Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОДОГРЕВА ПРОДУКТИВНОГО НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке вязкой нефти, парафиносодержащей нефти, битумов, нефти и керогенов из песчаных и глинистых пород нефтекерогеносодержащих месторождений. Также возможна добыча нефти и газа на морских месторождениях и в условиях вечной мерзлоты и для добычи газогидратов.

Высоковязкая и тяжелая нефть входят в категорию трудноизвлекаемых запасов, на долю которых сегодня приходится около 36% от общих объемов добычи нефти в Российской Федерации, а по прогнозам экспертов к 2020 году этот показатель вырастет до 77% от всей добычи. Для добычи одной тонны высоковязкой или тяжелой нефти необходимо ввести в разработку от двух до пяти раз больше трудноизвлекаемых запасов и пробурить в два - пять раз больше скважин по сравнению с залежами активных запасов. Коэффициент извлечения высоковязкой и тяжелой нефти, как правило, в 2-3 раза ниже коэффициента извлечения нефти, относящейся к активным запасам.

Другим, не менее значимым вызовом для российской нефтедобывающей индустрии является организация промышленной добычи нефти из Баженовской свиты. Баженовская свита представлена нефтематеринской породой, в которой еще не завершены процессы преобразования керогена в углеводороды. Высоконефтенасыщенные глинистые отложения Баженовской свиты имеют практически повсеместное распространение в пределах Западно-Сибирской низменности на площади более 1 млн квадратных километров. Суммарные геологические запасы нефти в них оцениваются в размере от 0,8 до 2,1 триллионов тонн, а потенциал прироста извлекаемых запасов нефти оценивается в размере не менее 30-40 млрд тонн. Глубина залегания породы Баженовской свиты - 2500-3000 метров. Толщина пласта - 10-40 метров. Температура пласта - 80-130 градуса по Цельсию. В связи с тем, что порода Баженовской свиты имеет сложные емкостные и фильтрационные свойства, коэффициент извлечения нефти из пласта Баженовской свиты при его разработке традиционными способами не превышает 3-5 процентов.

Наиболее распространенными способами повышения добычи высоковязкой и тяжелой нефти являются термические паро- и парогазовые технологии.

При термической обработке нефтесодержащего пласта паром происходит снижение вязкости нефти под воздействием тепла, термическое расширение нефти, актуализация газонапорного режима, рост подвижностей и фазовых проницаемостей нефти и воды, а также внутрипластовая дистилляция остаточной нефти паром.

По сравнению с простой термической паровой технологией термическая парогазовая технология представляется более эффективной, так как присутствие в парогазовой смеси, в основном, топочных газов и, в частности, углекислого газа оказывает положительное влияние на коэффициент вытеснения нефти, увеличивает проницаемость коллектора, предупреждает разбухание глин, дополнительно снижает вязкость нефти, а также понижает водонефтяной и паронефтяной факторы.

Применение термической парогазовой технологии предполагает использование наземных комплексов генерирования парогазовой смеси или забойных генераторов парогазовой смеси.

Известен разработанный ОАО «РИТЭК» забойный парогазогенератор, генерирующий парогазовую смесь непосредственно на забое и содержащий каналы для ввода воздуха, топливной смеси и воды, топливную форсунку, запальный узел и камеру сгорания с выходным соплом, при этом парогазогенератор дополнительно снабжен форкамерой и камерой испарения, на внутренней поверхности которой выполнены сужающие устройства с секторами сброса воды, а камера сгорания выполнена в виде двух коаксиально расположенных оболочек с возможностью перемещения относительно друг друга и образования рубашки охлаждения, а на наружной поверхности внутренней оболочки камеры сгорания выполнен многозаходный шнек (патент РФ №2316648, МПК Е21В 43/24, публикация 2008 г. ).

Известный парогазогенератор способен генерировать от 1 до 4 тонн парогазовой смеси в час. Максимальная температура генерируемой известным устройством парогазовой смеси (рабочий агент) - 350°С. Максимально развиваемое известным устройством давление на забое - не более 20 МПа. Известное устройство использует монотопливо, являющееся раствором аммиачной селитры с добавлением водородосодержащих компонентов. Для сжигания монотоплива используется процесс термолиза - сжигание монотоплива при высокой температуре без участия катализатора. Для инициации процесса термолиза в камере сгорания известного устройства требуется обязательный предварительный прогрев монотоплива в течение 5-6 минут до температуры 350°С в форкамере известного устройства.

Недостатками известного забойного парогазогенератора, разработанного ОАО «РИТЭК», являются:

- относительно низкая температура генерируемой парогазовой смеси, достаточная для того, чтобы известное устройство могло бы использоваться для увеличения добычи высоковязкой и тяжелой нефти, но недостаточная для поддержания эффективного протекания процессов внутрипластового термического крекинга и внутрипластового пиролиза для извлечения нефти из керогеносодержащих пород, например, Баженовской свиты;

- относительно низкое давление парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, достаточное для того, чтобы известное устройство могло бы использоваться для увеличения добычи высоковязкой или тяжелой нефти, залегающей, в основном, на глубинах от 1000 до 1500 метров, но недостаточное для извлечения нефти из керогеносодержащих пород Баженовской свиты, пласты которой характеризуются аномально высоким пластовым давлением до 40-45 МПа;

- относительно невысокая производительность известного устройства по сравнению с наземными парогазогенерирующими установками и проблематичность увеличения производительности известного устройства в силу невозможности увеличения габаритных размеров самого известного устройства на забое, объема камеры сжигания известного устройства и того, что сжигание топливной смеси в камере сжигания известного устройства происходит с образованием открытого пламени. Производительность известного устройства детерминирована, главным образом, объемом камеры сжигания известного устройства и количеством подаваемой топливной смеси в минуту в камеру сжигания известного устройства. В случае увеличения количества подаваемой топливной смеси в минуту в камеру сжигания известного устройства стабильность процесса факельного сжигания топливной смеси понизится вплоть до прекращения процесса факельного сжигания топлива;

- использование известным устройством только специального монотоплива (жидкая топливная смесь) и невозможность использования других жидких топливных смесей или газообразных топливных смесей на основе метана;

- необходимость обязательного предварительного нагрева монотоплива до температуры 350°С перед его подачей в камеру сгорания известного устройства;

- невозможность обогащения парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, дополнительными компонентами, например азотом, углекислым газом, водородом и другими газами;

- генерирование известным устройством парогазовой смеси с неизменным содержанием в парогазовой смеси только воды и топочных газов, образующихся в результате сжигания монотоплива;

- в составе парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, присутствует сажа, которая образуется при факельном сжигании монотоплива и присутствие которой является нежелательным при парогазовой обработке нефтесодержащих и керогеносодержащих пластов.

Известны каталитические теплогенераторы (патенты РФ № №2124674, 2232942, 2380612), использующие для генерации тепла принцип каталитического беспламенного окисления жидких и газообразных топлив или топливных смесей, относящиеся к теплоэнергетике, и которые могут быть использованы в промышленности, сельском хозяйстве, жилищно-комунальном хозяйстве, на транспорте и других областях для автономного водяного отопления воздушного обогрева, а также горячего водоснабжения жилых и производственных помещений, зданий и сооружений.

Несмотря на все свои преимущества этих специфических устройств, относящихся к теплоэнергетике и предназначенных для генерации тепла, известные каталитические теплогенераторы не могут быть непосредственно использованы для генерации парогазовой или парогазокаталитической смеси на забое скважины по следующим основным причинам:

- габаритные размеры и конструктивные особенности известных устройств не позволяют использовать их на забое скважины;

- конструкции каталитических реакторов известных устройств не предназначены для генерирования парогазовой смеси непосредственно в каталитических реакторах устройств и при непосредственном контакте катализатора с топливной смесью. Съем генерируемого в результате реакции каталитического окисления топлива тепла в известных устройствах происходит за счет использования разного рода теплообменных поверхностей или теплообменников, помещенных в каталитические реакторы известных устройств;

- конструкции известных устройств не предусматривают возможность дополнительного обогащения продуктов каталитического беспламенного сжигания топлива или топливных смесей водой, газами и наноразмерными частицами катализатора;

- конструкции каталитических реакторов известных устройств и типы катализаторов, используемых в каталитических реакторах известных устройств, предполагают минимизацию выбросов углекислого газа и окислов азота, в то время как процесс каталитического беспламенного сжигания жидких или газообразных топливных смесей в заявляемом забойном каталитическом генераторе парогазокаталитической смеси предполагает, напротив, их максимизацию в составе продуктов каталитического сжигания.

Известен также способ термохимического воздействия на пористую среду, в соответствии с которым в продуктивный пласт вместе с водой закачиваются частицы металла, через которые в свою очередь прокачивается реагент - щелочь или кислота. В результате химической экзотермической реакции происходит прогрев продуктивного пласта, для регулирования температуры которого в последующем в продуктивный пласт закачиваются потокорегулирующие реагенты (патент РФ №2399752, E21B 43/24, публикация 2010 г.).

Недостатками известного способа является следующее:

- способ предполагает закачку в продуктивные пласты большого объема воды, что, несомненно, ведет к чрезмерному обводнению продуктивного пласта;

- способ для генерирования внутрипластовых экзотермических химических реакций предполагает использование щелочей и кислот, что усложняет и удорожает процесс термической обработки продуктивного пласта;

- способ не может быть использован для извлечения нефти из керогена, так как рабочая температура известного метода (200 градусов по Цельсию) является для этого недостаточно высокой;

- способ также имеет весьма сложный алгоритм термической обработки продуктивного пласта, заключающийся в последовательной реализации трех отдельных операций: (а) закачка воды с частицами металла, (б) прокачка реагента и (в) закачка потокорегулирующих реагентов;

- способ предполагает закачку в продуктивный пласт большого количества холодной воды и холодных потокорегулирующих реагентов, понижающих температуру продуктивного пласта, что снижает эффективность термохимического воздействия на пористую среду.

Аналогом заявляемого изобретения является способ обработки пласта, включающий спуск в скважину нагревателя, подачу газовоздушной смеси, подачу в пласт тепла сжигаемых газов, при этом в скважину спускают в качестве нагревателя каталитическую печь, осуществляют нагрев катализатора до температуры каталитического горения смеси, подачу газовоздушной смеси с содержанием метана от 2,35-4,89 и от 16-64,5 объемных процента (заявка РФ на изобретение №2004121821, E21B 43/24, публикация 2006 г.).

К недостаткам известного способа относится:

- продуктом каталитического сжигания в каталитической печи газовоздушной смеси является высокотемпературная газовоздушная смесь, которая содержит незначительное количество топочных газов. Из современного уровня техники известно, что топочные газы (углекислый газ и окислы азота) благоприятствуют повышению нефтеотдачи нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластов. При попадании в пласт большого количества углекислого газа и окислов азота растет коэффициент вытеснения нефти, увеличивается проницаемость коллектора, снижается вязкость нефти, понижаются водонефтяной и паронефтяной факторы, при этом присутствие указанных выше газов и их окислов в нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластах препятствует разбуханию глин, что особенно важно для коллекторов с высоким процентным содержанием глины, например коллекторов Баженовской свиты. Поэтому незначительное содержание топочных газов в продукте каталитического сжигания известного устройства не может привести к существенному увеличению нефтеотдачи нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластов и это является первым недостатком известного устройства;

Приемлемыми температурами воздействия на горную породу (например, песчаник) околоскважинного пространства являются температуры от 400 до 800 градусов по Цельсию, при которых активно развивается процесс шелушения горной породы и растет макро- и микротрещиноватость коллектора. Для получения таких температур в зоне нефтесодержащего или керогеносодержащего пласта известное устройство должно быть расположено в скважине выше и на расстоянии, как минимум, 800-1000 метров от нефтесодержащего или керогеносодержащего пласта. В этом случае вследствие тепловых потерь температура в зоне нефтесодержащего и/или керогеносодержащего пласта понизится до 700-800 градусов по Цельсию.

Известны способ и устройство для разработки труднодоступной нефти и скважинный газогенератор по патенту РФ на изобретение №2447276, МПК E21B 43/24, опубл. 10.04.2012 г.

Этот способ включает образование рабочего агента и подачу его под давлением в нефтесодержащие через нагнетательную скважину, при этом в качестве рабочего агента используют парогазокаталитическую смесь, образованную при сжигании в каталитическом реакторе жидкой или газообразной углеродсодержащей топливной смеси за счет экзотермической реакции каталитического беспламенного окисления жидких или газообразных углеродсодержащих топливных смесей и последующем смешении полученного продукта с обогатительной смесью, содержащей катализатор для обеспечения внутрипластового термопарогазокаталитического воздействия на продуктивный пласт, в качестве катализатора применен перманганат калия, растворенный в воде. Жидкая топливная смесь состоит предпочтительно из воды, метанола и перекиси водорода, при этом в качестве обогатительной смеси для получения рабочего агента используют газообразную смесь, включающую углекислый газ и азот.

Это устройство выполнено в виде баков горючего и обогатительной смеси, соединенных при помощи колтюбингов со скважинным газогенератором, установленным в обсадной колонне нагнетательной скважины и содержащим корпус, каналы топлива и обогатительной смеси, камеру сгорания и выходное сопло, что сопло выполнено сужающимся. Жидкая топливная смесь состоит предпочтительно из воды, метанола и перекиси водорода, при этом в качестве обогатительной смеси для получения рабочего агента использована газообразная смесь, включающая углекислый газ и азот

Скважинный газогенератор содержит камеру сгорания и сопло.

Недостатки - высокая стоимость оборудования, в котором в качестве катализатора используются благородные металлы: золото и платина. Кроме того, катализатор, размещенный в скважинном газогенераторе, в процессе работы покрывается слоем углерода из-за неполного сжигания топлива. Применение наночастиц только ухудшает ситуацию, так как между ними более интенсивно осаждается углерод. Все это снижает эффективность ретортинга нефтеносного пласта.

Известны способ и устройство для подогрева продуктивного пласта по патенту РФ №2377402, МПК E21B 43/24, опубл.27.12. 2009 г.

Этот способ предусматривает закачку подогретой в нагревателе, расположенном в выхлопном устройстве газоперекачивающего агрегата, воды и закачку ее в продуктивный пласт.

Это устройство содержит насос с приводом, вход которого соединен с емкостью для воды, а выход - с нагнетательной скважиной. Согласно изобретению устройство имеет газоперекачивающий агрегат, содержащий газотурбинный двигатель и свободную турбину, газовую магистраль с природным газом, топливную магистраль, подсоединенную к газовой магистрали для подачи топлива в газотурбинный двигатель, компрессор для перекачки природного газа и повышения давления в газовой магистрали и теплообменник. Этот теплообменник установлен по линии воды после насоса в выхлопном устройстве газоперекачивающего агрегата. Выхлопное устройство установлено за свободной турбиной. Ротор свободной турбины соединен с компрессором для перекачки газа.

Недостатки - относительно низкая энергетическая эффективность способа и устройства, обусловленная тем, что вследствие теплообмена в обсадной колонне нагнетательной скважины температура воды снижается примерно на 100°C на каждый километр глубины. При глубине залегания продуктивного пласта более 3 км более 70% энергии не доходит до продуктивного пласта.

Задачи создания изобретения, совпадающие с техническим результатом, - повышение КПД процесса.

Решение указанных задач достигнуто в способе подогрева продуктивного нефтеносного пласта, включающем подачу предварительно подогретой в нагревателе, размещенном на поверхности, воды под давлением через нагнетательную скважину, отличающемся тем, что подогреватель работает от ядерного реактора, после подогрева на поверхности дополнительно подогревают воду по всей длине скважины и в забое. Ядерный реактор используют для подогрева воды в нагнетательной скважине и теплообменниках нескольких скважин месторождения. Подогрев выполняют в течение 1-500 суток.

Решение указанных задач достигнуто в устройстве для подогрева продуктивного нефтеносного пласта, содержащем насос с приводом, вход которого соединен с емкостью для воды, а выход - через подогреватель с нагнетательной скважиной, отличающемся тем, что в качестве источника тепловой энергии для подогревателя используют ядерный реактор, в забое скважины установлен теплообменник, к которому при помощи двух гибких трубопроводов колюбингов присоединен контур циркуляции теплоносителя ядерного реактора. Подогреватель может быть соединен трубопроводами подачи воды с несколькими нагнетательными скважинами месторождения, а ядерный реактор соединен трубопроводами циркуляции теплоносителя с несколькими нагнетательными скважинами месторождения.

Сущность изобретения поясняется на чертежах (фиг. 1…3), где:

на фиг. 1 - схема устройства,

на фиг. 2 приведена схема устройства с двумя нагнетательными и двумя добывающими скважинами,

на фиг. 3 показана схема с тремя и более нагнетательными скважинами.

Устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта содержит нагнетательную скважину 1, в которой установлена обсадная колонна 2, имеющая вертикальный и горизонтальный участки 3 и 4 соответственно. На всем горизонтальном участке 4 выполнена перфорация 5. В верхней части обсадной колонны 2 в устье т.е. выше поверхности 7 породы 8, выполнен коллектор 9. Горизонтальный участок 5 выполнен в пределах продуктивного пласта 10.

Устройство имеет следующее оборудование, установленное на поверхности 7 (фиг. 1): бак воды 11, трубопровод воды 12, клапан 13, насос воды 14, подогреватель воды 15. Подача тепла к подогревателю воды 15 осуществляется от ядерного реактора 16, который трубопроводами рециркуляции теплоносителя 17 и 18 соединен с нагревателем воды 15. Трубопровод рециркуляции теплоносителя 17 содержит насос 19. Выход из подогревателя 15 трубопроводом 20 соединен с коллектором 9 и далее с обсадной колонной 2 нагнетательной скважины 1.

Система дополнительного нагрева воды в скважине содержит систему подачи теплоносителя и систему возврата теплоносителя. Система подачи теплоносителя содержит трубопровод теплоносителя 21, насос 22 и первый колтюбинг 23 с гибким трубопроводом 24, который опущен с нагнетательную скважину 1 и соединен с установленным в нем теплообменником 25. Система возврата теплоносителя содержит присоединенный к ядерному реактору 16 трубопровод возврата 26 с клапаном 27, второй колтюбинг 28 и гибкий трубопровод 29, проходящий в обсадной колонне и соединенный с теплообменником 25.

Нефть добывают из добывающей скважины 30 при помощи эксплуатационной колонны 31, на устье которой находится коллектор 32, к которому трубопроводом 33 присоединен вход насоса 34. Выход из насоса 34 через устройство очистки 35 соединен с нефтепроводом 36.

На фиг. 2 приведено аналогичное устройство с использование двух нагнетательных скважин, а на фиг. 3 - с применением трех и более скважин. Один подогреватель 15 и один ядерный реактор 16 используют для любого числа нагнетательных скважин.

РАБОТА УСТРОЙСТВА

При работе в бак воды заправляют воду из водоема или водопровода.

После этого запускают ядерный реактор 16 и открывают клапаны 13, 23 и 27 и подогретая вода подается из бака воды 11 по трубопроводу 12 через клапан 13 и насос 14 в подогреватель воды 15 и далее по трубопроводу 20 - в коллектор 9 обсадной колонны 1.

Одновременно из ядерного реактора 16 теплоноситель по трубопроводу циркуляции 17 насосом 18 подается в подогреватель воды 15 и, охладившись, возвращается в ядерный реактор 16 по трубопроводу циркуляции 18. Подогретая вода поступает в коллектор 9 и далее в обсадную колонну 2, где по мере продвижения к забою охлаждается на 100…300°C.

Чтобы этого не происходило, теплоноситель по гибким трубопроводам 24 и 29 циркулирует через теплообменник 25, при этом подогревает воду не только в районе установки теплообменника 29, но и в самой обсадной колоне 2, частично или полностью компенсируя охлаждение горячей воды в ней.

Происходит подогрев грунта 8 в продуктивном пласте 9: подогрев вязкой нефти и испарение легких фракций нефти.

Нефть добывают из добывающей скважины 30 эксплуатационной колонны 31 при помощи насоса 34. Нефть после очистки и сепарации в устройстве очистки 35 передается в нефтепровод 36 и далее к потребителю.

Применение группы изобретений позволило:

1. Подвести максимально возможное количество энергии в нагревательную скважину, при этом потратив на эту энергию минимум экономических затрат.

2. На участке разработки с использованием предлагаемого метода достигается нефтеотдача 75%. Таким образом, оптимальное значение соотношения компонентов топлива и водотопливное соотношение позволило получить большую нефтеотдачу по сравнению с прототипом. Способ позволяет добывать трудноизвлекаемые нефтепродукты: битумы, сланцевую нефть и керогеносодержащие нефти, за счет подогрева нефтеносного пласта до относительно высоких температур.

3. Уменьшить время прогрева нефтеносного пласта до 250°C в 20…30 раз по сравнению с прототипом.