СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВЯЗКОЙ НЕФТИ, УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ И ЗАБОЙНЫЙ ГАЗОГЕНЕРАТОР Российский патент 2015 года по МПК E21B43/24 E21B36/00 

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована 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.

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°С. 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%. С применением новых технологий теоретически достигает 49%.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт кислородосодержащей смеси, в котором для повышения эффективности нефтеизвлечения и безопасности проведения работ в призабойную зону нагнетательной скважины закачивают теплоноситель с температурой и в объеме, обеспечивающими полное потребление окислителя на стадии инициирования процесса (А. Св СССР №1090060).

Этот способ гарантирует безопасность процесса только на стадии его инициирования. При перемещении тепловой волны по пласту в условиях маловязкой нефти и связанным с этим обстоятельством дефицитом топлива возможно проникновение кислорода в ненагретые участки пласта вплоть до стволов добывающих скважин. Все это провоцирует взрывоопасную ситуацию на объекте разработки.

Кроме того, во всех известных способах разработки при выборе объекта воздействия не учитывается естественная энергетика месторождения, а на стадии инициирования процесса предполагается изменение термодинамики призабойной зоны внесением энергии извне (с поверхности), что не способствует достижению максимально возможной нефтеотдачи и существенно ухудшает экономичность при реализации известных способов.

Известен способ разработки нефтяного месторождения по патенту РФ на изобретение №2139421, МПК опубл. 2010 г., в котором с целью увеличения нефтеотдачи месторождений легкой нефти предусматривается использовать термогазовое воздействие.

Согласно известному способу сущность термогазового воздействия заключается в том, что в пласт через нагнетательную скважину закачивается кислородсодержащая смесь - воздух, который в результате самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов трансформируется в высокоэффективный вытесняющий агент, частично или полностью смешивающийся с вытесняемой нефтью. Такая трансформация обеспечивается как за счет образования CO₂ в результате внутрипластовых окислительных процессов, так и за счет перехода легких фракций в газовую фазу под влиянием тепловой энергии, выделяемой в результате внутрипластовых окислительных процессов. Важным критерием реализации термогазового воздействия является уровень начальной пластовой температуры, которая согласно упомянутому выше способу должна превышать 65°C. Необходимость соблюдения такого условия определяется тем, что при этом интенсивность самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов обеспечивает практически полное потребление закачиваемого в пласт кислорода в зоне, размеры которой кратно меньше расстояний между скважинами. Это означает, что закачка кислородосодержащей смеси обеспечивает не только внутрипластовое формирование смешивающегося с вытесняемой нефтью вытесняющего агента, но и безопасность реализации процесса.

Таким образом, предусмотренные известным способом условия реализации термогазового способа разработки позволяют обеспечить высокую эффективность вытеснения легкой нефти из охваченных дренированных зон нефтесодержащих пород.

Однако согласно приведенным выше нетривиальным особенностям фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты и содержания в них углеводородов, традиционный подход к формированию системы разработки при любом методе воздействия не может обеспечить эффективное извлечение нефти. В этой связи следует, прежде всего, указать на отмеченный выше чрезвычайно широкий диапазон фильтрационно-емкостных характеристик литотипов пород баженовской свиты, неравномерность их развития как по латерали, так и по вертикали. Следствием такой неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты является неравномерность распространения зон дренирования, часто непредсказуемый характер их гидродинамической связи.

Можно предположить, что такой нетривиальный характер коллектора баженовской свиты является одной из главных причин неудовлетворительных показателей эксплуатации месторождений баженовской свиты в предшествующие три десятилетия. Именно поэтому традиционное заводнение также оценивается как малоперспективный способ разработки таких месторождений.

В этой связи следует выделить отмеченную выше важную особенность месторождений баженовской свиты, согласно которой содержащаяся в матрице (микротрещиноватой части пород) легкая нефть практически не может быть извлечена при традиционных способах разработки (естественный режим, заводнение). Очевидно также, что этими методами невозможно вовлечь в разработку углеводородные ресурсы органического вещества - керогена.

Технология термогазового способа разработки месторождений легкой нефти с обычными коллекторами согласно упомянутого способа предусматривает формирование в пласте эффективного смешивающегося с нефтью вытесняющего агента за счет самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов при закачке в пласт воздуха. Поэтому основным критерием реализации такой технологии является начальная пластовая температура, уровень которой должен быть выше 65°C.

Промысловый отечественный и мировой опыт подтвердил, что закачка в такие коллекторы воздуха действительно приводит к формированию в пласте эффективного вытесняющего агента, что обеспечивает достижение нефтеотдачи до 60% и выше на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Очевидно, что реализация термогазового воздействия на месторождениях баженовской свиты также может повысить эффективность извлечения нефти из дренируемых зон. Однако согласно сказанному выше этого недостаточно, ибо для эффективной разработки месторождений баженовской свиты необходимо обеспечить решение следующих задач:

- обеспечить максимально возможное извлечение легкой нефти из недренируемой матрицы, а также углеводородов из керогена, содержащегося как в недренируемых, так и в дренируемых породах;

- обеспечить максимально возможное развитие зоны дренажа не только в матрице, но и в макротрещиноватых породах;

- обеспечить эффективное вытеснение легкой нефти из дренируемых зон.

Для решения этих задач технология термогазового воздействия на породы баженовской свиты должна характеризоваться следующими параметрами:

- внутрипластовые окислительные процессы должны обеспечить формирование в дренируемых литотипах пород перемещающиеся зоны генерации тепла;

- размеры зоны генерации тепла, скорость ее перемещения к добывающим скважинам, а также уровень температуры в ней должны обеспечить максимально возможный объем нефтекерогеносодержащей недренируемой матрицы до температуры не ниже 250-350°C, при которой согласно обобщенным экспериментальным данным извлекается не меньше 40-50% содержащейся в матрице легкой нефти.

В этой связи следует подчеркнуть, что с увеличением размера тепловой оторочки увеличивается и размер зоны прогрева недренируемой зоны. Одновременно с увеличением скорости перемещения тепловой оторочки в дренируемой зоне уменьшается глубина прогрева примыкающей к ней недренируемой зоны.

В свою очередь размер теплогенерируемой оторочки в дренируемой зоне и скорость ее перемещения в значительной степени определяется темпом закачки кислородсодержащей смеси, в частности воздуха и воды, и водовоздушным отношением. При этом если темп закачки рабочих агентов приводит к увеличению размеров зоны теплогенерации, то водовоздушное отношение может приводить как к ее увеличению, так и ее сокращению.

Известны способ и устройство для разработки вязкой нефти по патенту РФ на изобретение №2418944, МПК E21B 43/04, опубл. 20.05.2011 г. (прототип способа и устройства).

Сущность способа заключается в том, что создают в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, путем введения в горизонтальную часть обсадной колонны нагревательной скважины забойного газогенератора и воспламенения в нем горючего и подмешивание к продуктам сгорания воды.

Устройство содержит подогреватель воды, емкости горючего и окислителя на поверхности, газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагревательной скважины, соединенный трубопроводами с баками окислителя, горючего и нагревателем воды.

Принципиальная особенность предлагаемого способа разработки заключается в том, что величина водовоздушного отношения закачиваемых в дренируемые литотипы пород баженовской свиты воды и воздуха, темп и давление их нагнетания устанавливаются из условия необходимости прогрева до температур не ниже 250°C максимально возможного объема нефтекерогеносодержащей непроницаемой матрицы, окружающей охваченные дренированием теплогенерирующие зоны пласта. Реализация такого регулирования позволяет обеспечить не только эффективное смешивающееся вытеснение легкой нефти из дренируемых зон, но и ввод в активную разработку нефтекерогеносодержащих микропроницаемых зон.

В этой связи следует подчеркнуть, что нагнетание водовоздушной смеси позволяет реализовать не только внутрипластовые окислительные процессы, как это предусмотрено известным способом, но и обеспечить на этой основе смешивающееся вытеснение легкой нефти и тепловое воздействие, но одновременно и гидровоздействие. Как было отмечено выше, такое воздействие позволяет увеличить зону дренирования за счет создания дополнительных новых трещин и частичного раскрытия существующих микротрещин. Очевидно, что одновременное тепловое и гидровоздействие должно привести к синергетическому результату по расширению зоны дренирования и существенному увеличению ее фильтрационных характеристик.

Известен скважинный газогенератор по патенту РФ на полезную модель 136083, № МПК E21B 43/24, опубл. 27.12.2013 г. (прототип скважинного газогенератора).

Этот скважинный газогенератор содержит корпус, к верхнему торцу которого присоединены трубопроводы горючего, окислителя и воды, камеру сгорания, выходное сопло и смеситель воды с продуктами сгорания.

Недостатки этого скважинного газогенератора его низкая эффективность и возможность прогорания стенок камеры сгорания.

Задачей создания группы изобретений является подведение максимально возможного количества энергии в нагревательную скважину при одновременном уменьшении затрат энергии при добыче нефти.

Закачка в пласт с поверхности земли или с морской платформы перегретой воды с докритической температурой (ниже 374°С) или с температурой выше критической (выше 374°С) и высоким избыточным давлением, позволяющим достичь указанных температур воды без кипения и без образования пара непосредственно на поверхности, но с образованием большого количества пара в призабойной или забойной зоне скважины при доставке перегретой воды из наземной котельной установки.

Известно, что при высоком избыточном давлении в 218,5 атмосфер воду можно нагреть до критической точки, соответствующей температуре 374°С. При этом плотность воды в процессе ее нагрева до критической точки останется практически неизменной от первоначальной, что позволяет доставить ее к месту использования - призабойную или забойную зону скважины, в компактном виде с небольшими тепловыми потерями за счет высокой скорости из-за разницы в давлении - более высоким на поверхности земли и более низким в скважине. При этом, за счет более низкого давления в скважине произойдет вскипание воды и выброс большого количества пара в скважину. Получить воду с докритической точкой 374°C можно с использованием специальной наземной котельной установки.

В случае присутствия высокого давления в скважине, выше 218,5 атмосфер, для образования пара в наземной котельной установке необходимо поднять температуру воды выше критической 374°C, для этого создать давление выше 218,5 атмосфер.

За счет давления водяного столба в подающей трубе, высота которой может составлять несколько километров, будет образовываться дополнительное давление теплоносителя - воды.

Решение указанных задач достигнуто в способе разработки месторождений вязкой нефти, включающем создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, путем введения в горизонтальную часть обсадной колонны нагнетательной скважины забойного газогенератора и воспламенения в нем компонентов топлива: горючего с окислителем и подмешивание к продуктам сгорания предварительно подогретой воды, тем, что горючее, окислитель и подогретую воду закачивают через несколько колтюбингов в забойный газогенератор, при этом воду закачивают при помощи насоса воды в подогреватель воды, установленный перед колтюбингом, воспламеняют компоненты топлива в забойном газогенераторе при помощи свечи зажигания и медленно перемещают забойный газогенератор при помощи синхронной работы колтюбингов вдоль всего горизонтального участка обсадной колонны в сторону устья, потом извлекают из нагревательной скважины забойный газогенератор, опускают в нее колонну насосно-компрессорных труб со скважинными фильтрами в горизонтальной части обсадной колонны и осуществляют добычу из скважины жидкой фазы, газообразных фракций и легких испарившихся нефтепродуктов, разделяют и очищают их, потом все эти операции повторяют неоднократно. Соотношение сжигания компонентов топлива окислителя и горючего в забойном газогенераторе может быть осуществлено с коэффициентом избытка окислителя в диапазоне α=0,9…1,0. Вода может быть подогрета до температуры ниже критической. Вода может быть подогрета до сверхкритической температуры. Давление воды на выходе из насоса воды может быть установлено таким, чтобы с учетом гидростатического давления воды в скважине в забой ее давление превышало критическое давление воды. К воде можно подмешивать порошкообразный катализатор. Газообразные фракции могут сжижать для подогрева воды в подогревателе воды.

Решение указанных задач достигнуто в устройстве для разработки месторождения вязкой нефти, содержащее подогреватель воды, емкости горючего и окислителя на поверхности, газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагнетательной скважины, соединенный трубопроводами с баками окислителя, горючего и нагревателем воды, тем, что в качестве средств соединения скважинного газогенератора с баками окислителя, горючего и нагревателя воды выбраны трубы колтюбингов, а скважинный газогенератор содержит установленную на его верхнем торце свечу зажигания, соединенную с электронным блоком, например таймером. Насосы окислителя, горючего и воды могут содержать общий вал, соединенный с приводом. Насос воды может быть установлен между насосами окислителя и горючего. Привод может быть выполнен в виде электродвигателя. Привод может быть выполнен в виде дизеля. Привод может быть выполнен в виде газовой турбины, соединенной с газогенератором, работающим на газовой фракции, добываемой из скважины.

Привод может быть выполнен в виде паровой турбины, соединенной паропроводом с подогревателем воды, работающим на газовой фракции, добываемой из скважины.

Решение указанных задач достигнуто в скважинном газогенераторе, содержащий корпус, к верхнему торцу которого присоединены трубопроводы горючего, окислителя и воды, камеру сгорания, выходное сопло и смеситель воды с продуктами сгорания, отличающийся тем, что в его верхнем торце установлено устройство воспламенения, имеющее свечу зажигания, таймер и источник электроэнергии, камера сгорания выполнена в виде цилиндра, установленного с зазором коаксиального корпусу для прохождения воды, сопло выполнено сужающееся-расширяющимся с критическим сечением между сужающейся и расширяющейся частями, а смеситель совмещен с камерой сгорания и выполнено в виде отверстий в месте стыка цилиндрической части с сужающейся частью сопла и на выходе из сопла. Между сужающееся-расширяющимся соплом и корпусом могут быть установлены два вкладыша, имеющие на внутренней поверхности оребрение. Высота ребер может быть выполнена уменьшающейся в сторону критического сечения. Вкладыши могут быть выполнены из меди.

Сущность изобретения поясняется на чертежах фиг. 1…19, где:

- на фиг. 1 приведена схема устройства,

- на фиг. 2 приведена конструкция скважинного газогенератора,

- на фиг. 3 приведена конструкция электронного блока и его соединения со скважинным газогенератором,

- на фиг. 4 приведен вид A,

- на фиг. 5 приведен вид B,

- на фиг. 6 приведена конструкция сужающееся-расширяющегося сопла,

- на фиг. 7 приведен разрез C-C,

- на фиг. 8 приведен привод насосов в виде электродвигателя,

- на фиг. 9 приведен привод насосов в виде дизеля,

- на фиг. 10 приведен привод насосов в виде газовой турбины,

-на фиг. 11 приведен привод насосов в виде паровой турбины,

- на фиг. 12 приведена схема контроля и управления,

- на фиг. 13 приведена схема откачки нефти из продуктивного пласта,

- на фиг. 14 - графики изменения удельного теплового потока, скорости движения охлаждающей воды и температуры стенки камеры сгорания и сопла,

- на фиг. 15 приведена диаграмма состояния воды,

- на фиг. 16 приведена схема добычи нефти и газа при помощи нескольких скважин,

- на фиг. 17 приведена конструкция коаксиальных гибких трубопроводов,

- на фиг. 18 приведен разрез C-C,

- на фиг. 19 приведена схема добычи нефти из нагнетательной скважины.

Устройство для разработки вязкой нефти (фиг. 1…19) 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 горизонтальном участке 4 обсадной колонны 2 установлен забойный газогенератор 6. В верхней части обсадной колонны 2 в устье т.е. выше поверхности 7 породы 8 выполнен коллектор 9. Горизонтальный участок 5 выполнен в пределах нефтеносного пласта 10.

Устройство имеет следующее оборудование, установленное на поверхности 7 (фиг. 1):

бак воды 11 и подогреватель воды 12, бак окислителя 13 и насос окислителя 14, бак горючего 15 и насос горючего 16. Кроме того, устройство содержит три колтюбинга: колтюбинг окислителя 17, колтюбинг горючего 18 и колтюбинг воды 19, соответственно с гибкими трубопроводами 20, 21 и 22.

Гибкие трубопроводы окислителя 20, горючего 21 и воды 22 соединены со скважинным газогенератором 6 и размещены в полости 23 обсадной колонны 2.

Скважинный газогенератор 6 предназначен для сжигания горючего в окислителе. Чтобы полностью сжечь горючее и не осталось окислителя необходимо обеспечить их стехиометрическое соотношение.

Стехиометрическое соотношение между компонентами топлива (окислитель и горючее) является лишь теоретической мерой при оценке действительного состава топлива. Действительное соотношение между компонентами топлива оценивается через коэффициент избытка окислителя α.

При α>1,0 топливо содержит избыток окислителя, а при α<<1,0 - избыток горючих элементов.

С точки зрения термодинамики предпочтительно сжигать горючее при α=1.

Однако из-за неточности регулирования расходов компонентов топлива и неполноты сгорания целесообразно допустить небольшой избыток горючего α=0,9.

В верхней части обсадная колонна 2 закрыта герметичной крышкой 24, в отверстиях которой проходят гибкие трубопроводы 20…22. Гибкие трубопроводы 20…22 уплотнены в крышке 24. Система подачи воды содержит бак воды 11, трубопровод подачи воды 25, насос воды 12, регулятор расхода 26, подогреватель воды 13 и колтюбинг воды 19. Трубопровод подачи воды 25 соединен с входом в подогреватель воды 13. Выход из подогревателя воды 13 соединен с гибким трубопроводом 22, который далее соединен с забойным газогенератором 6. В воду может быть подмешен порошковый катализатор, например, порошок благородного металла: золота или платины. Подмешивание катализатора может быть выполнено или в баке воды 11 или в трубопроводе подачи воды 25 (такой вариант на фиг. 1…16 не показан).

Система подачи окислителя содержит бак окислителя 13, насос окислителя 14, регулятор расхода 27 и трубопровод окислителя 28, который соединяет бак окислителя 13 с колтюбингом 17.

Система подачи горючего содержит бак горючего 15, насос горючего 16, регулятор расхода 29 и трубопровод горючего 30, который соединяет бак горючего 15 с колтюбингом 19.

К коллектору 9 присоединен трубопровод отбора газообразных продуктов 31, который соединен с входом в установку сжижения газов 32, к выходу из которой присоединен трубопровод раздачи 33. Перед установкой сжижения газов 32 присоединен трубопровод отбора газа 34, содержащий регулятор 35 и клапан 36. Другой конец этого трубопровода соединен с подогревателем воды 13.

Более подробно конструкция забойного газогенератора 6 приведена на фиг. 2 и 3. Забойный газогенератор 6 содержит корпус 37 в виде стальной трубы и муфту 38 на верхнем торце свинченных по конической резьбе 39. Верхний торец муфты 38 по конической резьбе 40 закрыт заглушкой 41, через которую проходят гибкие трубопроводы 20…22. Корпус 37 сверху закрыт заглушкой 42. Между заглушками 41 и 42 выполнена перегородка 43 с образованием между ними полостей 44 и 45. В полость 44 выходит гибкий трубопровод 22, подводящий воду, а в полость 45 - гибкий трубопровод 21, подводящий горючее. На заглушке 42 установлена форсунка окислителя 46 и форсунка горючего 47. На заглушке 41 установлена свеча зажигания 48.

Заглушка 42 выполняет роль огневого днища камеры сгорания 49. Камера сгорания 49 выполнена в виде цилиндрического металлического кожуха установленного коаксиально корпусу 37 с зазором 50. К камере сгорания 49 присоединено сужающееся-расширяющееся сопло 51 (сопло Лаваля), которое содержит сужающуюся часть 52 и расширяющуюся часть 53 с критическим сечением 54 между ними. Сужающееся-расширяющееся сопло 51 может разгонять продукты сгорания до сверхзвуковой скорости. Гибкий трубопровод 20 соединен с форсункой окислителя 47. Свеча зажигания 48 соединена стальной трубкой 55 с полостью 56 камеры сгорания 49. (фиг. 3). В муфте 48 выполнена кольцевая полость 57, которая отверстиями 58 и 59 соединяет полость 44 с зазором 50 для прокачки воды с целью охлаждения камеры сгорания 49 и сопла 51.

Поток, имеющий сверхзвуковую скорость, создает звуковые и ультразвуковые волны огромной силы 140…160 Дб в широком диапазоне частот. Звуковые и ультразвуковые колебания широкого диапазона частот проникают внутрь нефтесодержащей породы и способствуют ее отделению от породы, растрескивания породы, что повышает дебит нефти на скважине.

Для смешения воды с продуктами сгорания служат два ряда отверстий 60 и 61 выполненных соответственно в месте стыковки камеры сгорания 49 и сопла 51 и на выходе из сопла 51. Такое выполнение отверстий улучшает охлаждение сопла 51 (завесное охлаждение).

Для улучшения охлаждения между сужающейся и расширяющейся частями могут быть установлены с зазором две вставки 62 имеющие оребрение 63 на внутренней стороне. Оребрение 63 может быть выполнено переменной высоты с уменьшением в сторону критического сечения, где тепловые потоки максимальны (фиг. 14). Известно, что в критическом сечении сопла удельные тепловые потоки имеют максимальные значения и превышают удельные тепловые потоки вдоль камеры сгорания в 2…3 раза. Без охлаждения сопло в критическом сечении прогорит практически мгновенно при соотношении компонентов топлива близком к стехиометрическому. И даже неэффективное охлаждение (только одно мероприятие) не спасет ситуацию. Одним из важных способов повышения коэффициента теплоотдачи от стенки к охлаждающей воде является повышение ее скорости движения в зазоре. Уменьшая высоту оребрения можно повысить коэффициент теплоотдачи. Кроме того, помогает интенсифицировать процесс теплопередачи наличие оребрения, а завесное охлаждение водяным паром уменьшает температуру продуктов сгорания в пограничном слое.

Для управления моментом воспламенения топлива может быть использован электронный блок 64, установленный в нагнетательной скважине 1 и закрепленный на скважинном газогенераторе 6 при помощи шарнирной тяги 65. Электронный блок 64 соединен электрическим проводом 66 со свечой зажигания 48.

Возможная конструкция электронного блока 64 приведена на фиг. 3. Он содержит металлический корпус 67 с тепловой изоляцией 68, внутри которого расположен источник электроэнергии 69 (аккумуляторная батарея) и электронный ключ 70, например таймер, соединенные электрической связью 71 для передачи сигнала в момент воспламенения.

Насосы воды 12, окислителя 14 и горючего 16 могут иметь общий вал 72 для согласования расходов окислителя, горючего и воды (фиг. 8).

Насос воды 12 расположен между насосами окислителя 14 и горючего 16. Это позволит значительно увеличить надежность насосов, так как исключает контакт окислителя и горючего, который может привести к взрыву.

Насос окислителя 14 содержит входной корпус 73, шнек 74, центробежное рабочее колесо 75, выходной корпус 76, опору 77 и уплотнение 78.

Насос воды 12 содержит входной корпус 79, шнек 80, центробежное рабочее колесо 81, выходной корпус 82, опору 83 и уплотнение 84.

Насос окислителя 16 содержит входной корпус 85, шнек 86, центробежное рабочее колесо 87, выходной корпус 88, опору 89 и уплотнение 90.

Центробежные рабочие колеса 75, 81 и 87 всех насосов установлены на общем валу 28, к которому присоединен привод 91. В качестве привода 91 может быть использован электродвигатель 92 (фиг. 8), соединенный электрическими проводами 93 через выключатель 94 с источником электроэнергии 95.

Возможно применение в качестве привода дизельного двигателя 96 (фиг. 9) или газовой турбины 97 (фиг. 10). Газовая турбина 97 содержит входной корпус 98, сопловой аппарат 99 и рабочее колесо 100. К входному корпусу 98 присоединен посредством газовода 101 генератор газа 102.

Возможно применение паровой турбины 103 (фиг. 11). Паровая турбина 103 имеет конструкцию аналогичную газовой турбине и подсоединена паропроводом 104 к нагревателю воды 13, который предпочтительно выполнить с двумя независимыми секциями. В этом случае подогреватель воды 13 имеет корпус 105, в котором установлены высокотемпературная секция подогрева 106 и низкотемпературная секция подогрева 107. Внутри корпуса 105 выполнены форсунки 108, к корпусу 105 присоединена выхлопная труба 109. Ко входу в низкотемпературную секцию 103 присоединен трубопровод воды 110, а к ее выходу - паропровод 104, другой конец которого соединен с входным корпусом 98 паровой турбины 103.

В процессе добычи нефти и газа (фиг. 12) в состав нагнетательной скважины 1 входит колонна НКТ 111 (насосно-компрессорных труб) со скважинными фильтрами 112, откачивающий насос 113, сепаратор 114, фильтр 115, трубопровод 116. Откачивающий насос 113 имеет привод 117.

СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ

Система контроля и управления приведена на фиг. 13 и содержит датчик расхода окислителя 118, датчик расхода горючего 119, датчик расхода воды 120, датчик давления окислителя 121, датчик давления горючего 122, датчик давления воды 123, датчик температуры воды на выходе из высокотемпературной секции 124 и датчик температуры воды на выходе из низкотемпературной секции 125. Датчики расхода окислителя и горючего 118 и 119 позволяют определить соотношение компонентов топлива, поступающего в скважинный газогенератор 6.

Устройство содержит блок управления 126, который электрическими связями 127 соединен с датчиками 118…125 и с регуляторами расхода 24, 27 и 29.

На фиг. 14 приведены:

- график изменения удельного теплового потока вдоль длины камеры сгорания и сопла поз. 128,

- график изменения скорости движения охлаждающей воды в зазоре - поз. 129,

- график изменения температуры стенки камеры сгорания и сопла - поз. 130.

На фиг. 16 приведена схема добычи нефти и газа при помощи нескольких скважин.

Кроме нагнетательной скважины 1 пробурена одна или несколько добывающих скважин 131 с коллектором 132 на устье, к которому присоединен сепаратор 133, который разделяет добываемый продукт на нефть, газ и воду. Сепаратор 133 соединен первым выходом с нефтепроводом 134, вторым выходом - с осушителем газа 135, к выходу которого подсоединена установка сжижения газа 136. Первый выход 137 этой установки соединен с нефтепроводом 134. Второй выход 138 через клапан 139 соединен трубопроводом 140 с топливопроводом 34 для питания форсунки 108 подогревателя 13 сжиженным газом.

Для питания подогревателя воды 13 несжиженным газом выход из осушителя газа 135 через клапан 141 также соединен с топливопроводом 34. Это снизит затраты на подогрев воды, так как привозное топливо в любом случае будет дороже.

Для запуска работы подогревателя воды 13 на первоначальном этапе целесообразно использовать привозное топливо.

На фиг. 17 и 18 приведена конструкция коаксиально расположенных гибких труб 17 и 18. Окислитель поступает в забойный газогенератор 6 по полости 142 гибкой трубы 17, а горючее по зазору 143 между гибкими трубами 17 и 18. В этом случае вместо трех колтюбингов будет применено два.

На фиг. 19 приведена схема добычи нефти и газа из нагнетательной скважины с применением пакеров 144 между обсадной колонной труб 2 и колонной НКТ 111 и пакера 145 размещенного вне обсадной колонны 2 в заколонном зазоре 146.

РАБОТА УСТРОЙСТВА

Перед выполнением работ бурят нагнетательную скважину 1 (горизонтальную) и устанавливают в ней обсадную колонну 2. При этом горизонтальная часть 4 обсадной колонны 2 полностью перфорирована отверстиями 5 (фиг. 1).

При помощи колтюбингов 17, 18 и 19 на гибких трубопроводах 20…22 забойный газогенератор 6 опускают в обсадную колону 2 на максимальную глубину в забой скважины 1, запускают привод 91 (фиг. 8), который приводит во вращение центробежные рабочие колеса 75,81 и 87 насосов 12, 14 и 16. Окислитель, горючее и вода поступают в скважинный газогенератор 6 через колтюбинги 17…19 по гибким трубам 20…22.

При помощи электронного ключа 70 в электронном блоке 64 (фиг. 3) подают напряжение на свечу зажигания 48 в результате чего компоненты топлива окислитель и горючее в камере сгорания 49 воспламеняются. Продукты сгорания со сверхзвуковой скоростью истекают из сужающееся-расширяющегося сопла 51 в нагнетательную скважину 1. Вода охлаждает стенки сопла 51 и истекает в него через два ряда отверстий 60 и 61 при этом температура продуктов сгорания уменьшается во избежание прогара обсадной колонны 2. Продукты сгорания прогревают нефтеносный пласт 10. Скважинный газогенератор 6 медленно перемещают по горизонтальному участку 4 обсадной трубы 2 в сторону устья. Перемещение может быть дискретным.

Одновременно из коллектора 9 по трубопроводу 31 отбирают газообразные продукты, содержащие природный газ, легкие фракции нефти и продукты сгорания. После фильтрации газообразные углеводороды сжижают в установке сжижения 32 и по трубопроводу 33 подают потребителю.

Перемещение скважинного газогенератора может быть дискретным и длится довольно долго, чтобы прогреть окружающее пространство на расстояние не менее 50 м. Потом скважинный газогенератор 6 поднимают на поверхность и извлекают его.

После этого в скважину 1 (фиг. 12) опускают колонну НКТ 111 со скважинными фильтрами 112. Включают откачивающий насос 118 и из скважины 1 откачивают смесь нефти, газа и воды, которые фильтруют в фильтре 114, который установлен на устье скважины 1 и разделяют на фракции в сепараторе 115. По трубе 116 очищенная нефть идет к потребителю, например, в нефтепровод. В нефтепровод могут подаваться и сжиженные фракции полученные в результате добычи нефти попутно с ней.

Контроль за процессом осуществляют (фиг. 13) автоматически или вручную. Для этого используют показания расходомеров 118…120 и датчиков 121…125. По показаниям расходомера окислителя 118 и горючего 119 поддерживают оптимальное соотношение компонентов топлива α=0,9…1,0.

На фиг. 13 приведены графики изменения удельного теплового потока 128, скорости движения охлаждающей воды 129 и температуры стенки 130 вдоль камеры сгорания и сопла скважинного газогенератора. Применение переменной высоты ребер, уменьшающихся к критическому стечению, позволило предотвратить прогары в этом сечении и сделать температуру стенок сопла практически постоянной по его длине.

Возможно осуществление питания подогревателя газом от соседней скважины (фиг. 16).

На фиг. 17 и 18 приведен возможный вариант жидких трубопроводов окислителя 17 и горючего 18 с их коаксиальным расположением.

Соотношение расхода воды и компонентов топлива (суммарный расход горючего и окислителя) зависит от энергетики компонентов топлива и от температуры воды и может быть выполнено в диапазоне

Gвод./(Go+Gг)=1,0…5,0

Чем выше температура воды, тем больше ее потребуется в связи с тем, что ее удельная теплота испарения снижается с ростом температуры (табл. 1.)

Результаты сравнения предложенного способа добычи вязкой нефти с прототипом приведены в табл. 2

Время прогрева заданного объема уменьшилось в 28 раз.

Закачка в пласт с поверхности земли или с морской платформы перегретой воды с докритической температурой (ниже 374°С) или с температурой выше критической (выше 374°С) и высоким избыточным давлением, позволяющим достичь указанных температур воды без кипения и без образования пара непосредственно на поверхности, но с образованием большого количества пара в призабойной или забойной зоне скважины при доставке перегретой воды наземной котельной установки.

При высоком избыточном давлении в 218,5 атмосфер воду можно нагреть до критической точки, соответствующей температуре 374°C (фиг. 15). При этом плотность воды в процессе ее нагрева до критической точки останется практически неизменной от первоначальной, что позволяет доставить ее к месту использования - призабойную или забойную зону скважины в компактном виде с небольшими тепловыми потерями за счет высокой скорости из-за разницы в давлении - более высоким на поверхности земли и более низким в скважине. При этом, за счет более низкого давления в скважине произойдет вскипание воды и выброс большого количества пара в скважину.

В случае присутствия высокого давления в скважине, выше 218,5 атмосфер, для образования пара в нагревателе (наземной котельной установке) необходимо поднять температуру воды выше критической 374°C, для этого создать давление выше 218,5 атмосфер.

За счет давления водяного столба в подающей трубе, высота которой может составлять несколько километров, будет образовываться дополнительное давление теплоносителя - воды порядка 100-300 атмосфер. Это уменьшит нагрузку на насос воды и уменьшит энергетические затраты на его привод.

Применение группы изобретений позволило:

1. Увеличить полноту сгорания топлива в скважинном газогенераторе практически до 100%, полностью исключив попадание окислителя (кислорода) в нефтеносный пласт и исключить взрывы из-за накопления кислорода и его вступления в реакцию с углеводородами. Это достигнуто соотношением расходов окислителя и горючего α=0,9…1,0.

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

3. На участке разработки с использованием предлагаемого метода достигается нефтеотдача 70%. Таким образом, оптимально значение соотношения компонентов топлива и водовтопливное 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.

4. Уменьшить время прогрева нефтеносного пласта до 250°C с 14 месяцев до 15 дней по сравнению с прототипом.

5. Использовать одновременно с другими методами воздействия на нефтеносный пласт акустическое воздействие, что улучшит проницаемость нефтеносного пласта и приведет к образованию в нем микро и макротрещин.

6. Использовать для скважинного газогенератора несамовоспламеняющиеся компоненты топлива за счет применение свечи зажигания.

7. Отказаться от геофизического кабеля для управления моментом воспламенения в камере сгорания скважинного газогенератора.

8. Одновременно с добычей нефти добывать и утилизировать газообразные углеводороды для собственных нужд и для потребителя.

9. Улучшить экологию процесса добычи исключив выброс или сжигание газа в атмосфере без использования тепловой энергии.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и газа, конкретно к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из глинистых пластов. Способ разработки месторождений вязкой нефти включает создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, путем введения в горизонтальную часть обсадной колонны нагнетательной скважины забойного газогенератора и воспламенения в нем компонентов топлива: горючего с окислителем и подмешивание к продуктам сгорания предварительно подогретой воды. При этом горючее, окислитель и подогретую воду закачивают через несколько колтюбингов в забойный газогенератор. Воду закачивают при помощи насоса воды в подогреватель воды, установленный перед колтюбингом. Воспламеняют компоненты топлива в забойном газогенераторе при помощи свечи зажигания и медленно перемещают забойный газогенератор при помощи синхронной работы колтюбингов вдоль всего горизонтального участка обсадной колонны в сторону устья. Затем извлекают из нагревательной скважины забойный газогенератор. Опускают в нее колонну насосно-компрессорных труб со скважинными фильтрами в горизонтальной части обсадной колонны и осуществляют добычу из скважины жидкой фазы, газообразных фракций и легких испарившихся нефтепродуктов, разделяют и очищают их. Техническим результатом является повышение КПД процесса и обеспечение безопасности. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 19 ил., 2 табл.

1. Способ разработки месторождений вязкой нефти, включающий создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, путем введения в горизонтальную часть обсадной колонны нагнетательной скважины забойного газогенератора и воспламенения в нем компонентов топлива: горючего с окислителем и подмешивание к продуктам сгорания предварительно подогретой воды, отличающийся тем, что горючее, окислитель и подогретую воду закачивают через несколько колтюбингов в забойный газогенератор, при этом воду закачивают при помощи насоса воды в подогреватель воды, установленный перед колтюбингом, воспламеняют компоненты топлива в забойном газогенераторе при помощи свечи зажигания и медленно перемещают забойный газогенератор при помощи синхронной работы колтюбингов вдоль всего горизонтального участка обсадной колонны в сторону устья, потом извлекают из нагревательной скважины забойный газогенератор, опускают в нее колонну насосно-компрессорных труб со скважинными фильтрами в горизонтальной части обсадной колонны и осуществляют добычу из скважины жидкой фазы, газообразных фракций и легких испарившихся нефтепродуктов, разделяют и очищают их, потом все эти операции повторяют неоднократно.

2. Способ разработки месторождения вязкой нефти по п. 1, отличающийся тем, что соотношение сжигание компонентов топлива окислителя и горючего в забойном газогенераторе осуществляют с коэффициентом избытка окислителя в диапазоне α=0,9…1,0.

3. Способ разработки месторождения вязкой нефти по п. 1 или 2, отличающийся тем, что воду подогревают до температуры ниже критической.

4. Способ разработки месторождения вязкой нефти по п. 1 или 2, отличающийся тем, что воду подогревают до сверхкритической температуры.

5. Способ разработки месторождения вязкой нефти по п. 1 или 2, отличающийся тем, что давление воды на выходе из насоса воды устанавливают таким, чтобы с учетом гидростатического давления воды в скважине в забой ее давление превышало критическое давление воды.

6. Способ разработки месторождения вязкой нефти по п. 1 или 2, отличающийся тем, что к воде подмешивают порошкообразный катализатор.

7. Способ разработки месторождения вязкой нефти по п. 1 или 2, отличающийся тем, что газообразные фракции сжижают для подогрева воды в подогревателе воды.

8. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти, содержащее подогреватель воды, баки горючего и окислителя на поверхности, газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагнетательной скважины, соединенный трубопроводами с баками окислителя, горючего и нагревателем воды, отличающееся тем, что в качестве средств соединения скважинного газогенератора с баками окислителя, горючего и нагревателя воды выбраны трубы колтюбингов, а скважинный газогенератор содержит установленную на его верхнем торце свечу зажигания, соединенную с электронным блоком, например таймером.

9. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти по п. 8, отличающееся тем, что насосы окислителя, горючего и воды содержат общий вал, соединенный с приводом.

10. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти по п. 9, отличающееся тем, что насос воды установлен между насосами окислителя и горючего.

11. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти по п. 10, отличающееся тем, что привод выполнен в виде электродвигателя.

12. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти по п. 10, отличающееся тем, что привод выполнен в виде дизеля.

13. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти по п. 10, отличающееся тем, что привод выполнен в виде газовой турбины, соединенной с газогенератором, работающим на газовой фракции, добываемой из скважины.

14. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти по п. 10, отличающееся тем, что привод выполнен в виде паровой турбины, соединенной паропроводом с подогревателем воды, работающим на газовой фракции, добываемой из скважины.

15. Скважинный газогенератор, содержащий корпус, к верхнему торцу которого присоединены трубопроводы горючего, окислителя и воды, камера сгорания, выходное сопло и смеситель воды с продуктами сгорания, отличающийся тем, что в его верхнем торце установлено устройство воспламенения, имеющее свечу зажигания, таймер и источник электроэнергии, камера сгорания выполнена в виде цилиндра, установленного с зазором коаксиального корпусу для прохождения воды, сопло выполнено сужающееся-расширяющимся с критическим сечением между сужающейся и расширяющейся частями, а смеситель совмещен с камерой сгорания и выполнено в виде отверстий в месте стыка цилиндрической части с сужающейся частью сопла и на выходе из сопла.

16. Скважинный газогенератор по п. 15, отличающийся тем, что между сужающееся-расширяющимся соплом и корпусом установлены два вкладыша, имеющие на внутренней поверхности оребрение.

17. Скважинный газогенератор по п. 16, отличающийся тем, что высота ребер выполнена уменьшающейся в сторону критического сечения.

18. Скважинный газогенератор по п. 16, отличающийся тем, что вкладыши выполнены из меди.