации паров необходимо их охладить, отобрав теплоту конденсации в количестве: Q _хол=r_ам· М_ам=1,5 (МДж/кг)· 0,06 (кг)=90 (кДж) в секунду. Здесь r_ам - удельная теплота парообразования аммиака.

Следует отметить, что испарение аммиака в скважине приводит к некоторому охлаждению нефти. Однако это охлаждение относительно невелико. Теплоемкость нефти составляет величину 2 кДж/кг· К, соответственно 8 кг нефти передают теплоту аммиаку 16 кДж/К. Поскольку аммиак отбирает от нефти ~ 100 кДЖ/с, то охлаждение нефти происходит на Т=6° С. Приведенные оценки носят приблизительный характер. Необходимо учитывать изменение объема и количества пузырьков по глубине скважины из-за изменения гидростатического и газодинамического давлений. В частности, при изменении давления от 1 атм на поверхности слоя нефти до 10 атм на дне скважины (толщина слоя нефти) объем пузырьков уменьшается в 10 раз. Поэтому усредненное значение объема пузырьков по всей толщине слоя составит 0,5-0,6 от максимального значения. В результате этого подъем пены составит не 1000 м, а 500-600 м, при рассмотрении только статического режима без учета появления новых пузырьков, их перемещения и работы сил газодинамического давления паров внутри пузырьков при подъеме. Кроме того, пласт может давать нефть в количестве больше или меньше 8 кг, которое принято в оценке. Поэтому объем пузырьков и количество подаваемой рабочей среды необходимо менять за счет редуцированной подачи аммиака в скважину.

Второй пример добычи нефти основан на использовании в качестве рабочей жидкости диоксида углерода. Он привлекателен тем, что у СО₂ давление насыщенных паров при температуре 20-30° С достигает величины 40-50 атм. Это позволяет добывать особо вязкую нефть с любых глубин. Однако сделанные выше замечания о влиянии гидростатического давления, а также необходимость более глубокого охлаждения рабочей жидкости (Т_кип=-76° С) требует расчетов возможности его практического использования для конкретных месторождений.

Наиболее важным моментом является физическая основа добычи нефти в данном комплексе. Как только пузырек объемом V₀ родился в жидкости (нефти), на него действует выталкивающая сила Архимеда: F=V₀· ( _нефти- _пара)· g, где g - ускорение свободного падения. Наличие этой силы, вызванной действием силы гравитации, позволяет создать пену по всей глубине скважины. Работа этой силы с учетом работы паров рабочей жидкости при расширении, в конечном итоге, направлена на увеличение разности между давлением окружающих нефтяных пластов и давлением на дне скважины. По закону сообщающихся сосудов нефть постоянно заполняет межтрубное пространство напорного 5 и заборного трубопроводов 1.