Способ добычи нефти путем воздействия на нефтяной пласт

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, а также при производстве электрической энергии.

Известен способ добычи нефти (патент RU 2190757), по которому на нагнетательной скважине монтируют поршневой насос со смесительным устройством кавитационного типа, при этом к насосу подводят водовод, а к смесительному устройству газовую линию с попутным газом и полученную водогазовую дисперсию подают в пласт залежи через нагнетательную скважину.

Недостатком данного способа является то, что не используется возможность получения энергии из попутного газа с помощью энергосиловой установки.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент 2038467), по которому нагнетают рабочий агент через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины с последующим отделением от нефти попутного газа и его сжиганием в окислителе, состоящем из смеси кислорода и рециркулирующих продуктов сгорания. При этом в качестве рабочего агента закачивают в нагнетательные скважины продукты сгорания попутного газа в виде углекислоты и карбонизированной воды.

Недостатком этого способа является необходимость получения кислорода, что является достаточно дорогим процессом.

Наиболее близким к заявленному техническому решению является способ разработки нефтяных месторождений (патент RU 2181158), где попутный газ, получаемый на скважине, проходит через комплекс устройств, в которых производится его подготовка для сжигания в энергосиловой установке. При этом производят электрическую и тепловую энергию, которую используют для привода механизмов на промысле и для нагрева воды, нагнетаемой в пласт. Продукты сгорания закачивают в пласт.

Недостатком используемого способа является значительная техническая сложность и стоимость комплекса устройств, в которых производится подготовка попутного газа для сжигания, а также использование компрессоров высокого давления для закачки продуктов сгорания в пласт, также имеющих высокую стоимость и низкий КПД.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является устранение указанных недостатков при повышении эффективности добычи нефти и снижении отрицательных экологических воздействий.

Данная задача решается тем, что в способе добычи нефти путем воздействия на нефтяной пласт, включающем отбор нефти из добывающей скважины, отделение от нее воды и попутного газа в сепараторе и сжигание газа в тепловом двигателе, использование полученной в двигателе энергии для привода насосов и электрогенератора, нагрева воды и нагнетания ее в пласт и закачивания продуктов сгорания в пласт, согласно изобретению газ, подаваемый в тепловой двигатель, отбирают из затрубья добывающей скважины, причем выбирают режим работы скважины, обеспечивающий максимальную величину отбора этого газа за счет оптимального динамического уровня в скважине, газ из сепаратора закачивают в пласт. Воду нагревают в смесительном теплообменнике за счет тепла продуктов сгорания до температуры, превышающей температуру плавления парафина для данного месторождения. Продукты сгорания после отделения азота вместе с газом, поступающим из сепаратора, закачивают в пласт с помощью водогазовых технологий. На вход теплового двигателя дополнительно подают газ от внешнего источника.

На фигуре представлена установка для осуществления способа.

Установка содержит добывающую скважину с обсадной колонной 1, насосно-компрессорными трубами 2 с динамическим уровнем 3 жидкости в скважине; газоанализатор 4, задвижки 5 и 6, линейный нефтепровод 7, сепаратор 8, устройство 9 для подачи газа в тепловой двигатель 10, высоконапорный насос 11, электрогенератор 12, дымосос 13, смесительный теплообменник 14, ороситель 15, насадка 16, насос 17, установка для разделения газов 18, эжектор 19, компрессор 20, расходомер газа 21, устройство для подготовки газа 22.

Способ осуществляется следующим образом.

В добывающую скважину, содержащую обсадную колонну 1 и насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2, попутный газ поступает как через затрубное пространство (между колонной 1 и трубами 2), так и через НКТ. Попутный газ из НКТ содержит механические примеси, серу, водяной пар, тяжелый компонент, поэтому требуется специальный комплекс устройств для подготовки его к сжиганию. Попутный газ из затрубья гораздо чище. Это объясняется тем, что в затрубном пространстве (при глубине скважины, как правило, 1 км и более) создаются подходящие условия для гравитационного разделения компонент, входящих в попутный газ. Исследования состава газа из затрубного пространства (Таиров Д.Н., Таирова С.А. К оценке выбрасываемого в атмосферу затрубного газа по месторождениям «Азнефть» / Europenscience Reuiew, 2014, #3-4, с 138-143) показывают, что во всех скважинах количество метана было более 99%, т.е. не меньше, чем у обычного природного газа, используемого в промышленности, в тепловой энергетике в частности. Поэтому в предлагаемом способе весь газ, поступающий из затрубного пространства (затрубья), не смешивают с газом из НКТ, а направляют в тепловой двигатель 10. При этом появляется возможность регулировать за счет этого отбора давление в затрубье, обеспечивая оптимальный динамический уровень в скважине при заданном режиме ее работы (т.е. давлении на забое). Если в прототипе давление на устье скважины (в затрубье) может достигать значительной величины, т.к. необходим перепуск в линейный нефтепровод, то в предлагаемом способе это давление не зависит от давления в линейном нефтепроводе и может быть сделано небольшим. Кроме этого положительного эффекта, низкое давление затрубного газа способствует более сильному разгазированию, что не только позволяет достичь максимального отбора газа через затрубье, но и снижает количество растворенного газа на приеме глубинного насоса, что повышает его КПД. Сохраняя динамический уровень, можно получить больший дебит. Такой динамический уровень, при котором при заданном пластовом давлении и коэффициенте продуктивности обеспечивается максимальный дебит, при минимальной длине подвески насоса и максимальном расходе газа через затрубье является оптимальным. Газ из затрубья или непосредственно подают на вход теплового двигателя, или предварительно подготавливают в устройстве 22. Важно отметить, что это устройство намного проще и дешевле комплекса по подготовке газа из сепаратора 8.

После сжигания газа в тепловом двигателе 10, например газотурбинной установке, ГТУ, или газопоршневом двигателе, ГПД, продукты сгорания с помощью дымососа 13 направляют в нижнюю часть смесительного теплообменника 14. В верхнюю часть этого теплообменника подают воду, предназначенную для закачки в пласт (чаще всего это пластовая вода из сепаратора 8). Эта вода стекает из оросителя 15, через насадку 16 (например, кольца Рашига), нагревается за счет теплоты продуктов сгорания и поглощает часть углекислого газа, а также водяной пар, содержащийся в этих продуктах. Температура воды на выходе из теплообменника должна быть выше температуры плавления парафина данного месторождения. Это особенно важно для старых месторождений. Дело в том, что за долгие годы эксплуатации и за счет низкой температуры закачиваемой воды в зимнее время температура пластов стала существенно ниже температуры плавления парафина, что значительно снизило нефтеотдачу.

Пример. Если использовать ГТУ ПАЭС - 2500, то при электрической мощности 2500 кВт, тепла продуктов сгорания достаточно для нагрева 180 м³/час воды (параметры известного высоконапорного насоса ЦНС - 180) на 30°С. Температура плавления широко распространенных парафинов состава С17-С35 составляет 27-71 градусов °С (см. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.Н. Физика нефтяного и газового пласта. М., «Недра», 1982, с. 83). Для многих месторождений Поволжья температура пласта снизилась до 20-25°С (при температуре в начале эксплуатации 35-40°С). Поэтому уже использование одной ГТУ ПАЭС - 2500 в ряде случаев достаточно. При необходимости можно использовать несколько тепловых двигателей. После теплообменника 14 нагретую воду подают с помощью насоса 17 в систему водогазового воздействия, например в сопло эжектора 19. Продукты сгорания направляют из теплообменника 14 в установку для разделения газов 18, где от них отделяют азот, а оставшиеся газы подают во всасывающую камеру эжектора 19. Отделение азота производится потому, что он представляет собой отдельный продукт, а также с целью уменьшить газовую нагрузку на эжектор 19 и повысить КПД последующего сжатия в высоконапорном насосе 11. В эжектор 19 подают также газ из сепаратора 8. После высоконапорного насоса 11 водогазовую смесь направляют в нагнетательные скважины. В дополнительном пункте изобретения предложено подавать газ от внешнего источника. Это связано с повышением надежности работы теплового двигателя, который с помощью электрогенератора обеспечивает весь нефтепромысел электроэнергией.

Таким образом, предложенный способ позволяет, по сравнению с прототипом:

1. Повысить качество подаваемого газа в тепловой двигатель и снизить затраты на его подготовку. Это достигается тем, что газ подается из затрубного пространства.

2. Повысить нефтеотдачу пласта за счет закачивания в нагнетательные скважины воды, с температурой выше температуры плавления парафина данного пласта.

3. Увеличить дебит добывающей скважины за счет уменьшения давления в затрубном пространстве.

4. Повысить КПД глубинного насоса в добывающей скважине за счет уменьшения растворенного газа на его приеме.