ЗАБОЙНЫЙ ПАРОГАЗОГЕНЕРАТОР Российский патент 2016 года по МПК E21B36/02 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[1] Методики механизированной добычи применяются для увеличения дебита эксплуатационной нефтяной скважины. Одним доступным для промышленного применения видом механизированной добычи является газлифт. При газлифте в скважину нагнетается сжатый газ для увеличения дебита добываемой текучей среды с помощью уменьшения потерь напора, связанных с весом столба добываемых текучих сред. В частности, нагнетаемый газ уменьшает давление на дне забоя скважины, уменьшая объемную плотность текучей среды в скважине. Уменьшенная плотность облегчает выход текучей среды из скважины. Газлифт, вместе с тем, не работает в некоторых ситуациях. Например, газлифт не работает в скважинах, проходящих в коллекторы нефти высокой вязкости (тяжелой нефти). Обычно термические способы применяют для извлечения тяжелой нефти из коллектора. В обычном термическом способе пар, вырабатываемый на поверхности, закачивается через нагнетательную скважину в коллектор. В результате теплообмена между паром, нагнетаемым в скважину, и текучими средами на забое вязкость нефти уменьшается до величины, обеспечивающей подачу насосом из отдельной эксплуатационной скважины. Газлифт нет смысла применять в термической системе, поскольку относительно низкая температура газа снижает действие теплообмена между паром и тяжелой нефтью, увеличивая вязкость нефти, и отрицательно влияет на эффективность работы термической системы.

[2] Другими примерами, где газлифт нецелесообразно применять, являются эксплуатационные скважины с высоким уровнем парафинов или асфальтенов. Падение давления, связанное с подачей газлифта, изменяет термодинамическое состояние и делает нагнетательные газы холоднее добываемой текучей среды. Смешивание холодных газов с добываемыми текучими средами приводит к осаждению их компонентов на стенках эксплуатационной системы труб. Данные отложения могут уменьшать или останавливать добычу нефти.

[3] По причинам, указанным выше, и по другим причинам, указанным ниже, которые становятся понятны специалистам в данной области техники из настоящего описания, существует необходимость создания эффективного и высокопроизводительного устройства и способа отбора нефти из коллектора.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[4] Упомянутые выше проблемы существующих систем решаются с помощью вариантов осуществления настоящего изобретения, которые становятся понятны из приведенного ниже подробного описания изобретения. Сущность изобретения приведена в качестве примера и не служит ограничением. Сущность приведена для помощи пользователю в понимании некоторых аспектов изобретения.

[5] В одном варианте осуществления изобретения создана система забойного парогазогенератора. Забойный парогазогенератор включает в себя корпус, парогазогенератор и выпускное окно. Корпус сконфигурирован и выполнен с возможностью установки в зоне забоя эксплуатационной скважины. Корпус дополнительно образует камеру сгорания. Парогазогенератор размещается в корпусе. Парогазогенератор выполнен с возможностью сжигания топлива в камере сгорания. Выпускное окно установлено для подачи выхлопных газов из камеры сгорания в поток нефти, проходящий на выход из эксплуатационной скважины.

[6] В другом варианте осуществления создана другая система забойного парогазогенератора для эксплуатационной скважины. Система забойного парогазогенератора включает в себя корпус, по меньшей мере один подающий соединительный узел, парогазогенератор и выпускное окно камеры сгорания. Корпус имеет камеру смеси нефти и отработанного газа и камеру сгорания. Корпус имеет по меньшей мере одно входное окно нефти, которое проходит через наружную оболочку корпуса, обеспечивая проход нефти из эксплуатационной скважины в камеру смеси нефти и отработанного газа. Корпус дополнительно имеет по меньшей мере одно выходное окно нефти и отработанного газа, которое проходит через наружную оболочку корпуса и отнесено на выбранное расстояние от по меньшей мере одного входного окна нефти. По меньшей мере одно выходное окно нефти и отработанного газа выполнено с возможностью пропуска нефти и отработанного газа на выход из корпуса. Корпус дополнительно имеет по меньшей мере один канал подачи, который проходит в наружной оболочке корпуса. По меньшей мере один подающий соединительный узел соединяется с корпусом. Каждый подающий соединительный узел гидравлически сообщается по меньшей мере с одним соответствующим каналом подачи. Парогазогенератор выполнен с возможностью сжигания топлива в камере сгорания. Парогазогенератор дополнительно выполнен с возможностью приема топлива и воздуха, пропускаемого по меньшей мере в одном канале подачи. Выпускное окно камеры сгорания установлено для пропуска отработанных газов из камеры сгорания в камеру смеси нефти и отработанного газа.

[7] В еще одном варианте осуществления создан способ отбора нефти из нефтяного коллектора. Способ включает в себя: установку забойного парогазогенератора в стволе эксплуатационной скважины, проходящей в нефтяной коллектор; подачу топлива в парогазогенератор через каналы в корпусе, содержащем парогазогенератор; инициирование запальной системы парогазогенератора; сжигание топлива в камере сгорания в корпусе и выпуск отработанных газов в ствол скважины.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[8] Настоящее изобретение и его дополнительные преимущества и варианты применения можно лучше понять из приведенного ниже подробного описания с прилагаемыми чертежами, на которых показано следующее.

На Фиг.1 показан вид сбоку термического газлифта, включающего в себя забойную камеру сгорания одного варианта осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.2 показан вид сбоку термического газлифта Фиг.1.

На Фиг.3 показан вид сверху термического газлифта Фиг.1.

На Фиг.4A показано сечение термического газлифта по линии 4A-4A Фиг.2.

На Фиг.4B показано сечение термического газлифта по линии 4B-4B Фиг.3.

На Фиг.4C показано сечение термического газлифта по линии 4C-4C Фиг.3.

На Фиг.5A показано сечение термического газлифта по линии 5A-5A Фиг.2.

На Фиг.5B показано сечение термического газлифта по линии 5B-5B Фиг.2.

На Фиг.5C показано сечение термического газлифта по линии 5C-5C Фиг.2.

На Фиг.5D показано сечение термического газлифта по линии 5D-5D Фиг.2.

На Фиг.5E показано сечение термического газлифта по линии 5E-5E Фиг.2.

На Фиг.6A показана с увеличением часть сечения термического газлифта Фиг.4B.

На Фиг.6B показана с увеличением другая часть сечения термического газлифта Фиг.4B.

На Фиг.6C показана с увеличением часть сечения термического газлифта Фиг.4C.

На Фиг.6D показана с увеличением другая часть сечения термического газлифта Фиг.4C.

На Фиг.7 показано сечение электрогенератора, включающего в себя забойный парогазогенератор одного варианта осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.8 показано сечение системы реформинга, включающей в себя забойный парогазогенератор одного варианта осуществления настоящего изобретения.

Согласно обычной практике различные описанные элементы вычерчены без соблюдения масштаба для выделения конкретных признаков, релевантных для настоящего изобретения. Одинаковые позиции ссылки присвоены одинаковым элементам на чертежах и по тексту.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[27] В следующем подробном описании с прилагаемыми чертежами даны примеры иллюстративных конкретных вариантов осуществления изобретения. Данные варианты осуществления описаны достаточно подробно, при этом специалисту в данной области техники, реализующему изобретение, понятно, что можно применять другие варианты осуществления и что изменения можно выполнять без отхода от сущности и объема настоящего изобретения. Следующее подробное описание, таким образом, нельзя считать ограничивающим, и объем настоящего изобретения определяется только формулой изобретения и ее эквивалентами.

[28] В вариантах осуществления настоящего изобретения создана система забойного парогазогенератора для применения в эксплуатационной скважине. В некоторых вариантах осуществления система забойного парогазогенератора является частью термического газлифта 100. Варианты осуществления термического газлифта с горением дают преимущества над традиционными термическими способами, в которых пар направляется в боковую скважину вытеснения (непродуктивную скважину). Для примера, поскольку небольшой объем воды вырабатывается в системе с забойным парогазогенератором (т.е. только объем в виде водяного пара в процессе сгорания), требуется ограниченный водоотвод из скважины. Кроме того, оборудование вариантов осуществления является весьма компактным, что обеспечивает предпочтительное применение на удаленных площадках, например на морских месторождениях. Система забойного парогазогенератора имеет много других вариантов применения, кроме простого нагревания нефти, например, без ограничения этим, для газификации, вырабатывания электроэнергии реформинга, кратко рассмотренных ниже.

[29] На Фиг.1 показан термический газлифт 100 варианта осуществления системы с забойным парогазогенератором. На Фиг.1 показана обсадная колонна 122, установленная в стволе скважины, пробуренной в породе 202 в нефтяной коллектор 205, содержащий нефть 206. В забойной зоне ствола скважины в обсадной колонне 122 установлен термический газлифт 100. Пакерующее уплотнение 124 установлено между корпусом 102 термического газлифта 100 и обсадной колонной 122 для создания изоляции. Пакерующее уплотнение предотвращает проход нефти 206 в пространстве вокруг корпуса 102 термического газлифта 100. Корпус 102 термического газлифта 100 на Фиг.1 показан с множеством впускных окон 104 нефти. Нефть 206 из нефтяного коллектора 205 входит во впускные окна 104 нефти в корпусе 102. Нефть 206 затем нагревается в корпусе 102, как рассмотрено ниже, и после этого выпускается из выпускных окон 106 нефти и отработанного газа в корпусе 102. Как показано, выпускные окна 106 нефти и отработанного газа (выпускные окна 106 нефти и газа) корпуса установлены над пакерующим уплотнением 124. Нефть над пакерующим уплотнением 124 можно откачивать на выход из скважины с применением традиционных способов, известных в технике. Поскольку вязкость нефти уменьшена термическим газлифтом 100, традиционные способы перекачки должны являться эффективными даже для добычи высоковязкой нефти (тяжелой нефти). Также на Фиг.1 показан первый впускной соединительный узел 108 подачи и второй впускной соединительный узел 110 подачи. Первый впускной соединительный узел 108 подачи выполнен с возможностью соединения первой подающей трубы 308 с термическим газлифтом 100, и второй впускной соединительный узел 110 подачи выполнен с возможностью соединения второй подающей трубы 310 с термическим газлифтом 100. В варианте осуществления по первой и второй подающим трубам подаются выбранные газы, текучие среды и т.п. в термический газлифт 100 для сжигания, например, без ограничения этим, воздух и метан. Хотя показаны только два впускных соединительных узла 108 и 110, понятно, что больше или меньше соединительных узлов можно использовать в зависимости от функциональных требований термического газлифта 100. Кроме того, в одном варианте осуществления соединительный узел 108 или 110 обеспечивает электрическое соединение для питания запальной системы для парогазогенератора 500, как рассмотрено ниже.

[30] На Фиг.2 показан вид сбоку термического газлифта 100 и пакерующего уплотнения 124. Корпус 100 включает в себя первый корпусной участок 102a с впускными окнами 104 нефти и выпускными окнами 106 нефти и газа, второй корпусной участок 102b и третий корпусной участок 102c. На Фиг.3 показан вид сверху термического газлифта 100 в обсадной колонне 122. На данном виде сверху показан первый впускной соединительный узел 108 и второй впускной соединительный узел 110. На Фиг. 4A-4C показаны продольные сечения компонентов варианта осуществления термического газлифта 100. В частности, на Фиг.4A показано сечение термического газлифта по линии 4A-4A Фиг.2, на Фиг.4B показано сечение термического газлифта по линии 4B-4B Фиг.3 и на Фиг.4C показано сечение термического газлифта по линии 4C-4C Фиг.3. Термический газлифт 100 данного варианта осуществления включает в себя систему 101 парогазогенератора с парогазогенератором 500, размещенным в третьем корпусном участке 102c, и камерой 200 сгорания, выполненной во втором корпусном участке 102b. Термический газлифт 100 дополнительно включает в себя теплообменную систему 300 и смесительную камеру 207 (камеру смешивания нефти и отработанного газа). Парогазогенератор 500 системы 101 парогазогенератора воспламеняет газы, подаваемые насосом в термический газлифт 100 через первый и второй впускные соединительные узлы 108 и 110. В частности, по каналам в корпусе 102 газы подаются в парогазогенератор 500. Например, на Фиг.6A показано с увеличением сечение 402 термического газлифта 100 с первым впускным соединительным узлом 108. Как показано, первый корпусной участок 102a включает в себя каналы 302a, состыкованные с каналом в первом впускном соединительном узле 108, через который проходит газ. Каналы 302a расположены в наружной оболочке 103 корпуса 102 и проходят по длине первого корпусного участка 102a, как показано на Фиг.4B. На Фиг.6B показано с увеличением сечение 404, где каналы 302a проходят в канал 302b, проходящий радиально вокруг второго конца первого корпусного участка 102a. На Фиг.6C дополнительно показано с увеличением сечение 406 соединения канала 302b с каналами 302c во втором корпусном участке 102b. Каналы 302b проходят во втором корпусном участке 102b к парогазогенератору 500, как показано с увеличением в сечении 408 на Фиг.6D. Таким образом, представлен один способ создания проходов для текучих сред, например топлива и воздуха, в парогазогенератор 500. Каналы 302a, 302b и 302c не только создают средство подачи, они также создают рубашку охлаждения (корпус 102). То есть поток относительно холодного воздуха и топлива, проходящий через каналы 302a, 302b и 302c, помогает охлаждать корпусные участки 102a и 102b, когда парогазогенератор 400 работает.

[31] На Фиг.6B и 6C в сечениях 404 и 406 с увеличением показана соединительная муфта 420, применяемая для соединения первого корпусного участка 102a со вторым корпусным участком 102b. Как показано, соединительная муфта 420 включает в себя внутреннюю резьбу 422, свинчивающуюся с наружной резьбой 130 на втором корпусном участке 102b. Наружная резьба 130 второго корпусного участка 102b расположена вблизи первого конца 132 второго корпусного участка 102b. Соединительная муфта 420 дополнительно включает в себя участок 424 внутреннего удерживающего уступа вблизи первого конца 420a муфты 420, выполненный для упора во фланец 140, выступающий от поверхности первого корпусного участка 102a, для соединения первого корпусного участка 102a со вторым корпусным участком 102b. Фланец 140 выступает от первого корпусного участка 102a вблизи второго конца 142 первого корпусного участка. Наружная резьба 130, которая проходит от первого конца 132 второго корпусного участка 102b, заканчивается на первом соединительном кольце 450, которое проходит вокруг наружной поверхности второго корпусного участка 102b. Первое соединительное кольцо 450 второго корпусного участка 102b упирается во второй конец 420b соединительной муфты 420, когда соединительная муфта 420 соединяет первый корпусной участок 102a со вторым корпусным участком 102b. В одном варианте осуществления уплотнение (не показано) устанавливается в соединениях между муфтой 420 и первым и вторым корпусными участками 102a и 102b для герметизации камеры 200 сгорания.

[32] На Фиг.6D в сечении 408 с увеличением показано соединение между вторым корпусным участком 102b и третьим корпусным участком 102c. Третий корпусной участок 102c можно называть колпаком 102c парогазогенератора. Колпак 102c парогазогенератора включает в себя внутреннюю резьбу 460, которая проходит выбранное расстояние от открытого конца 462 колпака 102c парогазогенератора. Колпак 102c парогазогенератора дополнительно включает в себя закрытый конец 464. Внутренняя резьба 460 колпака 102c парогазогенератора свинчивается с наружной резьбой 150 на втором корпусном участке 102b. Наружная резьба 150 проходит от второго конца 152 второго участка 102b до второго кольца 154, которое проходит вокруг наружной поверхности второго участка 102b. Как показано, кромка, проходящая вокруг открытого конца 462 колпака 102c, взаимодействует со вторым кольцом 154, когда колпак 102c свинчивается со вторым корпусным участком 102b. В одном варианте осуществления уплотнение (не показано) устанавливается между колпаком 102c и вторым корпусным участком 102b для герметизации парогазогенератора 500 от наружных элементов.

[33] На Фиг.6D в сечении 408 с увеличением дополнительно показан парогазогенератор 500 варианта осуществления. Аналогичная камера сгорания описана в заявке U.S. Provisional Application No. 61/664015 под названием "Apparatuses and Methods Implementing a Downhole Combustor", выложена 25 июня 2012 г., полностью включена в данный документ в виде ссылки. Парогазогенератор 500 включает в себя топливопровод 508, который соединен с каналом подачи, аналогичным каналу 302c подачи во втором участке 102b корпуса 102. Топливопровод 508 соединен для подачи топлива с топливной форсункой 506 с предварительным смешиванием компонентов. Также с топливной форсункой с предварительным смешиванием компонентов соединен воздухопровод 512. Воздухопровод 512 принимает воздух через канал подачи, например канал 302c подачи, показанный во втором участке 102b корпуса 102. В одном варианте осуществления воздух подается из каналов 302c подачи во внутреннюю камеру 511, выполненную в третьем корпусном участке 102c корпуса 102. Воздух и топливо смешиваются в форсунке 506 с предварительным смешиванием компонентов и подаются в запальную камеру 502. Запальная камера 502 выполнена с возможностью обеспечения единообразного и надежного воспламенения топливовоздушной смеси, как описано дополнительно в заявке U.S. Provisional Application No. 61/664,015, даже в окружающей среде с относительно высоким давлением. Горение можно получать при данном конструктивном решении термического газлифта 100, даже если давление в зоне горения термического газлифта 100 достигает 2000 фунт/дюйм² (14 МПа) или больше, когда на сам термический газлифт 100 действует давление 30000 фунт/дюйм² (210 МПа) или больше в глубоких нефтяных коллекторах. Одну или несколько свеч 514 предпускового подогрева применяют для инициирования горения в запальной камере 502. Парогазогенератор 500 дополнительно включает в себя плоскую головку 504 топливной форсунки, которая включает в себя множество отверстий форсунки, гидравлически сообщающихся с каналом подачи топлива во втором участке 102b корпуса 102. Также на Фиг.6D показана плоская головка 516 воздушного распыления. Плоская головка 516 воздушного распыления включает в себя множество каналов, подающих воздух в камеру 200 сгорания корпуса 102. В частности, множество каналов в плоской головке 516 воздушного распыления гидравлически сообщаются с каналами подачи воздуха во втором участке 102b корпуса 102. Воздух из плоской головки 516 воздушного распыления (которая в одном варианте осуществления является головкой 516 завихрения воздуха) и топливо из плоской головки 504 топливной форсунки смешиваются и сжигаются в камере 200 сгорания корпуса 102. Топливо и воздух в камере 200 сгорания вначале воспламеняются воспламененной топливовоздушной смесью из запальной камеры 502. После воспламенения топлива и воздуха в камере 200 сгорания электропитание свечи 514 предпускового подогрева отключается. Как описано выше, в одном варианте осуществления один из соединительных узлов 108 или 110 обеспечивает соединение электропроводного канала, проходящего через корпус 102, для подачи электропитания на одну или несколько свеч предпускового подогрева.

[34] Химическая энергия газа в камере 200 сгорания преобразуется в тепловую энергию вследствие горения топливовоздушной смеси, и температура в камере 200 сгорания поднимается. Тепло от горячих газов используется теплообменной системой 300 в первом корпусном участке 102a для нагрева нефти 206 из нефтяного коллектора 205, входящей во впускные окна 104 нефти корпуса 102. Теплообменная система 300 включает в себя теплообменные трубки 320. Нефть 206, поступающая из впускных окон 104, проходит вокруг теплообменных трубок 320, при этом принимая тепло от теплообменных трубок 320. Некоторые трубки 320 имеют каналы 321 отработанных газов (или окна 321 отработанных газов камеры сгорания, которые обеспечивают уход горячих газов из камеры 200 сгорания в нефть 206, проходящую через первый корпусной участок 102a и на выход из выпускных окон 106 нефти и газа). Теплообменные трубки 320 дополнительно показаны в поперечном сечении Фиг.5A. В частности, на Фиг.5A показан вид сверху сечения термического газлифта 100 по линии 5A-5A Фиг.2. В данном сечении показан вид сверху теплообменных трубок 320 в камере 207 смешивания нефти и отработанного газа первой секции 102a корпуса 102. Некоторые теплообменные трубки 320 включают в себя каналы 321 отработанных газов (или окна отработанных газов), которые обеспечивают проход отработанных газов из камеры 200 сгорания в камеру 207 смешивания нефти и отработанного газа. Также на Фиг.5A показаны выпускные окна 106 нефти и газа, проходящие через первый корпусной участок 102a, и каналы 302a подачи топлива и воздуха в парогазогенератор 500. Как рассмотрено выше, один из каналов 302a можно использовать как путь для электропроводной линии, питающей одну или несколько свеч 514 предпускового подогрева для начального воспламенения парогазогенератора 500. На Фиг.5B показан вид сверху в сечении по линии 5B-5B Фиг.2. Данное сечение проходит под выпускными окнами 106 нефти и газа в первой корпусной секции 102a, но над теплообменными трубками 320.

[35] На Фиг.5C показан вид сверху в сечении по линии 5C-5C Фиг.2. На Фиг.5C показаны средние участки некоторых теплообменных трубок 320. На Фиг. 5D показан вид сверху в сечении по линии 5D-5D Фиг.2. На Фиг.5D показаны впускные окна 104 нефти, проходящие через первую корпусную секцию 102a. Наконец, на Фиг.5E показан вид сверху в сечении по линии 5E-5E Фиг.2. На Фиг.5E показан верх плоской головки 504 топливной форсунки, головки 516 завихрения воздуха и множества каналов 302c, проходящих через второй корпусной участок 102b. Как рассмотрено выше, каналы 302c создают проход для топлива и воздуха к парогазогенератору 500, а также проход электролинии для питания свечи 514 предпускового подогрева парогазогенератора 500.

[36] Как рассмотрено выше, забойный парогазогенератор 500 может иметь много различных вариантов применения. Например, на Фиг.7 показан электрогенератор 600. В данном варианте осуществления парогазогенератор 500 преобразуется в турбоэспандер 602 с осевым компрессором 602. В такой конфигурации нагревается нефть, и комбинация нагретой нефти и отработанных газов вращает винтовой насос 604, имеющий вращающийся шток 606 с винтовыми выступающими гребнями 608 и 610. Вращение винтового насоса 604 используют для выполнения напрямую механической работы. Механическую работу в одном варианте осуществления можно применять для выработки электроэнергии. Данный вариант осуществления является целесообразным, когда ствол скважины имеет большую глубину, и потери энергии, подаваемой с внешнего источника на большие расстояния, являются значительными. Электрогенератор на забое скважины является предпочтительным в таких ситуациях. Другой вариант осуществления, где применяется забойный парогазогенератор 500, показан на Фиг.8. На Фиг.8 показана система реформинга 700. Система реформинга 700, аналогичная системе термического газлифта, описанной выше, применяется для улучшения подвижности нефти при нагреве, совмещенном с каталитической гидрогенизацией нефти с выработкой побочных продуктов, например H₂, H₂O, CO и CO₂. В варианте осуществления системы реформинга забойный парогазогенератор 500 должен поддерживать температуру реакции приблизительно 200°C-800°C в зависимости от вида реакции и времени реакции. Отработанный газ CO₂ должен действовать, как разжижитель, снижая вязкость и плотность тяжелой нефти. Для топлива с более высоким отношением водорода к углероду (например, метана) добавляется секция парового реформинга для изменения химического состава на более легкую подвижную нефть для упрощения транспортировки. Топливо с более низким отношением водорода к углероду (например, пропан) может вступать в реакцию с водой в тяжелой нефти, добавляя Н₂ для процесса реакции. Система 700 печи реформинга Фиг.8 включает в себя камеру 500 сгорания высокого давления, которая сжигает газы, подаваемые через корпус 102, как рассмотрено выше. Отработанные газы пропускаются через теплообменную систему 700 печи реформинга, которая нагревает нефть, входящую во впускные окна 104 нефти в корпусе 102. Отработанные газы затем инжектируются в камеру 207 смешивания нефти и отработанного газа, и реформированный углеводород выпускается из выпускных окон 106 нефти и газа корпуса. Таким образом, система забойного парогазогенератора, описанная выше, имеет много различных вариантов применения.

[37] Хотя в данном документе показаны и описаны конкретные варианты осуществления изобретения, специалисту в данной области техники понятно, что любое показанное устройство в таком варианте осуществления можно заменить другим устройством аналогичной функциональности. Данная заявка не описывает все возможные адаптации или вариации настоящего изобретения.

Таким образом, устанавливается, что данное изобретение ограничено только формулой изобретения и его эквивалентами.

Группа изобретений относится к способам и системам добычи нефти при помощи забойного парогазогенератора. Система забойного парогазогенератора содержит корпус, выполненный с возможностью установки в зоне забоя эксплуатационной скважины. При этом корпус включает в себя первый корпусной участок, имеющий камеру смеси нефти и газа, второй корпусной участок, имеющий камеру сгорания и соединенный с первым корпусным участком, парогазогенератор, множество теплообменных трубок и окно выхлопа. Причем первый корпусной участок имеет по меньшей мере одно впускное окно в камеру смеси нефти и газа для обеспечения прохода нефти из нефтяного коллектора эксплуатационной скважины в камеру смеси нефти и газа. Причем первый корпусной участок дополнительно имеет по меньшей мере одно выпускное окно за пределами камеры смеси нефти и газа для обеспечения прохода смешанной нефти из нефтяного коллектора и отработанного газа из камеры смеси нефти и газа. Причем по меньшей мере одно выпускное окно отнесено на выбранное расстояние по меньшей мере от одного впускного окна. Парогазогенератор выполнен с возможностью сжигания топлива в камере сгорания. Множество теплообменных трубок размещены в камере смеси нефти и газа. Причем теплообменные трубки соединены для передачи тепла, вырабатываемого в камере сгорания, в нефть из коллектора в камере смеси нефти и газа. Окно выхлопа установлено для подачи отработанного газа из камеры сгорания в камеру смеси нефти и газа. Техническим результатом является повышение эффективности добычи нефти. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 17 ил.

1. Система забойного парогазогенератора, содержащая:
корпус, выполненный с возможностью установки в зоне забоя эксплуатационной скважины, включающий в себя:
первый корпусной участок, имеющий камеру смеси нефти и газа, причем первый корпусной участок имеет по меньшей мере одно впускное окно в камеру смеси нефти и газа для обеспечения прохода нефти из нефтяного коллектора эксплуатационной скважины в камеру смеси нефти и газа, причем первый корпусной участок дополнительно имеет по меньшей мере одно выпускное окно за пределами камеры смеси нефти и газа для обеспечения прохода смешанной нефти из нефтяного коллектора и отработанного газа из камеры смеси нефти и газа, причем по меньшей мере одно выпускное окно отнесено на выбранное расстояние по меньшей мере от одного впускного окна; и
второй корпусной участок, имеющий камеру сгорания и соединенный с первым корпусным участком;
парогазогенератор, выполненный с возможностью сжигания топлива в камере сгорания;
множество теплообменных трубок, размещенных в камере смеси нефти и газа, причем теплообменные трубки соединены для передачи тепла, вырабатываемого в камере сгорания, в нефть из коллектора в камере смеси нефти и газа; и
окно выхлопа, установленное для подачи отработанного газа из камеры сгорания в камеру смеси нефти и газа.

2. Система забойного парогазогенератора по п. 1, дополнительно содержащая:
корпус с множеством каналов подачи;
по меньшей мере один входной подающий соединительный узел, гидравлически сообщенный по меньшей мере с одним из каналов подачи для подачи по меньшей мере одного из воздуха и топлива в камеру сгорания.

3. Система забойного парогазогенератора по п. 1, в которой корпус дополнительно содержит:
первый корпусной участок, имеющий первый конец и противоположный второй конец;
первый конец второго корпусного участка, соединенный со вторым концом первого корпусного участка; и
третий корпусной участок, соединенный со вторым концом второго корпусного участка, причем в третьем корпусном участке размещен парогазогенератор.

4. Система забойного парогазогенератора по п. 3, дополнительно содержащая
муфту, выполненную с возможностью соединения второго корпусного участка с первым корпусным участком.

5. Система забойного парогазогенератора по п. 1, дополнительно содержащая
множество теплообменных трубок, образующих по меньшей мере часть теплообменной системы, размещенной в корпусе вблизи камеры сгорания, причем теплообменная система выполнена с возможностью передачи тепла из камеры сгорания в нефть, поступающую из эксплуатационной скважины.

6. Система забойного парогазогенератора по п. 5, в которой по меньшей мере некоторые теплообменные трубки образуют выпускное окно для прохода отработанных газов из камеры сгорания в камеру смеси нефти и отработанного газа, выполненную в корпусе.

7. Система забойного парогазогенератора по п. 1, дополнительно содержащая
по меньшей мере одно из следующего: систему термического газлифта, систему выработки электроэнергии и систему реформинга.

8. Система забойного парогазогенератора для эксплуатационной скважины, содержащая:
корпус с камерой смеси нефти и отработанного газа и камерой сгорания, причем корпус имеет по меньшей мере одно входное окно нефти, проходящее через наружную оболочку корпуса, обеспечивающее проход нефти из эксплуатационной скважины в камеру смеси нефти и отработанного газа, корпус дополнительно имеет по меньшей мере одно выходное окно нефти и отработанного газа, проходящее через наружную оболочку корпуса и расположенное на расстоянии от по меньшей мере одного входного окна нефти, причем по меньшей мере одно выходное окно нефти и отработанного газа выполнено с возможностью пропуска нефти и отработанного газа на выход из корпуса, при этом корпус дополнительно имеет по меньшей мере один канал подачи в наружной оболочке корпуса;
по меньшей мере один подающий соединительный узел, соединенный с корпусом, причем каждый подающий соединительный узел гидравлически сообщен по меньшей мере с одним соответствующим каналом подачи;
парогазогенератор, выполненный с возможностью сжигания топлива в камере сгорания, причем парогазогенератор выполнен с возможностью приема топлива и воздуха, пропускаемого по меньшей мере в одном канале подачи;
множество теплообменных трубок, размещенных в камере смеси нефти и отработанного газа, причем каждая теплообменная трубка соединена для передачи тепла, вырабатываемого в камере сгорания, в нефть; и
выпускное окно камеры сгорания, установленное для пропуска отработанных газов из камеры сгорания в камеру смеси нефти и отработанного газа.

9. Система забойного парогазогенератора по п. 8, в которой корпус дополнительно содержит:
первый корпусной участок, причем первый корпусной участок имеет первый конец и противоположный второй конец, причем первый корпусной участок образует камеру смеси нефти и отработанного газа;
второй корпусной участок, причем первый конец второго корпусного участка соединяется со вторым концом первого корпусного участка, причем второй корпус образует камеру сгорания; и
третий корпусной участок, соединенный со вторым концом второго корпусного участка, причем парогазогенератор размещен в третьем корпусном участке.

10. Система забойного парогазогенератора по п. 8, в которой множество теплообменных трубок образует по меньшей мере часть теплообменной системы, размещенной в корпусе вблизи камеры сгорания, причем теплообменная система выполнена с возможностью передачи тепла, вырабатываемого в камере сгорания, нефти в камере смеси нефти и отработанного газа.

11. Система забойного парогазогенератора по п. 8, в которой по меньшей мере некоторые теплообменные трубки образуют проход для отработанных газов из камеры сгорания в камеру смеси нефти и газа, выполненную в корпусе.

12. Система забойного парогазогенератора по п. 8, дополнительно содержащая:
по меньшей мере одно из следующего: систему термического газлифта, систему выработки электроэнергии и систему реформинга.

13. Система забойного парогазогенератора по п. 2, в которой каналы подачи в корпусе выполнены с возможностью охлаждения корпуса.

14. Способ отбора нефти из нефтяного коллектора, в котором:
устанавливают забойный парогазогенератор в стволе эксплуатационной скважины, проходящей в нефтяной коллектор;
подают топливо в камеру сгорания через каналы в корпусе, содержащем камеру сгорания;
инициируют запальную систему парогазогенератора;
сжигают топливо в камере сгорания в корпусе;
нагревают нефть из нефтяного коллектора с помощью множества теплообменных трубок, установленных в камере смеси нефти и газа забойного парогазогенератора, находящихся в тепловом контакте с камерой сгорания;
смешивают нефть с отработанным газом из камеры сгорания в камере смеси нефти и газа; и
выпускают отработанные газы в ствол скважины.

15. Способ по п. 14, в котором дополнительно
пропускают отработанные газы через по меньшей мере одну из теплообменных трубок и в нефть в камере смеси нефти и газа.

16. Способ по п. 15, в котором дополнительно
пропускают нефть из нефтяного коллектора в камеру смеси нефти и газа; и
пропускают смешанную нефть и отработанный газ на выход из камеры смешивания нефти и газа.

17. Способ по п. 14, в котором дополнительно
охлаждают корпус топливом, проходящим через корпус.

18. Способ по п. 14, в котором дополнительно
осуществляют реформинг нефти по меньшей мере частично с помощью отработанных газов из камеры сгорания.

19. Способ по п. 14, в котором дополнительно
осуществляют производство механической работы с помощью отработанных газов из камеры сгорания.