гравитационный паросиловой способ добычи нефти

Формула изобретения

Способ добычи нефти из скважин с напорным и заборным трубопроводами, при котором по напорному теплоизолированному трубопроводу в нефтеносный слой вводят рабочую среду под давлением и извлекают на поверхность нефть через заборный трубопровод, отличающийся тем, что в качестве рабочей среды используют легкокипящую жидкость, подают ее по напорному теплоизолированному трубопроводу с редукционным узлом и форсункой на конце под давлением, достаточным для диспергирования легкокипящей жидкости на мельчайшие капли и создания пены из пузырьков легкокипящей жидкости и нефти из пласта, которую подают в заборный трубопровод, расположенный коаксиально снаружи напорного, и извлекают на поверхность в виде смеси пара легкокипящей жидкости и нефти, смесь сепарируют, собирают нефть, а пар легкокипящей жидкости конденсируют для повторного использования в скважине.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для транспортировки по трубопроводу газожидкостной смеси продукции скважин нефтяных месторождений.

Известен способ добычи нефти из скважин с напорным и заборным трубопроводами, в которые нефть закачивают с помощью насоса. Авторское свидетельство СССР №1384871, МПК: F 17 D 1/12, 1988 г.

Недостатком способа является низкая производительность, т.к. за время остановки насоса подача продукции скважин в напорный трубопровод не осуществляется.

Известен способ добычи нефти из скважин с напорным и заборным трубопроводами, при котором в напорный трубопровод с помощью компрессора вводят рабочую среду. Газожидкостная смесь позволяет увеличить дальность транспортировки от скважин до конечного пункта сбора продукции, но только для неглубоких и богатых месторождений. Патент Российской Федерации №2029074, МПК: Е 21 В 43/00,1995 г.

Известен гравитационный паросиловой способ добычи нефти из скважин напорным и заборным трубопроводами, при котором по напорному теплоизолированному трубопроводу в нефтеносный слой вводят рабочую среду под давлением и извлекают на поверхность нефть через заборный трубопровод. Патент Российской Федерации №2117756, Е 21 В 43/24, 1998 г. (Прототип).

Недостатком способа является снижение приемистости и темпа нагнетания пара при его закачке в нагнетательные скважины. Это связано с тем, что в период закачки пара отбор жидкости из пласта не ведут, вследствие чего по мере заполнения порового пространства пласта паром увеличивается пластовое давление в районе призабойных зон нагнетательных скважин. Снижение темпа нагнетания пара приводит к снижению темпа прогрева залежи и увеличению сроков его разработки. Другим недостатком известного способа является то, что в период отбора нефти основным процессом является гравитационное истечение нефти, скорость которого низка, а гидродинамическое вытеснение не используется. Это приводит к снижению темпов отбора нефти.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности разработки месторождения путем увеличения темпов отбора из нее нефти за счет регулирования режимов закачки пара и отбора нефти с учетом изменения термодинамического состояния пласта.

Технический результат изобретения - повышение эффективности использования гравитационного истечения нефти и ее гидродинамического истечения за счет паросилового воздействия на пласт, содержащий высоковязкую нефть.

Технический результат изобретения достигается тем, что в способе добычи нефти из скважин с напорным и заборным трубопроводами, при котором по напорному теплоизолированному трубопроводу в нефтеносный слой вводят рабочую среду под давлением и извлекают на поверхность нефть через заборный трубопровод, в качестве рабочей среды используют легкокипящую жидкость, подают ее по напорному теплоизолированному трубопроводу, с редукционным узлом и форсункой на конце, под давлением, достаточным для диспергирования легкокипящей жидкости на мельчайшие капли и создания пены, возникающей из пузырьков легкокипящей жидкости и нефти из пласта, которую подают в заборный трубопровод, расположенный коаксиально снаружи напорного, и извлекают на поверхность в виде смеси пара легкокипящей жидкости и нефти, смесь сепарируют, собирают нефть, а пар легкокипящей жидкости конденсируют для повторного использования в скважине.

Способ заключается в том, что в скважину по теплоизолированному трубопроводу с редукционным узлом и форсункой на конце подают через форсунку на дно скважины легкокипящую жидкость, например жидкий аммиак или диоксид углерода. Легкокипящую жидкость подают под давлением, достаточным для диспергирования поданной жидкости в форсунке на мельчайшие капли и создания пенящейся смеси из нефти и пузырьков легкокипящей жидкости.

Полученная таким образом пена поднимается вверх по скважине под действием внешнего компрессора, а также давления насыщенных паров кипящей жидкости. Пары жидкости отделяют сепаратором и подают в холодильный агрегат, в котором их переводят в жидкое состояние и повторно возвращают на дно скважины. Количество и рабочее давление жидкости регулируют для оптимизации процесса в конкретных условиях эксплуатации.

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

На чертеже схематично представлен комплекс добычи нефти из скважин. Комплекс добычи нефти содержит заборный трубопровод 1, откачкой 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.

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 теплоизолированному 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 H₁ , который определяется из соотношения:

H₁=H*(1+ _нефти/ _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.

При использовании аммиака, у которого Т_кип=-33°С (240°К) при давлении 1 атм, теплота парообразования r=1500 кДж/кг, во время испарения 1 кг происходит рождение пузырьков объемом 1,73 м ³.

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 10 атм 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, масса вышедшего газа составит величину М_aм=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,

r_ам - удельная теплота парообразования аммиака.

Следует отметить, что испарение аммиака в скважине приводит к 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. Если плотность пены будет в 2-3 раза больше, то T не превышает 3°С. Приведенные оценки носят приблизительный характер. Необходимо учитывать изменение объема и количества пузырьков по глубине скважины из-за изменения гидростатического и газодинамического давлении. 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 СO ₂ 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 способа добычи нефти. Как только пузырек объемом V ₀ 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. А 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.