СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано при добыче трудноизвлекаемых залежей нефти с утилизацией попутного газа.

При разработках месторождений высоковязкой нефти и на разрабатываемых истощенных месторождениях наиболее остро стоит проблема увеличения нефтеотдачи пласта. Другой важной проблемой для любого нефтяного месторождения является утилизация попутного нефтяного газа, добываемого с нефтью, который при рассеивании в атмосфере и при сжигании в факелах негативно влияет на экологию региона нефтедобычи.

Существуют различные способы, позволяющие повысить нефтеотдачу пласта. К наиболее часто применяемым методам увеличения нефтеотдачи (МУН) относятся тепловые методы (вытеснение нефти различными теплоносителями, например, водяным паром) и газовые методы (закачка углеводородных газов, углекислого газа, азота или других газов и газожидкостных смесей). На долю этих методов приходится 95% всех третичных МУН.

В статье «Комплекс оборудования для отработки технологии добычи природных битумов методом парогазового воздействия» (авторы Т.М. Магсумов, В.А. Фисейский, И.С. Галиев. Научно-технический журнал «Георесурсы» 3 (39) 2011) приведена схема производства парогаза и его закачки в нефтяной пласт. Согласно схеме на нефтяные пласты осуществляют тепловое парогазовое воздействие. Парогаз получают в парогазогенераторе, в первой зоне которого сжигается горючее с воздухом при стехиометрическом соотношении топлива (α=1), где α - коэффициент избытка окислителя (воздуха). Во второй зоне к продуктам сгорания добавляется вода. На выходе парогазогенератора получается парогаз с температурой 250-300°С, который подается в пласт.

К недостаткам такого способа можно отнести то, что получаемый, согласно описанному способу, массовый состав парогаза включает 50% паров воды, 12% углекислого газа (СО₂) и 38% азота (N₂). Азот редко применяют для закачки в пласт, так как он инертен и оказывает только упругое механическое воздействие на нефтеносные пласты, создавая газовую подушку, а также играет роль теплоносителя, если перед закачкой газа в скважину его нагревают. Азот, закаченный в пласт по мере разработки месторождения, извлекается вместе с нефтью и попутным газом, отделить от которых «балластный» азот технически сложно. Кроме того, предлагаемый в способе парогазогенератор работает при стехиометрическом соотношении топлива, поэтому температура продуктов сгорания в первой зоне составляет примерно 2000°С (2300 К). В условиях длительной работы установки трудно осуществить эффективное охлаждение теплонапряженной первой зоны парогазогенератора. Также существенным недостатком способа является использование нефтепродуктов в качестве горючего, что при наличии попутного нефтяного газа нецелесообразно.

За прототип предлагаемого способа принят патент РФ №2038467 «Способ разработки нефтяной залежи». В этом способе закачку рабочего агента осуществляют через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, отделение от нефти и сжигание попутного газа. Сжигание попутного газа производят в искусственном окислителе, состоящем из смеси кислорода и рециркулирующих продуктов сгорания попутного газа, содержащих углекислый газ и водяной пар. Образовавшиеся продукты сгорания в виде углекислоты или карбонизированной воды закачивают в нагнетательные скважины в качестве рабочего агента.

К недостаткам описанного способа можно отнести то, что кислород для искусственного окислителя получают путем разделения воздуха на азот и кислород в воздухоразделительной установке. Существующие устройства для разделения газов, основанные на мембранном принципе, имеют высокую стоимость при изготовлении и эксплуатации. В этом способе продукты сгорания попутного газа и искусственного окислителя охлаждаются до температуры 110-130°С в газоводяном теплообменнике, в котором вода принявшая теплоту от продуктов сгорания никак не используется, а просто сбрасывается. Рабочими агентами, подаваемыми в нагнетательную скважину, являются углекислота и карбонизированная вода. Таким образом, осуществляется только физическое воздействие на пласт, то есть снижается вязкость нефти за счет растворения в ней CO₂ и осуществляется вытеснение нефти из пласта за счет увеличения объема нефти. Тепловое воздействие на пласт отсутствует.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение технологической, экологической и экономической эффективности разработки месторождений высоковязкой нефти, в том числе на разрабатываемых истощенных месторождениях нефти, за счет применения комплексного теплового и газового воздействия на нефтеносный пласт с одновременным снижением негативного воздействия на экологию окружающей среды.

Поставленная задача решается тем, что в способе добычи нефти, включающем подачу рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор нефтепродуктов через добывающую скважину с последующим отделением от нефти попутного газа и его сжигание, сжигание попутного газа осуществляют с избытком атмосферного воздуха, продукты сгорания попутного газа охлаждают, последовательно отделяют воду и жидкий углекислый газ, оставшуюся газовую фазу сбрасывают. Для получения рабочего агента жидкий углекислый газ смешивают с водяным паром, образующимся при нагревании подготовленной воды продуктами сгорания попутного газа.

Одним из главных отличительных признаков предложенного способа является то, что в качестве рабочего агента в нагнетательную скважину закачивают смесь водяного пара и жидкого СО₂, которая является более эффективным рабочим агентом, вытесняющим нефть. Эффект достигается за счет комплексного теплового и физического воздействия на нефтеносный пласт. Водяной пар, входящий в состав рабочего агента и обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих нефтяной пласт агентов - нефти, воды, газа. На границе прогретой зоны, где температура равна начальной пластовой температуре, происходит вытеснение нефти водой, которая образовалась при конденсации водяного пара.

В состав рабочего агента, получаемого в описываемом способе, также входит CO₂, который хорошо растворяется в нефти (в четыре-десять раз лучше, чем в воде), поэтому СО₂ может переходить из водного раствора в нефть. При этом вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается. Помимо этого CO₂ снижает поверхностное натяжение на границе нефть - порода. Уменьшение вязкости нефти - основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения высоковязкой нефти при растворении в ней СО₂. Кроме того, при растворении CO₂ в воде в областях нефтяного пласта, где парогазовая смесь начинает конденсироваться, может образовываться угольная кислота Н₂СО₃, которая растворяет некоторые виды цемента и породы пласта, а также повышает его проницаемость.

В качестве окислителя используется обычный атмосферный воздух, являющийся дешевым, доступным и удобным окислителем. При этом не требуются дорогостоящие мембранные газоразделительные устройства, используемые в прототипе для получения искусственного окислителя. После охлаждения продуктов сгорания и отделения конденсированной воды и жидкого CO₂, оставшиеся охлажденные газообразные «балластный» азот, кислород и небольшое количество азотных соединений сбрасываются. Сжигание попутного газа производится с избытком воздуха, поэтому температура продуктов сгорания в газогенераторе невысока и составляет примерно 1200°С (1500 К). Такая температура позволяет организовать более эффективное в условиях длительной работы установки охлаждение газогенератора.

Важным отличием предлагаемого способа от прототипа является более эффективное использование тепловой энергии. Это достигается за счет того, что продукты сгорания попутного газа и воздуха охлаждаются в теплообменнике подготовленной водой, при этом на выходе из теплообменника получается водяной пар, используемый далее в качестве теплоносителя, обладающего высокой теплоемкостью, который подается в нефтяной пласт. В прототипе охладитель просто сбрасывается.

На фигуре приведен пример схемы установки для осуществления заявляемого способа. Установка включает в себя газогенератор (горелку) 1, компрессоры 2 (для подачи попутного газа) и 3 (для подачи атмосферного воздуха), теплообменник 4, теплообменник - конденсатор 5, холодильник 6, насос 7, смеситель 8, блок водоподготовки 9, водяной насос 10.

Способ добычи нефти осуществляют следующим образом.

Попутный газ, извлеченный вместе с нефтью через добывающую скважину, отделяется от нефтепродуктов, поступает в компрессор 2, где компримируется и подается в газогенератор 1. Также в газогенератор подается избыточный воздух, отобранный из атмосферы и компримированный в компрессоре 3. В газогенераторе происходит сжигание попутного газа с воздухом при коэффициенте избытка окислителя (атмосферного воздуха) α≈2. При таком соотношении компонентов топлива температура продуктов сгорания составляет примерно 1200°С (1500 К). Продукты сгорания из газогенератора 1 поступают сначала в теплообменник 4, где охлаждаются до температуры 150-200°С, затем подаются в теплообменник-конденсатор 5, в котором конденсируется и отделяется вода. Как вариант, конденсированную воду, не содержащую примесей, можно собирать в отдельную емкость и в дальнейшем использовать, например, для охлаждения газогенератора. Причем контур охлаждения может замыкаться этой же емкостью, в которой вода для охлаждения газогенератора, смешиваясь с водой в емкости, охлаждается и опять подается на охлаждение газогенератора. Осушенные продукты сгорания подаются в холодильник 6, где CO₂ сжижается и с помощью насоса 7 подается в смеситель 8. После отделения жидкого СО₂ оставшиеся охлажденные газообразные «балластный» азот, кислород и небольшое количество азотных соединений отводится из холодильника 6 для сброса. В теплообменник 4 с помощью водяного насоса 9 подается вода, прошедшая блок водоподготовки 10. В блоке водоподготовки вода очищается от примесей, которые могут выпадать на теплообменные поверхности, засорять проходные сечения теплообменника и, тем самым, ухудшать теплообмен. Вода, проходя через теплообменник 4 и принимая теплоту от продуктов сгорания из газогенератора, подается в виде пара в смеситель 8. В смесителе 8 жидкий СО₂ газифицируется и полученный парогаз, состоящий из смеси водяного пара и углекислого газа, подается в скважину.

Совместное тепловое и газовое воздействие парогаза на нефтяной пласт снижает вязкость нефти и увеличивает нефтеотдачу пласта.

Таким образом, предложенный способ позволяет повысить нефтеотдачу залежи посредством более эффективного, совместного теплогазового воздействия парогаза (водяной пар + СО₂) на нефтеносный пласт. При этом попутный нефтяной газ, который обычно из-за удаленности друг от друга месторождений просто сжигается в факелах, нанося вред окружающей среде, утилизируется, что позволяет снизить негативное воздействие его на окружающую среду и повысить экономическую эффективность разработки, так как тепловая энергия сжигаемого в газогенераторе попутного газа расходуется на увеличение нефтеотдачи залежи.